ИТС 29-2026. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча природного газа

(утв. Приказом Росстандарта от 14.01.2026 № 27)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ИТС 29-2017"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-2844" "ИТС 29-2017. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча природного газа (утв. Приказом Росстандарта от 15.12.2017 N 2844)"
  n1["ИТС 29-2026"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-29-2026" "ИТС 29-2026. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча природного газа (утв. Приказом Росстандарта от 14.01.2026 N 27)"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден Приказом Росстандарта от 14 января 2026 г. № 27

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Natural gas production

ИТС 29-2026

Дата введения 1 сентября 2026 года

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям «Добыча природного газа» (далее — справочник, ИТС НДТ) разработан на основе анализа технологических, технических и управленческих решений, применяемых в области добычи природного газа, и содержит описание используемых в настоящее время и перспективных технологических процессов, технических способов, методов предотвращения и сокращения негативного воздействия на окружающую среду, а также процессов, способов, методов, направленных на повышение ресурсоэффективности и экологической результативности, из числа которых выделены решения, признанные наилучшими доступными согласно установленным критериям в п. 4 статьи 28.1 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [1].

Основной целью разработки справочника НДТ является создание базового инструмента для внедрения НДТ в области добычи природного газа при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях. Справочник НДТ предназначен как для регулирующих органов (использование при выдаче хозяйствующим субъектам комплексных экологических разрешений), так и для хозяйствующих субъектов (использование при формировании экологической политики предприятия и внедрении НДТ).

Термин «наилучшая доступная технология» (НДТ) определен в статье 28.1 Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [1] - технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности ее применения».

Структура настоящего справочника НДТ соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019 [2], формат описания технологий - ГОСТ Р 113.00.04-2024 [3], термины приведены в соответствии с ГОСТ Р 113.00.12-2023 [4].

Краткое содержание справочника

Введение. Содержит краткое описание и цель разработки справочника НДТ.

Предисловие. Содержит информацию о статусе справочника НДТ, о его разработчике, краткое описание содержания, взаимосвязи с региональными, международными аналогами и другими ИТС НДТ, о сборе данных, об утверждении и введении в действие.

Область применения. Содержит информацию об основных и дополнительных видах деятельности, на которые распространяется действие справочника НДТ.

Раздел 1. Содержит общую информацию о состоянии и уровне развития газодобывающей отрасли Российской Федерации с учетом положений ГОСТ Р 113.00.23-2023 [5].

Разделе 2. Содержит информацию о технологических, технических решениях и системах менеджмента, которые применяются в настоящее время на газодобывающих предприятиях Российской Федерации, с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2024 [3].

Раздел 3. Содержит информацию о текущих уровнях потребления сырья, материалов, энергетических ресурсов и эмиссий загрязняющих веществ в окружающую среду, характерных для газодобывающей промышленности Российской Федерации. Раздел подготовлен на основе данных, представленных предприятиями Российской Федерации в рамках разработки ИТС НДТ с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2024 [3].

Раздел 4. Содержит порядок проведения сравнительного анализа и особенности учета критериев отнесения технологии, технологических и управленческих решений к НДТ на основании Федерального закона от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [1] и с учетом положений ГОСТ Р 113.00.17-2023 [6].

Раздел 5. Содержит описание НДТ для добычи природного газа, включая информацию о потенциальных экологических преимуществах, достигаемых при реализации технологии, а также информацию о воздействии на окружающую среду, потреблении ресурсов, особенностей применения, технического обслуживания и затратах (способов их снижения) при реализации указанной технологии с учетом положений ГОСТ Р 113.00.17-2023 [6].

Раздел 6. Содержит информацию о перспективных технологиях, способных на стадии промышленного внедрения обеспечить уровень воздействия на окружающую среду не ниже требований НДТ или же при соответствии им минимизировать производственные и (или) экономические затраты, а также направленных на повышение энергоэффективности и ресурсосбережения. Раздел подготовлен с учетом положений ГОСТ Р 113.00.22-2023 [7].

Заключительные положения и рекомендации. Содержат рекомендации о проведении дальнейших работ и сборе информации в области НДТ для газодобывающей отрасли промышленности, а также сведения о членах технической рабочей группы, принимавших участие при разработке справочника НДТ.

Приложения. Содержат перечень маркерных загрязняющих веществ (ГОСТ Р 113.00.27-2023 [8]), характерных для газодобывающей отрасли, перечень НДТ, перечень технологических показателей НДТ (ГОСТ Р 113.00.20-2023 [9]), сведения о целевых показателях ресурсной (в том числе энергетической) эффективности (ГОСТ Р 113.00.31-2023 [10]), сведения об индикативных показателях удельных выбросов парниковых газов (ПГ), а также «Заключения по наилучшим доступным технологиям» (ГОСТ Р 113.00.18-2023 [11]) для газодобывающей отрасли промышленности.

«Заключения по наилучшим доступным технологиям» включает части справочника НДТ, содержащие:

• область применения;
• описание НДТ, уровни эмиссий, соответствующие НДТ, технологические показатели НДТ, а также информацию, позволяющую оценить их применимость;
• уровни потребления ресурсов, в том числе энергии, в основных технологических процессах и целевые показатели ресурсной и энергетической эффективности;
• индикативные показатели удельных выбросов ПГ.

«Заключения по наилучшим доступным технологиям» приведено в справочнике НДТ для использования заинтересованными лицами, в том числе промышленными предприятиями при формировании заявок на получение комплексных экологических разрешения, а также органами государственного контроля (надзора) при выдаче комплексных экологических разрешений и является кратким описанием основных положений ИТС НДТ, включая описание наилучших доступных технологий, информации, позволяющей оценить их применимость, уровни эмиссий и потребления ресурсов.

Библиография. Содержит ссылки на источники, использованные при разработке справочника НДТ.

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. № 1458 [12]. Перечень областей применения наилучших доступных технологий определен распоряжением Правительства Российской Федерации от 24 декабря 2014 г. № 2674-р [13].

1. Статус документа

Статус документа закреплен Федеральным законом от 29.06.2015 № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации» [14]: Справочник НДТ — документом по стандартизации.

2. Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») совместно с технической рабочей группой № 29 «Добыча природного газа» (далее — ТРГ 29), состав которой утвержден приказом Минпромторга России от 22.02.2024 г. № 733 [15], и актуализирован приказами Минпромторга России от 22 октября 2024 г. № 4923 «О внесении изменений в состав технической рабочей группы „Добыча природного газа“, утвержденный приказом Минпромторга России от 22 февраля 2024 г. № 733» [16], от 16 сентября 2025 г. № 4583 «О внесении изменений в состав технической рабочей группы „Добыча природного газа“, утвержденный приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 22 февраля 2024 г. № 733» [17].

Перечень организаций и их представителей, принимавших участие в разработке ИТС НДТ, приведен в разделе «Заключительные положения и рекомендации».

Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

3. Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание технологий, применяемых в технологических процессах добычи природного газа и газового конденсата, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, повысить энергоэффективность, обеспечить ресурсосбережение. На основании анализа технологий, оборудования, технических способов, методов (в том числе управления) определены решения, являющиеся НДТ. Для НДТ установлены технологические показатели маркерных веществ.

4. Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

При разработке ИТС НДТ были учтены материалы справочника Европейского союза по НДТ «Руководство по наилучшим доступным технологиям разведки и добычи углеводородов» (Best Available Techniques (BAT) Guidance Document on upstream hydrocarbon exploration and production (2019)) [18], а также учтены технологические, экологические и экономические особенности добычи углеводородного сырья в российских газодобывающих компаниях.

5. Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, технологиях, применяемых при добыче природного газа в Российской Федерации, была собрана в процессе актуализации 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 Минпромторга России от 18 декабря 2019 г. № 4841 [19].

6. Взаимосвязь с другими ИТС НДТ

Взаимосвязь справочника НДТ с другими справочниками НДТ, разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 10 июня 2022 года № 1537-р [20], приведена в разделе «Область применения».

7. Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Настоящий справочник НДТ утвержден приказом Росстандарта от 14 января 2026 г. № 27.

Настоящий справочник НДТ введен в действие с 1 сентября 2026 г., официально опубликован в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru).

8. Взамен ИТС 29-2017

Область применения

Настоящий ИТС НДТ распространяется на следующие основные виды деятельности и процессы, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:

• добычу, включая технологию морской добычи, природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата), сбора, внутрипромысловой транспортировки продукции;
• деятельность по эксплуатации и/или разработке месторождений, связанных с добычей природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата) (деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию промыслового оборудования и все прочие виды деятельности по промысловой подготовке и компримированию углеводородного сырья для трубопроводной транспортировки от места добычи до пункта отгрузки или поставки);
• методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.

Настоящий ИТС НДТ не рассматривает:

• добычу сырой нефти;
• добычу нефтяного (попутного) газа;
• добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение из них нефти;
• разведку нефтяных и газовых месторождений, в том числе промыслово-геофизические, геологические и сейсмические исследования;
• процессы капитального ремонта, консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья;
• процессы строительства эксплуатационных и разведочных скважин, объектов добычи природного газа и газового конденсата;
• производство сжиженного природного газа;
• некоторые процессы вспомогательного производства, такие как: работа станков в ремонтных мастерских, вертолетные площадки, пожарные депо, объекты охраны/сигнализации, автотранспортное хозяйство, их вентиляция и др.
• вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Области применения ИТС НДТ соответствуют коды видов деятельности согласно ОКВЭД 2 [21] и виды получаемой продукции согласно ОКПД 2 [22].

Основные виды экономической деятельности и наименование продукции, подпадающие под действие справочника НДТ, приведены в таблице 1.

Таблица 1

Виды экономической деятельности и наименование продукции, подпадающие под действие справочника НДТ

Таблица 2

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

Обозначения и сокращения

АВГМ — агрегат воздухонагревательный газовый модульный

АВО — аппарат воздушного охлаждения

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологического процесса

АУК — автоматический управляющий комплекс

БПГ — блок подготовки природного газа

БС — боковой ствол

БСВ — буровые сточные воды

ВЖК — вахтово-жилищный комплекс

ВИР — водоизоляционные работы

ВНК — высоконапорный коллектор

ГВГ — генераторы влажного газа

ГВК — газоводяной контакт

ГЖ — горючая жидкость

ГКМ — газоконденсатное месторождение

ГКС — головная компрессорная станция

ГП — газовый промысел

ГПА — газоперекачивающий агрегат

ГПЗ — газоперерабатывающий завод

ГПУ — газопоршневая установка

ГРП — гидроразрыв пласта

ГСМ — горюче-смазочные материалы,

ГТУ — газотурбинная установка

ГТД — газотурбинный двигатель

ГТМ — геолого-технические мероприятия

ГФУ — горизонтальная факельная установка

ДКС — дожимная компрессорная станция

ДЭГ — диэтиленгликоль

ЕСГ — единая система газоснабжения

ЕЭС — единая энергетическая система

ЗБС — зарезка боковых стволов

ЗВ — загрязняющее вещество

ЗПА — запорно-переключающая арматура

ЗРА — запорно-регулирующая арматура

ИИУС — информационно-измерительная управляющая система

ИП — измеритель периметра

КГС — куст газовых скважин

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика

КЛК — концентрическая лифтовая колонна

КПД — коэффициент полезного действия

КП — контрольный пункт

КРД — клапан-регулятор давления

КС — компрессорная станция

КЦ — компрессорный цех

КСиР — капитальное строительство и реконструкция

ЛВЖ — легковоспламеняющаяся жидкость

ЛК — лифтовая колонна

ЛОС — локальные очистные сооружения

МВ — маркерное вещество

МЗС — многозабойная скважина

МКП — межтрубное кольцевое пространство

МКУ — модульные компрессорные установки

МОС — модуль обвязки скважины

МЭГ — моноэтиленгликоль

МЭКС — малоэмиссионные камеры сгорания

НГБ — нефтегазовый бассейн

НГК — нефтегазовый комплекс

НГКМ — нефтегазоконденсатное месторождение

НГП — нефтегазоносная провинция

НДТ — наилучшие доступные технологии

НКГ — нестабильный конденсат газовый

НКТ — насосно-компрессорная труба

ННК — низконапорный коллектор

НПО — нефтепромысловое оборудование

НТА — низкотемпературная абсорбция

НТС — низкотемпературная сепарация

ОЛК — основная лифтовая колонна

ОС — окружающая среда

ООС — охрана окружающей среды

ПАВ — поверхностно-активные вещества

ПГ — парниковые газы

ПГП — потенциал глобального потепления

ПДК — предельно допустимая концентрация

ПЗП — призабойная зона пласта

ПНГ — попутный нефтяной газ

ПСТ — предварительное смешение топлива

ПХБ — полихлорбифенилы

ПХГ — подземное хранение газа

ПХТ — полихлортерфенилы

ПЭД — погружной электродвигатель

ПЭК — производственный экологический контроль

РТО — рекуперативный теплообменник

САУ — системы автоматического управления

СВ — сточные воды

СГДУ — сухие газодинамические уплотнения

СИ — средство измерений

СЖТ — GLT-technology («gas-to-liquids»)

СКО — солянокислая обработка

СПТ — сталеполимерная труба

СПЧ — сменные проточные части

СРП — соглашение о разделе продукции

СЭМ — система экологического менеджмента

ТВС — топливно-воздушная смесь

ТДА — турбодетандерный агрегат

ТКА — турбокомпрессорный агрегат

ТОиР — техническое обслуживание и ремонт

ТСГ — термостабилизация грунтов

ТЗ — технологический зазор

ТП — технологический показатель

ТФ ОБ — твердая фаза отходов бурения

ТЭГ — триэтиленгликоль

ТЭР — топливно-энергетические ресурсы

УКПГ — установка комплексной подготовки газа

УНС — установка насосной станции

УОГ — узел очистки газа

УПГ — установка подготовки газа

УППГ — установка предварительной подготовки газа

ФО — федеральный округ

ФУ — факельная установка

ХВО — химводоочистка

ЦБК — центробежный компрессор

ЦБН — центробежный нагнетатель

ЦЛК — центральная лифтовая колонна

ЦСП — центральный сборный пункт

ЧС — чрезвычайное событие

ЭК — эксплуатационная колонна

ЭРУО — эмульсионный раствор на углеводородной основе

ЭСАУ — энергосберегающей системы автоматического управления

ЭСН — электростанция собственных нужд

ЭЦН — электроцентробежный насос.

Термины и определения

Природный газ — газообразная смесь, добытая из всех видов месторождений (залежей) углеводородного сырья, состоящая преимущественно из метана и содержащая более тяжелые углеводороды, азот, диоксид углерода, водяные пары, серосодержащие соединения, инертные газы, а также следовые количества других компонентов (в соответствии с ГОСТ 34895-2022 (п. 3.1.1) [23]).

Природный газ, подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам — природный газ, прошедший технологические операции для обеспечения его безопасного транспортирования по магистральным газопроводам (в соответствии с ГОСТ 34895-2022 (п. 3.1.2) [23]).

Продукция — результат деятельности, представленный в материально-вещественной форме и предназначенный для дальнейшего использования в хозяйственных и иных целях [24].

Газовый конденсат — жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси (в соответствии ГОСТ Р 53521-2009 (п. 6) [25]).

Газовый конденсат нестабильный — газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов C1 — C4, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа. К примесям относятся вода (водные растворы ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические примеси (в соответствии с ГОСТ Р 53521-2009 (п. 7)) [25].

Газовый конденсат стабильный — газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов C1 — C4, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011 (п. 3) [26].

Свободный газ — газ природный, свободно движущийся и равномерно заполняющий в отсутствие внешних сил весь объем в пористых и трещиноватых горных породах [27].

Газовая шапка — заполненная газом природным горючим верхняя часть залежи нефти и газа [28].

Раздел 1. Общая информация о газодобывающей отрасли Российской Федерации

Россия обладает крупнейшей в мире сырьевой базой природного газа, располагая почти 22% мировых запасов. По объему его добычи страна занимает второе место в мире, обеспечивая шестую часть мирового показателя. Мировые запасы природного газа, включающего свободный газ газовых залежей и газовых шапок, и растворенного газа, подсчитаны в недрах более 60 стран мира и оцениваются в 207,9 трлн м3.

В 2023 г. добыча природного газа в России по данным Росстат составила 638 млрд м3 [29].

Выработанность разбуренных запасов природного газа в России по состоянию на начало 2024 г. составила 38,2%, увеличившись за последние 10 лет на 9% [30]. Наиболее выработаны запасы месторождений, расположенных на территории Северо-Западного, Уральского, Приволжского, Северо-Кавказского ФО, наименее — Сибирского и Дальневосточного ФО и шельфовых зон России.

По объемам добычи газа ПАО «Газпром» занимает первое место среди компаний России (рисунок 1.1). Крупнейшие российские месторождения газа расположены в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО): Уренгойское — уникальное, третье по величине в мире — с запасами в 4,2 трлн м3, Тамбейское — 3,8 трлн м3 и Штокмановское на шельфе Баренцева моря — 3,9 трлн м3 [31]. Однако доля данного района в газодобыче снижается в связи с высокой степенью выработанности месторождений. Падение газодобычи в Надым-Пур-Тазовском районе компенсируется ростом добычи газа на полуострове Ямал за счет ее наращивания на Бованенковском месторождении и ввода в эксплуатацию Харасавэйского месторождения. Начало добычи на Чаяндинском месторождении в Республике Саха (Якутия) обеспечило сырьем газопровод Сила Сибири, запущенный в 2019 г. В 2022 г. в Силу Сибири подан газ с Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Рисунок 1.1 — Крупнейшие газодобывающие компании в РФ

Крупнейшей независимой компанией и второй по объемам производства газа в стране является ПАО «НОВАТЭК». В 2024 г. компания разрабатывала 27 месторождений в основном в ЯНАО. С 2021 г. в активах холдинга находятся крупные месторождения Уренгойское, Самбургское, Яро-Яхинское и др., обеспечившие в 2023 г. в общей добыче 12,4%. В целом за отчетный год компания незначительно нарастила объем добычи до 82,4 млрд м3 (+2,4% к 2023 г.), в основном за счет прироста на Южно-Тамбейском месторождении (ОАО «Ямал СПГ») на 7% (19,3 млрд м3). В 2022 г. в эксплуатацию было введено Ево-Яхинское месторождение, что оказало положительное влияние на рост добычи.

ПАО «НК „Роснефть“ в последние годы динамично развивает газовый бизнес, достигнув в 2024 г. уровня добычи 75,6 млрд м3. Добыча газа осуществляется силами более чем 35 дочерних обществ и совместных предприятий в Западной и Восточной Сибири, Центральной России, на юге Европейской части России, на Дальнем Востоке. Основные центры роста добычи газа в ближайшие годы — это проекты АО „Роспан Интернешнл“ и ООО „Харампурнефтегаз“.»

1.1 Общая информация о текущем состоянии отрасли

Территориальное распределение запасов свободного газа по Российской Федерации приведено на рисунке 1.2 [30]. Распределение крупных газовых месторождений и объектов газовой отрасли по территории Российской Федерации приведено на рисунке 1.3.

Рисунок 1.2 — Распределение запасов свободного газа по территории Российской Федерации, млрд м3 [30]

Рисунок 1.3 — Распределение крупных газовых месторождений и объектов газовой отрасли по территории Российской Федерации

В таблице 1.1 приведен перечень основных месторождений газа на территории России и предприятий, осуществляющих их эксплуатацию и относящихся к области применения данного ИТС НДТ.

Таблица 1.1

Основные месторождения свободного газа [30]

1.2 Структура отрасли и основные показатели работы газодобывающей промышленности

По состоянию на 01.01.2024 г. российские извлекаемые запасы природного газа составляли 66,9 трлн м3, включая свободного газа (свободно движущегося и равномерно заполняющего в отсутствие внешних сил весь объем в пористых и трещиноватых горных породах) и газа газовых шапок (заполненная газом природным горючим верхняя часть залежи газа) — 6,3 трлн м3 (-12,1% относительно 2021 г.), растворенного — 1,4 трлн м3 (-2,1%) [30].

Поставки на внутренний рынок увеличились на 12 млрд м3 и составили 513 млрд м3 (+2,4% к 2023 г.), экспорт газа увеличился на 3,4% до 175,8 млрд м3. Поставки ПАО «Газпром» в дальнее зарубежье (в Европу, Турцию, Китай) по итогам 2023 г. упали в 1,8 раза и составили 100,9 млрд м3 газа, в том числе в Европу — 85,4 млрд м3, в Китай — 22,7 млрд м3 (+47,4%). Экспорт СПГ снизился на 4% и достиг 47,2 млрд м3.

На начало 2023 г. добычу природного газа на территории РФ осуществляют 280 добывающих предприятий, в том числе:

• 84, входящих в состав вертикально-интегрированных холдингов;
• 8 структурных подразделений ПАО «НОВАТЭК»;
• 137 независимых компаний, часть из которых находится в совместной собственности системного бизнеса (т.н. условно независимые);
• 3 предприятия, работающие на условиях соглашений о разделе продукции.

Согласно данным [32] добыча газового конденсата в России в 2023 г. составила 30,1 млн т, что на 8,5% больше, чем годом ранее.

На территории РФ основные объемы газового конденсата добываются в ЯНАО — более 70% от общероссийской добычи.

Добычу газового конденсата в РФ осуществляют около 40 недропользователей, крупнейшими из которых являются ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», АО «Арктикгаз» и ПАО «НК „Роснефть“.»

1.3 Основная продукция газодобывающей отрасли и экономические показатели

Объем добычи природного газа в мире в 2023 г. составил 4,12 трлн м3 (+ 0,49% в сравнении с 2022 г. и + 11,4% в сравнении с 2017 г.) [30].

Ключевую роль в российской газодобыче играет Ямало-Ненецкий АО, обеспечивающий более 80% российского объема. Здесь в противовес снижению добычи в традиционном Надым-Пур-Тазовском регионе происходит наращивание объемов добываемого газа на полуостровах Ямал, Гыдан и на шельфе Карского моря, где формируется новый центр газодобычи. Очевиден тренд развития со смещением в северном направлении. Новые крупные газовые центры формируются и на базе месторождений Восточной Сибири — Якутский (формируется на базе Чаяндинского месторождения) и Иркутский (формируется на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения), где добыча только начинается.

1.4 Основные экологические проблемы газодобывающей отрасли

Показатели деятельности основных нефтегазовых компаний в области охраны окружающей среды (ООС) за 2018 и 2023 гг. представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Показатели деятельности нефтегазовых компаний в области ООС за 2018 — 2023 гг.

В 2023 г. по сравнению с 2018 г. зафиксированы изменения суммарных значений по некоторым показателям воздействия газодобывающих производств на ОС:

• уменьшение валового выброса в атмосферный воздух вредных веществ на 16%;
• увеличение объема уловленных и обезвреженных веществ на 42%;
• увеличение площади нарушенных земель (на конец года) на 29%;
• увеличение объема образованных отходов на 84%.

В структуре выбросов предприятий по добыче природных ископаемых преобладает метан (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 — Структура выбросов в атмосферу газодобывающих предприятий

Природный газ отдельных месторождений может содержать токсичные примеси, в частности, сернистые соединения.

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.

Сброс СВ предприятий добычи природного газа незначителен.

Важным показателем воздействия на ОС является образование отходов производства и потребления. В добыче природного газа в качестве отходов преобладают отходы минеральных масел турбинных, сорбенты на основе жидких углеводородов, метанола, формальдегида и третичных аминов, отработанные при очистке природного газа и газового конденсата от сероорганических соединений и др.

К прочим факторам негативного воздействия на ОС 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 [33]. Физические нарушения геологической среды в районах газодобычи приводят к просадкам, оседаниям и провалам земной поверхности, а также подтоплениям территорий [34].

Раздел 2. Технологические, технические решения и системы менеджмента, используемые в настоящее время на газодобывающих предприятиях Российской Федерации

2.1 Общая технологическая схема газового промысла

Газовый промысел (ГП) — технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения (или месторождений), а также подготовки газа и конденсата к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации ГП условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные сети, газосборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата, КС. 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 [34].

Настоящий справочник НДТ включает технологические этапы, процессы/установки/объекты, обеспечивающие реализацию технологий (таблица 2.1).

В данном ИТС НДТ рассмотрены следующие основные этапы эксплуатации месторождений:

• добыча, сбор и внутрипромысловая транспортировка природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата);
• промысловая подготовка природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата);
• компримирование природного газа на объекте добычи.

Также эксплуатация месторождения включает в себя системы поддержания пластового давления и вспомогательные процессы.

Общая схема основных и вспомогательных технологических блоков добычи газа представлена на рисунке 2.1. В зависимости от условий освоения месторождения схема может включать одну или две ступени дожимной компрессорной станции (ДКС) и аппараты воздушного охлаждения (АВО).

Таблица 2.1

Этапы добычи природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата) и применяемые технологии, процессы, установки

Рисунок 2.1 — Типовая схема обустройства газового промысла

2.2 Добыча, сбор и внутрипромысловая транспортировка природного газа

2.2.1 Извлечение продукции из скважин

Целью извлечения углеводородного сырья является поднятие природного газа и газового конденсата из пласта на поверхность.

На этом этапе происходит движение природного газа и газового конденсата от забоев скважин до их устья на поверхности. Сырье газовой/газоконденсатной скважины — это природный газ с парами тяжелых углеводородов и воды, капельная вода, нестабильный углеводородный конденсат, мехпримеси, в том числе коррозионно-активные компоненты.

Технология состоит в пуске и остановке скважины, установлении, поддержании и контроле за заданным режимом эксплуатации, обеспечении нормальной работы оборудования в осложненных условиях. Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы газа, конденсата, предусмотренные техническим проектом при соблюдении условий надежности и безопасности извлечения углеводородного сырья из скважин.

В состав технологических сооружений куста скважин входит:

а) приустьевые площадки добывающих скважин;

б) блоки подачи реагентов и ингибиторов;

в) замерные установки;

г) дренажные емкости и технологические трубопроводы;

д) ГФУ.

Скважины делят на несколько категорий, в рамках настоящего справочника НДТ рассмотрены следующие:

• эксплуатационные (добывающие) — для добычи газа и газового конденсата,
• нагнетательные — для закачки в продуктивные горизонты инертных газов, природного газа при добыче газового конденсата, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных воздушными подъемниками,
• опережающие эксплуатационные — служащие для добычи углеводородов с одновременным уточнением строения продуктивного пласта.

Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы газа, конденсата и жидкости, предусмотренные техническим проектом при соблюдении условий надежности и безопасности извлечения углеводородного сырья из скважин.

Технологический режим работы добывающих скважин характеризуется следующими основными параметрами:

• пластовым, забойным и устьевым давлением;
• дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, конденсатным фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;
• типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.

Многозабойная скважина (МЗС) с восходящим основным стволом. МЗС — скважина, состоящая из основного, как правило, горизонтального ствола, из которого в пределах одного продуктивного горизонта пробурен один или несколько боковых стволов (ответвлений). Преимущества МЗС: увеличение суточной производительности; увеличение площади дренирования коллектора; оптимизация кустовых площадок; малая эффективность или невозможность применения метода гидроразрыв пласта (ГРП) в продуктивных пластах с незначительной толщиной и/или подстилающим газоводяным контактом (ГВК).

В последнее время начинает отрабатываться технология, получившая название «Fishbone». Метод забуривания МЗС по технологии «Fishbone» направлен в первую очередь на интенсификацию притока пластового флюида в коллекторах с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью, часто характеризующихся ограниченной продуктивностью. Суть технологии состоит в создании одного горизонтального ствола и множества отходящих от него ответвлений, которые за счет своего расположения обеспечивают лучший охват газонасыщенного участка одной скважиной.

Для эксплуатации нагнетательной скважины устанавливается технологический режим, который обеспечивает закачку требуемых объемов рабочего агента в планируемом периоде, соблюдение условий надежности и безопасности извлечения углеводородного сырья из скважин, предусмотренных техническим проектом и нормами закачки.

Технологический режим работы нагнетательных скважин характеризуется следующими основными параметрами:

• пластовым, забойным и устьевым давлением;
• приемистостью скважины и количеством механических примесей в закачиваемом агенте;
• температурой закачиваемого агента (для паронагнетательных скважин);
• 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:

• категория А — скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов (на газовых объектах, включающих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водоносные пропластки);
• категория Б — скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов (на газовых объектах, включающих водоносные пласты (пропластки)).

В отдельных случаях, обоснованных проектом разработки месторождения, закачивание скважин в продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами-коллекторами, производят открытым забоем без перекрытия фильтрами.

Пакерная схема эксплуатации предусматривается для газовых и газоконденсатных скважин:

• при дебите газа (или газоконденсатной смеси) 500 тыс. м3/сут и более, расположенных на расстоянии менее 500 м от населенного пункта;
• при коэффициенте аномальности пластового давления Ка = 1,1 и выше;
• при размещении в кустах на месторождениях с наличием в разрезе многолетних мерзлотных пород с расстоянием между устьями менее 40 м.

Все скважины на горизонты с аномально высоким пластовым давлением сооружаются и эксплуатируются по пакерной схеме.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на вертикальные, горизонтальные, наклонные.

В процессе извлечения углеводородного сырья из скважин должен быть обеспечен регулярный контроль технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, получение исходных данных, необходимых для оптимизации технологического режима [35].

Известны два способа эксплуатации газовых месторождений: фонтанный и компрессорный. Основным способом извлечения углеводородного сырья из 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 извлечения углеводородного сырья из скважин 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.

Электроцентробежные насосы (ЭЦН) широко применяются на месторождениях Западной Сибири, а также в различных геолого-промысловых условиях:

• газовый фактор — до 500 м3/м3;
• температура пласта — до 120 °C;
• в условиях абразивно-содержащих жидкостей и парафино-гидратных отложений.

Серийно выпускаемым насосным оборудованием для эксплуатации скважин со средними дебитами по жидкости более 20 м3/сут. являются установки ЭЦН.

Глубина спуска ЭЦН на скважинах выше глубины подвески хвостовиков (выше горизонтальных участков скважин). Для получения информации о параметрах погружной установки и окружающей среды на ее приеме, рекомендуется использование системы погружной телеметрии, устанавливаемой на основании ПЭД. С помощью данной системы возможно получение данных о давлении на приеме погружной установки, температуре окружающей среды, температуре статорной обмотки ПЭД, сопротивлении изоляции ПЭД и погружного кабеля. Информация подается на наземный блок согласования телеметрии.

В состав ЭЦН рекомендуется включить газосепаратор-диспергатор, который предназначен для измельчения газовых включений в пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной смеси и подачи ее на вход погружного центробежного насоса. Принцип действия газосепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа. Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключается образование газовых пробок в насосе, благодаря чему обеспечивается стабильная работа ЭЦН и повышается наработка на отказ.

На поздней стадии разработки месторождений с целью доизвлечения природного газа из скважин с низкими устьевыми параметрами применяется способ добычи с установкой МКУ на кусте газовых скважин, обеспечивающий понижение давления на устье скважины, повышение давления и температуры природного газа на входе в газосборный коллектор/газопровод-шлейф для обеспечения транспорта до установки комплексной подготовки газа/установки предварительной подготовки газа.

Добыча газа может происходить из одного и/или более пластов одной скважины, но пласты должны быть изолированы друг от друга, и газ каждого пласта имеет в скважине отдельный путь. Изоляцию (разобщение) пластов при одновременной раздельной эксплуатации можно осуществлять одной или несколькими подъемными трубами с применением пакеров или цемента. Схема компоновок подземного оборудования определяются проектом разработки месторождения.

Выработку месторождения в вертикальном направлении можно классифицировать следующим образом:

• система одновременной выработки всех пластов,
• системы последовательной разработки, а именно:

\cdot система «сверху-вниз»;

\cdot система «снизу-вверх»;

\cdot выборочная система.

Система одновременной выработки всех пластов тем труднее осуществима, чем больше пластов содержит месторождение.

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 расход металла на обсадные трубы, а также повышает вероятность негативного воздействия на вышележащие объекты.

Разработка начинается с 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 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.

Зарезка боковых стволов (ЗБС) — апробированный метод восстановления скважин путем перевода на другой продуктивный интервал. Комплексно решает задачи поддержания работоспособности эксплуатационного фонда добывающих скважин и вовлечения в разработку незадренированных ранее продуктивных интервалов с наименьшими капитальными затратами.

При выборе скважин-кандидатов для ЗБС необходимо выявить фонд проблемных (аварийных, высокообводненных, низкодебитных) скважин, на которых другие геолого-технические мероприятия (ГТМ), кроме ЗБС, не приведут к положительному результату. После чего провести оценку выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам, обосновать точку вскрытия пласта и профиль ствола скважины. Также необходимо спрогнозировать влияние ввода бокового ствола (БС) на показатели участка и провести технико-экономическую оценку его бурения и эксплуатации.

Варианты конструкции бокового ствола варьируются в широком диапазоне в зависимости от целевых задач его проводки, также при проектировании разработки определяется оптимальная схема вскрытия продуктивного интервала в боковом стволе.

На поздней стадии разработки месторождения при возникновении осложнений, вызванных скоплениями воды на забое и разрушением призабойной зоны, применяется технология извлечения углеводородного сырья из скважин с применением технологии концентрической лифтовой колонны (КЛК), схема которой представлена на рисунке 2.2 [36]. Данная технология испытана на крупнейших газовых месторождениях России — Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском и других, расположенных в районах Крайнего Севера.

Рисунок 2.2 — Пример технологической схемы системы КЛК с управляющим комплексом

Технология извлечения углеводородного сырья из 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 колоннами труб центральной лифтовой колонны (ЦЛК), 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 основной лифтовой колонны (ОЛК) при изменении давления на устье скважины.

Кроме того, обводненность газовой скважины обуславливает необходимость периодического и/или непрерывного удаления влаги из скважины (таблица 2.2). 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 2.2

Качественные критерии выбора технологии по восстановлению обводненных бездействующих скважин

2.2.1.1 Морская добыча, сбор, транспортировка продукции скважин

Системы подводной добычи могут быть классифицированы по степени сложности от единичной скважины, связанной промысловым трубопроводом с береговой установкой, до групп из нескольких скважин в составе интегрированного комплекса или куста скважин, соединенных с манифольдом, продукция от которого также направляется на берег.

Основные компоненты, входящие в состав системы подводной добычи, показаны на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 — Типовая 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;
• 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;
• 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 [37, 38].

Из каждой скважины под действием пластового давления углеводородная смесь направляется по шлангокабелю на сборный манифольд, далее по газосборному коллектору поступает на беговой технологический комплекс на УКПГ, где вырабатывается продукция: газ горючий природный и конденсат газовый стабильный.

2.2.2 Интенсификация притока природного газа в скважине

Технология интенсификации притока продукции в скважине представляет собой комплекс работ, направленных на изменение фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их флюидов в непосредственной близости от ствола скважины с целью повышения, восстановления или изменения продуктивности (приемистости) пластов.

С целью интенсификации добычи газа применяют несколько технологий удаления жидкости из скважины с использованием ПАВ:

• периодический ввод в скважину твердых пенообразователей с остановкой скважины;
• периодическая закачка раствора ПАВ в трубное пространство НКТ в остановленной скважине;
• постоянная или периодическая закачка раствора ПАВ в затрубное пространство (скважина без пакера) без остановки скважины;
• постоянная или периодическая подача раствора ПАВ по капиллярной трубке, спущенной на забой скважины (без остановки скважины).

Одним из способов интенсификации на скважинах является ввод жидких ПАВ для выноса скопившейся жидкости на забое посредством газлифта.

Подача жидких ПАВ осуществляется пневматическими дозировочными насосными установками в затрубное пространство скважины. Ввод жидких ПАВ осуществляется в зависимости от фактического режима работы скважины.

Общая схема закачки жидкого раствора ПАВ в пласт газа включает следующие этапы:

• приготовление состава ПАВ непосредственно у устья скважины с помощью специализированной техники,
• смешивание ПАВ с водой или другой нагнетательной жидкостью,
• закачка раствора в скважину под высоким давлением,
• достижение раствором забоя скважины, смешивание с пластовыми жидкими флюидами, образуя устойчивую пену.

Пена действует как барьер между газом и водой, уменьшая межфазное натяжение между двумя жидкостями и облегчая поток газа.

Важно контролировать параметры закачки, такие как ее скорость, давление и объем, а также регулировать обработку ПАВ по мере необходимости.

В отдельных случаях получают раствор ПАВ с технической водой в соотношении от 5 до 15%. Соотношение зависит от количества воды в НКТ и от глубины скважины. В этом случае закачка происходит через факельную линию. Попутная вода реагирует с раствором жидких ПАВ и превращается в пену, что способствует более легкому ее вытеснению из насосно-компрессорных труб.

Технология обработки забоев скважин твердыми ПАВ заключается в следующем: перед обработкой скважину отрабатывают на «факел» и останавливают. В скважину вводят необходимое количество шашек и пускают ее в работу. Основные условия эффективного применения данного метода: наличие барботируемого столба жидкости, отсутствие интенсивного притока пластовых вод (не более 3 м3/сут), низкая скорость газожидкостного потока у башмака лифтовых труб (менее 2 м/с).

Интенсификацию возможно осуществлять за счет установки модульной компрессорной установки на кустах газовых скважин за счет снижения давления на устье скважины и увеличения скорости потока пластового флюида по стволу (НКТ, КЛК) скважины.

Другим способом интенсификации притока газа в скважину является метод ГРП, который состоит из следующих этапов проведения работ:

• закачка в пласт технологической жидкости разрыва (геля) в объемах и на режимах, предусмотренных планом работ, для образования в пласте трещин;
• закачка жидкости-проппантоносителя с расклинивающим материалом с постепенным увеличением концентрации проппанта с производительностью закачки, обеспечивающей на забое скважины давление, достаточное для распространения трещины;
• вытеснение смеси жидкостей с проппантом из ствола скважины в пласт закачкой продавочной жидкости без снижения темпов закачивания.

В процессе проведения ГРП осуществляется непрерывный контроль параметров закачки и объемов закачиваемых в пласт жидкостей и проппанта. После проведения основных этапов скважина закрывается на технологический отстой для деструктуризации жидкости разрыва (геля) и окончательного формирования трещины.

На рисунке 2.4 приведена схема закачки ПАВ.

Рисунок 2.4 — Схема закачки ПАВ

2.2.3 Сбор газа на промыслах

После извлечения из пласта и подъема к устью скважины газ поступает в газопроводную сеть, а затем на очистку и осушку на установке подготовке газа (УПГ).

Существующие системы промыслового сбора природного газа классифицируются по трем признакам.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа (индивидуальные, групповые и централизованные) [39].

При индивидуальной системе сбора (рисунок 2.5) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений подготовки газа — персональную УПГ, после которого газ поступает в сборный коллектор, далее — на центральный сборный пункт (ЦСП). Эта система может применяться в начальном периоде разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Рисунок 2.5 — Индивидуальная система сбора газа [40]

При групповой системе сбора (рисунок 2.6) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте, 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 2.6 — Групповая система сбора газа на промыслах [40]

При централизованной системе сбора (рисунок 2.7) 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 2.7 — Централизованная система сбора газа [40]

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.

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, и поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рисунок 2.8). 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.

Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое

Рисунок 2.8 — Формы коллекторной газосборной сети [41]

По рабочему давлению: вакуумные (P < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < P < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < P < 1,6 МПа) и высокого давления (P > 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 [37].

Система сбора газа должна обеспечивать и предусматривать:

• возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов газа залежи по площади и разрезу;
• минимизацию потерь пластовой энергии;
• технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к газосборным пунктам;
• возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор проб пластовых флюидов скважин (групп скважин) для залежей, содержащих свободный газ;
• устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь углеводородного сырья при авариях;
• минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактических работах;
• возможность ее реконструкции при изменении условий добычи;
• возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объектов или объектов разработки;
• использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта низконапорного газа.

2.2.4 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:

• блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;
• склад для хранения химреактивов.

Схемы ввода ингибиторов:

• инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;
• закачка ингибиторов непосредственно в пласт;
• насосом с УКПГ;
• 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 газовой 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 2.3 - 2.5).

Таблица 2.3

Составы ингибиторов коррозии для серосодержащих сред

Таблица 2.4

Составы ингибиторов коррозии для кислородсодержащих сред

Таблица 2.5

Составы ингибиторов коррозии для сероводородсодержащих и углекислотных сред

В качестве основы ингибиторов анаэробной коррозии бактерицидного действия используют: первичные алифатические амины фракции C8 — C18; продукты взаимодействия первичных и вторичных алифатических аминов с техническим диметилфосфитом [38].

В качестве ингибиторов гидратообразования применяют спирты (метанол, моно-, ДЭГ и ТЭГ) 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 самотеком).

Ингибитор гидратообразования, метанол, подается централизованно по различным точкам в места образования холода, и на кусты газовых скважин, на устья и на выходные манифольды, а также перед клапаном-регулятором давления (КРД) в составе скважин, на запорно-переключающей арматуре (ЗПА), перед КРД в системе НТС, перед турбодетандерным агрегатом (ТДА), перед эжекторами, перед АВО, перед теплообменниками газ-газ, газ-конденсат, конденсат-конденсат. Подача осуществляется автоматически при помощи систем подачи ингибитора.

Максимальный эффект достигается при постоянном поступлении ингибиторов (независимо от схемы ввода) с помощью форсунок (в распыленном 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 химического производства (полипропиленгликоль, этилцеллюлозы), а также применение комплексных ингибиторов. Последние предназначены для предупреждения гидратообразования и коррозии, а также солеотложения [42].

2.2.5 Внутрипромысловая транспортировка природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата)

При промысловой транспортировке газа осуществляется передача продукции скважин по шлейфам и промысловым трубопроводам через очистные устройства и коллекторы на производственные комплексы для дальнейшей его промысловой подготовки.

При промысловой транспортировке газа используется следующее оборудование: промысловые газопроводы, промысловые шлейфы-газопроводы, коллекторы, промысловые газосборные коллекторы-газопроводы, промысловые конденсатосборные коллекторы, газораспределительные пункты, свечи рассеивания, факела на линейной части газопровода, подогреватели газового конденсата, емкости аварийного слива конденсата, аварийные дизельэлектростанции, блоки редуцирования газа, котельные и пр.

ИЗАВ могут являться обвязка газопровода (вкл. фильтры ЗПА); неплотности оборудования газопроводов, свечи рассеивания; факела; конденсатосборники; узлы задвижек, крановые узлы, узлы запуска и приема очистных устройств при продувке, обвязки емкостей при продувке.

Для предотвращения гидратообразования возможен ввод в систему метанола на кустовых площадках. Для обеспечения безгидратного режима работы газопроводов и уменьшения подачи метанола возможна укладка труб в теплоизоляции.

Для очистки внутренней полости трубопровода и проведения его диагностики предусмотрены камеры пуска приема очистных устройств. После проведения очистки/диагностики избыточное давление с камер пуска/приема сбрасывается по линиям сброса через свечу рассеивания.

Для защиты трубопроводов от превышения давления на кустовых площадках предусмотрены клапаны (сбросные пружинные предохранительные), соединенные со свечами рассеивания.

При необходимости ремонта трубопроводов каждый участок снабжен линиями сброса и свечами рассеивания для возможности сброса давления.

2.3 Промысловая подготовка газа, газового конденсата

Целью промысловой подготовки газа является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, капельной влаги и паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Содержание коррозионно-активных компонентов, углекислого газа и сероводорода, в процессе подготовки газа доводится до значений, установленных ГОСТ 5542-2022 [43].

Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости осуществляется в сепараторах на УКПГ, УППГ, пробкоуловителях на ДКС, а на серосодержащих месторождениях — очистка от сероводорода и углекислого газа происходит на перерабатывающих мощностях.

В случае применения метанола в системе сбора следует предусматривать мероприятия, позволяющие выделять из газа водометанольный раствор и направлять его на регенерацию для последующего использования регенерированного метанола или утилизацию.

В процессе подготовки газа с высоким содержанием тяжелых углеводородов (C5+в) методом НТС или НТА образуется водометанольный раствор с высоким содержанием метанола (30 — 60%), который нецелесообразно утилизировать.

Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на ГКМ, 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.

2.3.1 Предварительная сепарация продукции скважин

УППГ — предназначена для сбора газа, поступающего из скважин, и его первичной подготовки (сепарации), при централизованной системе сбора и подготовки газа.

Как правило, встречается два технических решения УППГ [44]:

• установка подготовки газа методом НТС, в которую входят: блок входного сепаратора, теплообменники, низкотемпературный сепаратор, разделитель, блок регенерации, блок подачи реагента, с трубной обвязкой, с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИПиА,
• установка подготовки газа методом адсорбционной осушки, в которую входят: сепараторы, адсорберы, печь, компрессор, аппарат воздушного охлаждения, с трубной обвязкой, с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИПиА.

Принципиальная технологическая схема установки подготовки газа методом НТС приведена на рисунке 2.9

Газ

Насыщенный ингибитор гидратообразования

Регенерированный ингибитор гидратообразования

Нестабильный конденсат

Рисунок 2.9 — Принципиальная технологическая схема установки подготовки газа методом НТС

Сырой газ под давлением поступает в газовый сепаратор ВС-1, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, которые направляются в дренажную емкость. Газ, освобожденный от капельной жидкости, поступает в теплообменник «газ-газ» Т-1 для предварительного охлаждения газом, обратным потоком, поступающим с низкотемпературной сепарации. Для предупреждения образования гидратов перед теплообменником в газ подается ингибитор гидратообразования (метанол, ДЭГ). Далее газ клапаном РД-1 дросселируется, охлаждаясь при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона. Охлажденный газ поступает на вторую ступень сепарации в газовый сепаратор с НС-1, где конденсат с насыщенным водой раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель Р-100. Осушенный газ подогревается в теплообменнике Т-1 сырым газом, поступающим на осушку, до температуры и направляется на узел учета газа УУГ. Смесь нестабильного конденсата с насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель Р-1, где конденсат отделяется и направляется на подготовку. Насыщенный водой раствор ингибитора подогревается в теплообменнике Т-2 обратным током регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации БР-1.

Установка регенерации состоит из ректификационной колонны, установленной непосредственно на кубе, в котором жидкость подогревается путем сжигания газа в жаровой трубе. Испаряемая вода конденсируется в аппарате воздушного охлаждения, отделяется в сборнике и сбрасывается в дренажную емкость.

Регенерированный ингибитор через теплообменник Т-2, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через аппарат воздушного охлаждения АВО-1 направляется в расходную емкость блока подачи реагента БП-1. Затем насосами дозаторами блока подачи реагента возвращается на установку осушки.

Преимущества НТС:

• низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;
• одновременная с извлечением углеводородов осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
• установка НТС проста в эксплуатации и техническом обслуживании;
• легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
• возможность 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 ДКС).

Недостатки НТС: падение пластового давления (при этом содержание конденсата в пластовом газе уменьшается), так что «свободный перепад» давления на дросселе уменьшается (происходит «исчерпание» дроссель-эффекта) и, следовательно, повышение температура сепарации.

Принципиальная технологическая схема установки подготовки газа методом адсорбционной осушки приведена на рисунке 2.10

Рисунок 2.10 — Принципиальная технологическая схема установки подготовки газа методом адсорбционной осушки (а)

Перед поступлением в адсорберы из сырьевого газа в сепараторе С-1 отделяются механические примеси и капельная жидкость. После сепаратора газ сверху вниз проходит через один из адсорберов. Осушенный газ отводится в коллектор сухого газа. Второй адсорбер в это время находится на стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание). Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа и компрессором ДК подается в печь подогрева П-1 и с температурой +180 — 200 °C подается снизу-вверх через адсорбер, в котором производится десорбция воды и тяжелых углеводородов. Отработанный газ регенерации охлаждается в АВО и поступает в сепаратор С-2, где из газа отделяются сконденсировавшиеся углеводороды и вода. После С-2 газ возвращается во входной сепаратор С-1 и повторно происходит весь цикл.

Преимущества адсорбционной осушки газа:

• 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 адсорбционной осушки газа:

• 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.

Основным оборудованием УППГ являются сепараторы. По принципу действия различают: гравитационные (рисунок 2.11 (а), центробежные (циклонные) (рисунок 2.11 (б), инерционные (насадочные) центробежные (циклонные) (рисунок 2.12) и смешанного типа сепараторы (рисунок 2.13).

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 2.11 (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.

Как правило, вертикальные сепараторы изготавливают диаметром 400 — 2600 мм, горизонтальные диаметром 400 — 1500 мм. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80%. Из-за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные сепараторы применяют редко.

На рисунке 2.11 (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.

Рисунок 2.11 — Гравитационный односекционный сепаратор (а) и схема движения газов в циклоне (б) [40]

Для очистки природного газа от капельной влаги разработана конструкция насадочного сепаратора. Сепаратор (рисунок 2.12), 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 2.12 — Схема насадочного газосепаратора [38]

Насадочный газосепаратор 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.

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 2.13 — Пример исполнения комбинированного газосепаратора

2.3.2 Комплексная подготовка 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 стандарта [43], в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования или отраслевого стандарта [45], 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 месторождениях для подготовки газа рекомендуются способы абсорбционной или адсорбционной осушки. Причем последний используется, если по условиям транспортирования требуется минимальная точка росы обрабатываемого газа (минус 25 °C и ниже).

2.3.2.1 Очистка газа от кислых компонентов

Известные методы очистки 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 2.14.

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

Рисунок 2.14 — Принципиальная схема очистки газа от сероводорода

Информация о технологическом процессе представлена в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Описание технологического процесса очистки газа от кислых компонентов

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), метилдиэтаноламина (МДЭА) 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 °C. 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.

2.3.2.2 Осушка газа

Промысловая подготовка газов к транспортировке осуществляется двумя основными способами:

• абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги (абсорбентов) — обычно концентрированных водных растворов гликолей;
• адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги — силикагеля, цеолитов и др.

На рисунке 2.15 показана схема абсорбционной (гликолевой) осушки газа.

I — сырой газ, II — сухой газ, III — вода, IV — пары воды, V — сухой гликоль, VI — сырой гликоль, 1 — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — генератор гликоля, 4 — теплообменник гликоль-гликоль, 5 — насос

Рисунок 2.15 — Схема стандартной установки гликолевой осушки газа [46]

Газ со скважины проходит в сепаратор 1, где отделяется жидкая водная фаза (конденсированная вода с примесью пластовой минерализованной воды либо водный раствор ингибитора гидратообразования, если система промыслового сбора газа функционирует в гидратоопасном режиме), далее поступает в абсорбер 2, где и осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод и подается потребителю. В схему входит система регенерации насыщенного гликоля 3, а также насосы, теплообменники и другое оборудование.

Наибольшее распространение в России получила абсорбционная технология с применением ДЭГ в качестве основного абсорбента, тогда как в зарубежной практике чаще используется ТЭГ [38].

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 2.16 представлен процесс адсорбционной очистки газа.

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

Рисунок 2.16 — Принципиальная технологическая схема установки подготовки природного газа методом адсорбционной осушки [47]

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 времени (12 — 16 час). 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 170 — 210 °C. 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 час. После этого в течение около 8 час 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.

2.3.2.3 Отбензинивание газа

На ГКМ и нефтегазоконденсатных месторождениях (НГКМ) для отбензинивания газа или смеси природного газа и попутного нефтяного газа (ПНГ) могут применяться следующие способы:

• низкотемпературная сепарация;
• низкотемпературная абсорбция;
• масляная абсорбция.

Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования:

• ТДА;
• сепараторы;
• теплообменники;
• штуцер (дроссель);
• насос;
• установка регенерации гликоля;
• фильтр;
• трехфазный разделитель.

На рисунке 2.17 приведена принципиальная технологическая схема установки НТС с турбодетандером и компрессором.

С-1 — С-3 — сепараторы, Т-1, Т-2 — теплообменники, Р-1 и Р-2 — разделители, Т — турбодетандер; К — компрессор.

Рисунок 2.17 — Принципиальная схема установки подготовки природного газа методом НТС

Основные достоинства применения НТС при промысловой подготовке 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,
• легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
• возможность постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления, и на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока эксплуатации.

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.

Такая схема НТС предложена и функционирует на месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург»

Технологический режим НТА основан на различии в растворимости компонентов газа в жидкой фазе при низких температурах и последующем выделении извлеченных компонентов в десорберах, работающих по полной схеме ректификации.

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 2.18).

Преимущество НТА состоит в том, что разделение углеводородных газов можно осуществлять при умеренных температурах, используя в качестве источника холода, например, пропановые испарители. Также процесс НТА 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.

На рисунке 2.18 представлена принципиальная схема процесса промысловой подготовки газа и газового конденсата на газоконденсатных месторождениях осуществляются на низкотемпературных установках с подачей ингибитора гидратообразования: термодинамические ингибиторы (метанол или моноэтиленгликоль), которые смещают трехфазное равновесие «газ — жидкая вода — газовые гидраты» в зону более низких температур при заданном давлении газожидкостного потока. Преимущественно применяется метанол из-за высокой антигидратной активности и летучести, что обеспечивает достаточно быстрое его распределение по всем фазам газожидкостного потока с последующей конденсацией метанола из газовой фазы на низкотемпературной стадии процесса.

На рисунке 2.18 реализована технология НТА, в которой используются технологические устройства как аналогичные процессу НТС (АВО, ТДА, дроссели, эжекторы), так и принципиально отличающие НТА от НТС:

• десорбер (А-1) между первой (С-1) и промежуточной (С-3) ступенями сепарации НТА для насыщения газа парами метанола в результате противоточного контакта газа и водометанольного раствора (ВМР);
• низкотемпературный абсорбер (А-2) на последней ступени сепарации НТА, в котором происходит противоточный контакт осушаемого газа и нестабильного конденсата газового (НКГ), отделенного на первой низкотемпературный абсорбер (А-2) на последней ступени сепарации НТА, в котором происходит противоточный контакт осушаемого природного газа и НКГ, отделенного на первой ступени сепарации пластового флюида (Р-1), что позволяет увеличить выход нестабильного конденсата.

Условное обозначение потоков

природный газ

газовый конденсат

метанол, ВМР

С-1, С-3 — сепараторы первой и второй ступени; А-1 — абсорбер «отдувки» метанола; К и Т ТДА — компрессор и турбина ТДА; ВХ-1 — АВО УКПГ; Т-1, Т-2, Т-3 — теплообменники «газ-газ», «газ-жидкость», «жидкость-жидкость»; КРТ-2 — клапан-регулятор температуры; ЭГ-2 — эжектор газовый; КРД-2 — клапан-регулятор давления; А-2 — низкотемпературный абсорбер; Р-1, Р-2 — трехфазные разделители первичный и конечный соответственно; Е-101, Е-104 — буферные емкости; Н-20, Н-20а — насосы газового конденсата; М — подаваемый метанол высокой концентрации (ввод в технологический поток концентрированного метанола); ВМР — насыщенный водой метанол (поток отработанного водометанольного раствора); МПК — межпромысловый коллектор.

Рисунок 2.18 — Принципиальная схема подготовки газа и газового конденсата

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 2.19.

Рисунок 2.19 — 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.

2.3.2.4 Установка стабилизации газового конденсата

Для стабилизации газового конденсата используются три метода:

• ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);
• ректификация в стабилизационных колоннах;
• 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 двух или трех 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.

На рисунке 2.20 приведена структурная блок схема процессов УКПГ-В Заполярного НГКМ.

Рисунок 2.20 — Блок-схема процессов УКПГ НГКМ

На рисунке 2.21 представлена принципиальная технологическая схема УКПГ-В Заполярного месторождения с технологией ректификации.

Рисунок 2.21 — Принципиальная технологическая схема УКПГ (технология ректификации) [46]

В состав технологии ректификации входит следующее оборудование.

ПУ-1 — пробкоуловитель (двухфазный разделитель).

С-1 — первичный газосепаратор для сепарации жидкости из поступающей на УКПГ смеси. Гарантированный унос жидкости с газом не должен превышать 10 мг/м3.

Р-1 — трехфазный разделитель для дегазации потока, выделенного в С-1, и разделения водной и углеводородной жидких фаз во избежание или для снижения опасности гидратообразования в конденсатной линии после данного аппарата. Аппараты Р-1 включены по коллекторной схеме. Газ из Р-1 подают в полном объеме в одну из технологических линий УКПГ.

АВО-1, АВО-2 — аппараты воздушного охлаждения газа. АВО-3 — аппарат воздушного охлаждения конденсата.

Т-1 и Т-3 — идентичные теплообменники типа «газ-газ». Теплообменник Т-3 задействован только в летний период года. Т-2 — теплообменник, который должен работать в двух режимах: по типу «газ-конденсат» и по типу «конденсат-конденсат». Т-4 — теплообменник типа «конденсат-конденсат».

С-2 — промежуточный газосепаратор, предназначенный для защиты ТДА от попадания жидкости и отделения ВМР и конденсата. Гарантированный унос жидкости с газом не должен превышать 10 мг/м3.

ТДА-1 — турбодетандерный агрегат, состоящий из турбодетандера Т и турбокомпрессора К. Гарантированный адиабатный коэффициент полезного действия (КПД) детандера должен быть не ниже 0,78 во всем диапазоне возможных степеней расширения. Гарантированный адиабатный КПД компрессора должен быть не ниже 0,75.

С-3 — низкотемпературный газосепаратор для конечного отделения ВМР и конденсата. Гарантированный унос жидкости с газом не должен превышать 10 мг/м3.

Р-2 — трехфазный разделитель для дегазации потока, выделенного в С-3 (и С-2 при необходимости), и разделения водной и углеводородной жидких фаз. Водная фаза представляет из себя ВМР с концентрацией метанола 65 — 80% (здесь и далее концентрация метанола указана в массовых процентах).

Р-3 — трехфазный разделитель для концевого разделения водной и углеводородной жидких фаз перед подачей товарного конденсата в конденсатопровод, а также для дегазации потоков конденсата из Р-1 и Р-2 при работе установки в режиме НТС (без ректификации в колонне К-1). Водная фаза представляет из себя ВМР с концентрацией метанола 30 — 50%. При работе установки в режиме ректификации для обеспечения поверхности раздела между жидкой и газовой фазой в Р-3 подают подпорный газ, т.к. подаваемая в Р-3 жидкость при температуре в Р-3 имеет давление насыщенных паров ниже, чем рабочее давление в Р-3. Р-3 не задействован при работе установки в режиме стабилизации конденсата.

БЕ-1 — буферная емкость конденсата для создания буферного объема конденсата перед насосами конденсата Н-1 для обеспечения их устойчивой работы. Расположена на объединенном потоке конденсата со всех технологических линий УКПГ. В штатном режиме работы УКПГ (с подачей товарного нестабильного конденсата в конденсатопровод) давление в БЕ-1 примерно на 0,2 МПа ниже, чем в Р-3. Аналогично разделителю Р-3, в зависимости от режима работы установки (НТС или НТСР) БЕ-1 работает либо в качестве дегазатора, либо в нее подают подпорный газ. При работе установки в режиме стабилизации конденсата (с последующей его подачей на склад стабильного конденсата) БЕ-1, кроме основного назначения, задействована в качестве конечного дегазатора процесса стабилизации, при этом избыточное давление в БЕ-1 составляет примерно 0,03 МПа.

К-1 — ректификационная колонна отпарного типа. Предназначена для доведения углеводородных потоков, выделенных в Р-1 и Р-2, до требуемой кондиции по показателю «давление насыщенных паров». Тип контактных устройств (тарелки или насадка) будет обоснован на стадии проектирования. Число теоретических ступеней контакта массообменной части равно 8 — 9 единиц.

П-1 — огневой подогреватель колонны К-1. Полезная тепловая нагрузка печи составляет до 5 МВт на каждую технологическую линию.

КД-1 — компрессор дожимной (поршневого типа) на линии газа после К-1 для реализации технологии НТСР и работы установки в режиме НТС. Поршневой тип компрессора позволяет работать в широком диапазоне степени сжатия газа при работе как по схеме НТС, так и НТСР. АВО в составе блока в основную часть времени может быть не задействован, т.к. предназначен главным образом для работы при подаче сжатого газа на вход С-3 или перед компрессором ТДА-1. В номинальном режиме предусмотрена подача сжатого газа в линию перед АВО-2. Блок КД-1 является общим для всех технологических линий УКПГ.

Е-1 — емкость атмосферной дегазации ВМР перед его подачей на отдувку в Д-1. На стадии проектирования следует рассмотреть целесообразность применения встроенного подогревателя для нагрева теплоносителем жидкости в Е-1 до температуры 5 — 10 °C, чтобы исключить необходимость теплоизоляции насосов Н-2 (а также последующих линий ВМР).

Е-2 — емкость атмосферной дегазации водной фазы из Р-1, сепарационной и массообменной секций Д-1 перед подачей собранной жидкости в емкость промстоков.

Н-1 — высоконапорный насос товарного конденсата центробежный при работе УКПГ по технологиям НТСР и НТС, а также при работе УКПГ в режиме стабилизации конденсата. В штатном режиме работы установки осуществляет подачу товарного нестабильного конденсата в конденсатопровод. При работе УКПГ в режиме стабилизации конденсата насос Н-1 прокачивает СК через ряд аппаратов с целью охлаждения далее на склад стабильного конденсата. Группа насосов Н-1 является общей для всех технологических линий УКПГ. При выборе марки насоса следует учесть температурный режим работы по перекачиваемой жидкости — от минус 5 до плюс 60 °C.

Н-3 — насос циркуляционный (центробежного типа) подает конденсат с полуглухой тарелки К-1 через подогреватель П-1 в кубовую часть К-1 и задействован при работе УКПГ по технологии НТСР.

Н-4 — низконапорный насос (центробежного типа) для подачи водной фазы в емкость промстоков. Н-5 — высоконапорный насос (центробежного типа) для подачи ВМР на УРМ УКПГ. Н-6 — высоконапорный насос (центробежного типа) для подачи конденсата из Р-1 в К-1 (через Т-4) для работы в условиях, когда давление в Р-1 недостаточно для подачи конденсата из Р-1 в К-1 самотеком. Блок насосов Н-6 вводится на поздней стадии эксплуатации промысла.

ИУ-1 — инжекторное устройство для равномерного и мелкодисперсного распыления потока жидкости из С-2 в поток газа, поступающего в С-3. Данное устройство необходимо установить на максимально возможном расстоянии от С-3.

Блок подачи и распределения метанола включает:

• емкость для концентрированного метанола, который подают в технологические линии; подпитка этой емкости осуществляется «свежим» метанолом;
• емкость для метанола на вторичное использование, который подают в шлейфы; подпитка этой емкости осуществляется «свежим» метанолом и ВМР из Р-2 и Р-3;
• высоконапорные поршневые насосы и устройства распределения метанола по линиям подачи.

Особенности режимов работы установки по технологии НТСР

Зимний период года. В холодный период года достигаются минимальные температуры сепарации в С-3 — минус 50...55 °C. Холодный поток из С-3 (смесь углеводородов и конденсата и ВМР) подают в Т-2 для нагрева до температуры около минус 20 °C и выше. Нагрев происходит за счет теплообмена с теплым газом первичной сепарации. Далее конденсат подают в Р-2, где происходит его дегазация и отделение ВМР. Конденсат из Р-2 является орошением колонны К-1, которая работает под давлением на 0,5...1,0 МПа ниже давления в С-3.

Кубовая жидкость К-1 (нестабильный конденсат с требуемым давлением насыщенных паров) охлаждают в теплообменнике Т-4, АВО-3 и с температурой минус 2...5 °C направляют в Р-3 и далее в БЕ-1, работающие под давлением на 0,1...0,3 МПа ниже давления в К-1. Газы дегазации из Р-3 и БЕ-1 направляют на компрессию в КД-1 совместно с потоками газа из Р-2 и К-1 и далее — в линию газа НТС на вход АВО-2 (возможна подача газа на вход компрессора ТДА-1 и на вход низкотемпературного сепаратора С-3).

Летний период года. В периоды года, когда в АВО невозможно охладить газ или конденсат до отрицательных температур и достигнуть температуры НТС, свойственные зимнему периоду, необходимо переключить работу Т-2 на охлаждение товарного конденсата следующим образом:

• отключается подача газа в трубный пучок Т-2 и подача конденсата из Р-2;
• в трубный пучок Т-2 на охлаждение подают конденсат после АВО-3 и далее направляют в Р-2-БЕ-1-Н-1 и конденсатопровод;
• в межтрубное пространство Т-2 на нагрев подают конденсат из С-3 и далее направляют в Р-2, далее — на орошение колонны К-1.

2.3.3 Регенерация абсорбента

На УПГ и газового конденсата производится регенерация абсорбентов: метанола, гликолей, аминов.

Регенерация метанола. 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% масс. направляется по трубопроводу в резервуарный парк (рисунок 2.22).

Рисунок 2.22 — Схема регенерации метанола

В таблице 2.7 приведены сведения о технологическом процессе регенерации метанола.

Таблица 2.7

Описание технологического процесса регенерации метанола

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 2.8, рисунок 2.23).

Таблица 2.8

Описание технологического процесса огневой регенерации гликоля

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 2.23 — Схема огневой регенерации гликоля

Регенерация аминов. Регенерация аминов (рисунок 2.24, таблица 2.9) 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.

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 2.24 — Схема регенерации аминового раствора

Таблица 2.9

Описание технологического процесса регенерации аминового раствора

2.3.4 Регенерация адсорбента

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. Такая технология требует практически непрерывной и надежной эксплуатации на каждой УКПГ всего компрессорного оборудования [48].

2.3.5 Учет газа

Узлы измерения расхода продукции скважин

Для контроля за режимом работы эксплуатационных скважин и измерения 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);
• 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 четырех следует предусматривать блоки замерных сепараторов, позволяющих замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластовая вода.

2.3.6 Учет газового конденсата

Для пунктов товарного учета газового конденсата рекомендуется использовать автоматизированные расходомерные системы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.

Для пунктов оперативного учета газового 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;
• резервные линии, на случай выхода из строя одной из основных линий (переключение может производиться как в ручном, так и автоматическом режиме);
• контрольную линию для подтверждения показаний основных измерительных линий.

Для поверки и калибровки основных расходомеров по месту производится отбор рабочей среды на поверочную установку.

2.3.7 Ингибирование

2.3.7.1 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

Блоки дозирования реагентов предназначены для дозированного ввода жидких 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 таких блоков — скважинные.

Конструктивные особенности и состав блоков (рисунок 2.25):

• 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, коррозионностойкое (нержавеющая сталь). При необходимости блок может быть укомплектован наземным трубопроводом и узлом ввода реагента в скважину.

Рисунок 2.25 — Оборудование блока дозирования реагентов

2.3.8 Промежуточное хранение

2.3.8.1 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).

2.3.9 Подготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях

При возможности 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 НТА — для подготовки продукции ГКМ.

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 выполняют за счет поддержания оптимального рабочего давления и подаче ингибиторов.

Согласно типовой схеме обустройства морских месторождений (рисунок 2.26) пластовая продукция, поступающая со скважин, может подаваться в подводный промысловый центр, где установлена фонтанная арматура, КИПиА, управляющая система и манифольд для объединения потоков, редуцирования, замера параметров и при необходимости впрыска ингибитора гидратообразования. Далее пластовая продукция поступает в центральный манифольд, предназначенный для сбора продукции скважин, 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.

<*> Вариант с многофазным транспортом

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

Рисунок 2.26 — Типовая схема обустройства подводного промысла

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.

Однако, в настоящее время оборудование для осуществления указанных процессов устанавливают на суше.

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.

2.4 Компримирование природного газа на промысле

ДКС — комплекс сооружений и оборудования для повышения давления газа перед его подачей в магистральные трубопроводы.

2.4.1 Состав ДКС

При извлечении углеводородного сырья из газовой скважины происходит непрерывное снижение давления газа в промысловом газопроводе. В связи с тем, что подача газа в газопровод должна происходить при постоянном давлении, существует необходимость его поддержания. Использование промысловых ДКС позволяет решить следующие задачи:

• сжатие газа до давления необходимого для подачи в магистральный газопровод;
• увеличение газоотдачи пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи;
• увеличение дебита добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.

Типовая технологическая схема ДКС состоит из установок очистки газа, ГПА, установок АВО. Работа оборудования КС обеспечивается технологическими трубопроводами с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового, топливного и импульсного газов, системой электроснабжения, системой теплоснабжения, система автоматики и пр.

Главным элементом ДКС является ГПА, которые могут работать как по параллельной, так и по последовательной схеме.

Основная классификация применяемых в ГПА компрессоров (рисунок 2.27):

• поршневые;
• винтовые;
• центробежные.

Рисунок 2.27 — Основные типы компрессоров ДКС [47]

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.

Винтовой компрессор также относится к объемному типу, однако рабочие камеры в нем образуются путем отсекания пространства корпусом компрессора и одним или более винтами, находящимися в зацеплении.

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 кинетическую энергию движения газа в потенциальную энергию давления.

Также ГПА классифицируют по типу используемого привода. Типовые виды приводов:

• газомоторный;
• газотурбинный;
• электрический.

Основу газомоторного привода составляет двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе.

В газотурбинном приводе механическая энергия вырабатывается с помощью газовой 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). Воздушный компрессор, камера сгорания и турбина являются основными компонентами газотурбинного агрегата.

ГПА с электрическим приводом, используют в своем составе синхронные или асинхронные электродвигатели.

Наиболее широко применяемым типом ГПА применяемым в составе ДКС являются ГПА с газотурбинным приводом.

2.4.2 Очистка газа на ДКС

2.4.2.1 Установка очистки газа на ДКС

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

• в пробкоуловителях (I ступень);
• 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.

2.4.2.2 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.

2.4.3 Воздушное охлаждение газа

2.4.3.1 Установка АВО газа

АВО газа — 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 АВО приведена на рисунке 2.28.

По способу принудительной подачи охлаждающего воздуха на теплообменную поверхность АВО подразделяют на два вида:

• нагнетательный (рисунок 2.28 а);
• вытяжной (рисунок 2.28 б).

а

б

а — нагнетательного вида; б — вытяжного вида, 1 — теплообменная секция; 2 — колесо вентилятора; 3 — привод вентилятора; 4 — диффузор с коллектором; 5 — металлоконструкция

Рисунок 2.28 — Конструкция аппарата воздушного охлаждения [49]

По условиям эксплуатации АВО газа 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:

• без рециркуляции;
• с внутренней рециркуляцией через соседний вентилятор;
• с внешним коробом для рециркуляции.

АВО газа характеризуются простотой обслуживания и высокой надежностью работы. В случае остановки вентилятора АВО газа могут работать с нагрузкой 25 — 30% от расчетной благодаря естественной тяге.

2.4.4 Газоперекачивающие агрегаты

2.4.4.1 ГПА с газотурбинным приводом

ГПА состоят из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, воздухоочистительного и выхлопного устройства (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.

ГПА с газотурбинным приводом подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов [50].

К газотурбинным ГПА 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.

Примеры современных ГПА с газотурбинным приводом представлены на рисунках 2.29 - 2.32.

1 — контейнер турбоблока, 2 — рама центробежного компрессора (ЦБК), 3 — маслобак ЦБК, 4 — стойка сухого газодинамического уплотнения, 5 — кран-балка, 6 — ЦБК, 7 — выхлопное устройство, 8 — рама паротурбинная установка, 9 — кожух паротурбинной установки, 10 — газотурбинная установка (ГТУ), 11 — система охлаждения ГТУ, 12 — АВО масла ГТУ, 13 — АВО масла ГТУ, 13 — АВО масла ЦБК, 14 — фильтры топливного и пускового газа, 15 — блок обеспечения, 16 — система подогрева циклового воздуха, 17 — тракт всасывания, 18 — блок управления, 19 — тракты выхлопа, 20 — (слева) опоры тракта выхлопа (справа) система охлаждения трансмиссии, 21 — система вентиляции контейнеров и блоков, 22 — система обогрева контейнеров и блоков

Рисунок 2.29 — Схема ГПА серии «Урал» в блочно-контейнерном исполнении

1 — турбоблок, 2 — система аварийной вентиляции, 3 — система вытяжной вентиляции, 4 — система охлаждения ГТУ, 5 — система воздухозаборная, 6 — система подогрева циклового воздуха, 7 — система выхлопа, 8 — система маслообеспечения ГТУ, 9 — система топливного газа, 10 — блок обеспечения, 11 — система приточной вентиляции, ангара, 12 — блок управления, 13 — система охлаждения, 14 — система пожаротушения, 15 — индивидуальное укрытие ГПА ангарного типа, 16 — лестницы и площадки обслуживания

Рисунок 2.30 — Схема ГПА серии «Урал» в блочно-модульном исполнении

1 — турбоблок, 2 — система аварийной вентиляции, 3 — система вытяжной вентиляции 4 — система ГТУ, 5 — система воздухозаборная, 6 — система подогрева циклового воздуха, 7 — система выхлопа, 8 — система маслообеспечения ГТУ, 9 — система топливного газа, 10 — агрегат воздухонагревательный газовый модульный, 11 — блок управления, 12 — система охлаждения трансмиссии, 13 — система пожаротушения, 14 — система барьерного воздуха, 15 — индивидуальное укрытие ГПА ангарного типа, 16 — лестницы и площадке обслуживания

Рисунок 2.31 — Схема ГПА серии «Урал» в ангарном исполнении

ГПА серии «Волга» выпускаются в блочно-модульном и ангарном исполнении (рисунки 2.29 и 2.30).

1 — воздуховод ПОС, 2 — блок очистки воздуха, 3 — блок маслоохладителей, 4 — блок электроснабжения, 5 — блок промежуточный, 6 — блок двигателя, 7 — блок топливного газа и пускового воздуха, 8 — опора трубопровода нагнетания, 9 — трубопровод нагнетательный, 10 — блок кранов нагнетания, 11 — блок компрессора, 12 — блок диффузора выходного тракта, 13 — блок кранов всасывания, 14 — трубопровод всасывающий, 15 — опора трубопровода всасывания, 16 — теплообменник утилизационный, 17 — блок поворота выходного тракта, 18 — блок переходника, 19 — труба выхлопная с опорой, 20 — блок шумоглушения выходного тракта, 21 — блок подготовки воздуха, 22 — площадки обслуживания, 23 — блок системы промывки газовоздушного тракта, 24 — блок вентиляторный, 25 — блок глушения шума на всасывании, 26 — ресивер, 27 — блок автоматики агрегата, 28 — блок СО, 29 — блок всасывания, 30 — навес, 31 — блок переходный

Рисунок 2.32 — Схема ГПА серии «Волга»

2.4.4.2 ГПА с электрическим приводом

В настоящее время распространение получают современные ДКС с использованием электроприводных ГПА, которые соответствуют современным экологическим требованиям за счет исключения процесса горения топлива и выброса продуктов сгорания, являющихся основными загрязнителями атмосферного воздуха ДКС. Некоторые преимущества таких ГПА:

• увеличенный межремонтный ресурс по сравнению с ГПА с газотурбинным приводом;
• отсутствие ограничений по мощности привода в летний период эксплуатации.

Один из примеров реализации такого проекта — ДКС Еты-Пуровского месторождения ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

2.4.4.3 Система электромагнитных подшипников в ЦБК

Современным техническим решением является использование систем электромагнитных подшипников в ЦБК ГПА.

Электромагнитные подшипники позволяют удерживать ротор в заданном положении относительно статора только за счет сил электромагнитного притяжения. Система состоит из электромеханической части (электромагниты, страховочные подшипники и т.д.) и системы автоматического управления, которая регулирует токи в электромагнитах, управляя силой электромагнитного притяжения.

Некоторые преимущества применения электромагнитных подшипников в ЦБК:

• отсутствие износа подшипниковых узлов;
• возможность работы на высоких скоростях вращения;
• увеличение ресурса работы;
• значительное снижение капитальных затрат при строительстве за счет отсутствия агрегатного и общестанционного вспомогательного оборудования для подачи, очистки и хранения масла;
• значительное снижение эксплуатационных расходов за счет отсутствия затрат на смазочные материалы и их доставку, уменьшения энергопотребления и трудоемкости обслуживания и ремонта;
• могут применяться на центробежных компрессорах природного газа различной конструкции и мощности, так как для установки системы не требуется изменение проточной части компрессора и замена электромеханических узлов.

2.4.4.4 Применение СГДУ в ГПА

Большинство современных нагнетателей, входящих в ГПА, создаются с применением СГДУ. СГДУ включают в состав нагнетателей при реконструкции и модернизации ГПА.

Конструктивно СГДУ могут быть одиночными, либо двойными, расположенными в одном картридже. При этом, первичный газовый затвор действует как основной, а вторичный является резервным.

Принцип работы СГДУ заключается в следующем. Отфильтрованный природный газ (уплотняющий или буферный) подается в полость перед первой ступенью СГДУ между картриджем уплотнения и внутренним лабиринтом. Он должен иметь необходимую степень чистоты, так как любые частицы размером более 3 мкм вызовут повреждение с последующим отказом СГДУ. Для предотвращения попадания недостаточно чистого перекачиваемого газа в уплотнение буферный газ должен иметь давление, на 10 — 20 кПа превышающее давление газа в уплотняемой полости. Большая часть этого газа перетекает назад в компрессор по внутреннему лабиринту, обеспечивая отсутствие жидкости и механических частиц в уплотняющей полости, которые могут повредить газовый затвор. Небольшая часть подаваемого газа поступает через уплотняющий зазор в полость между картриджами 1-й и 2-й ступени. Эта полость вентилируется, и утечка отводится на свечу.

Картридж 2-й ступени уплотняется газовой утечкой из 1-й ступени или разделительным газом, используется в качестве опции при повышенных требованиях к безопасности. Барьерное уплотнение предназначено для изоляции газового уплотнения от подшипниковой камеры и предотвращения попадания масла на уплотнительные поверхности и служит последним рубежом защиты на случай разрушений газовых затворов 1-й и 2-й ступени.

Конструктивно барьерное уплотнение выполняется в виде лабиринтного уплотнения или сегментного графитового кольца. Уплотнение достигается за счет подачи буферного воздуха.

Графитовое кольцо, из-за меньшего зазора с валом компрессора, дает преимущество за счет более низких требований к расходу буферного воздуха по сравнению с лабиринтными барьерными уплотнениями.

Использование СГДУ в составе ГПА требует установки оборудования, обеспечивающего подачу уплотняющего (буферного) газа с заданными параметрами к картриджам СГДУ на всех режимах работы ГПА и барьерного воздуха с заданными параметрами к барьерным уплотнениям. Источник уплотняющего природного газа должен обеспечить превышение давления уплотняющего газа над расчетным давлением на величину не менее 3,5 кгс/см2 на всех режимах работы ГПА, в т.ч. аварийной и нормальной остановке, запуск ГПА, режимы с малыми степенями сжатия, в точке подключения для обеспечения регулирования величины перепада «газ-газ».

Система фильтрации должна обеспечивать отсутствие в уплотняющем газе механических примесей более 3 мкм, 99,7% фильтрации по влаге в точке подключения, что должно предотвратить конденсацию влаги внутри полости установки картриджа и на самой уплотняющей паре из-за эффекта Джоуля — Томпсона при последовательном прохождении уплотняющего газа через запорную арматуру, уплотнительный зазор и свечи.

Для обеспечения требуемого перепада между давлением буферного газа и полостью всасывания, буферный газ отбирается из коллектора нагнетания (если на КС работает по крайней мере один ГПА), иначе природный газ отбирается на входе в ГПА.

Снижение требуемого перепада давления или его отсутствие на всех режимах работы ГПА вызывает прорыв неочищенного газа с нагнетания компрессора к СГДУ и вывод его из строя. Применение дожимной компрессорной установки обеспечивает непопадание в СГДУ грязного газа и увеличивает срок службы СГДУ, что повышает автономность ГПА, надежность работы СГДУ и увеличивает ресурс ГПА [31].

2.4.5 Подготовка газа для собственных нужд

БПГ необходим для предварительной подготовки, учета объема и контроля качества газа непосредственно перед его подачей на ДКС или другое совместимое оборудование. 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 газа;
• редуцирование давления газа;
• 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).

2.4.6 Система утилизации тепловой энергии выхлопных газов

Для различных технологических нужд ДКС могут использоваться системы утилизации уходящего тепла от выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ), включая:

1. Подогрев воздуха. Так как температура уходящих газов обычно составляет 400 — 500 °C, то целесообразно использовать эту теплоту для подогрева воздуха после компрессора, перед поступлением его в камеру сгорания.

2. Обогрев оборудования, помещений и коммуникаций. Например, утилизация тепла выхлопных газов ГПА позволяет отапливать помещения КС, обогревать сосуды системы очистки газа, емкости склада горючих смазочных материалов (ГСМ), маслопроводы и дренажные трубопроводы.

3. Выработка электроэнергии. За счет утилизируемой теплоты с помощью различных термодинамических циклов можно вырабатывать электроэнергию.

Выбор метода утилизации тепла зависит от таких факторов, как температура и скорость потока выхлопных газов, желаемое применение рекуперированного тепла, а также доступная инфраструктура и ресурсы.

2.5 Поддержание пластового давления

2.5.1 Поддержание пластового давления продуктивных пластов

2.5.1.1 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 C5+ 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 всем 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 подается потребителю.

Метод обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс) — метод разработки ГКМ 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 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд м3 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.

2.6 Использование продукции скважин

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 полезно используется для проведения обязательных технологических операций. На собственные нужды также может расходоваться смесь природного газа и ПНГ.

На газовом промысле основная доля топливного газа используется на компримирование газа в ГПА, в качестве топлива для выработки тепловой энергии (производство пара, горячей воды, подогрев газа, насыщенных растворов химических реагентов, воды в резервуарах водоснабжения и др.), в качестве топлива для выработки электроэнергии, в системах подогрев жидких и газообразных продуктов и на термическом обезвреживании промышленных стоков.

Системы обеспечения энергоресурсами и водой технологических установок предприятий добычи взаимосвязаны производственным циклом по материальным и энергетическим потокам. 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 2.34).

Рисунок 2.34 — Блочно-иерархическая модель взаимосвязей элементов энергокомплекса и технологических систем

Взаимосвязанные технологические системы и энергокомплексы представляют собой сложно структурированный 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.

2.6.1 Технология использования природного газа и смеси природного газа и ПНГ для производства пара и горячей воды

Подготовленный природный газ из узла замера газа поступает по газопроводу на котельную в газорегуляторную установку, где происходит понижение давления регулятором давления газа и направление его по внутренним газопроводам котельной к газогорелочным устройствам котельных агрегатов с последующим сжиганием в топочной камере котла, и выработкой тепловой энергии на отопление административных и производственных зданий, а также обеспечения тепловой энергией технологических процессов.

1 — куст газовых скважин; 2 — цех подготовки газа и газового конденсата; 3 — узел замера газа; 4 — котельная; 5 станция подготовки воды. I — сырой газ; II — осушенный газ; III — подпиточный водопровод; IV — нагретый теплоноситель, вода.

Рисунок 2.35 — технологическая схема газоснабжения котельной

2.6.2 Технология использования природного газа и смеси природного газа и ПНГ для выработки электрической энергии

Электроснабжение осуществляется от электростанции собственных нужд. Газопоршневая электростанция представляет собой автономный генерирующий объект по выработке электрической энергии, и работает на базе газопоршневого двигателя внутреннего сгорания и генератора переменного тока. Газотурбинная электростанция — автономный генерирующий объект по выработке электрической энергии, и работает на базе ГТД и генератора переменного тока. Энергия, выделившаяся при сгорании топлива, в газовом двигателе производит механическую работу на валу, которая используется для выработки электроэнергии генератором электрического тока. Газовые двигатели используются для работы в составе электрогенераторных установок, предназначенных для постоянной и периодической работы (пиковые нагрузки) с возможностью дополнительной выработки тепловой энергии за счет применения систем утилизации вторичных энергетических ресурсов (выхлопные газы, контур водяного охлаждения, прочее). В качестве топлива используется подготовленный топливный газ

2.7 Вспомогательные процессы

2.7.1 Системы охлаждения

Охлаждение газа — понижение температуры перекачиваемого газа на газосборных пунктах и КС. Охлаждение газа производят между ступенями сжатия компрессорных агрегатов и на выходе из КС. Межступенчатые холодильники для охлаждения газа обеспечивают определенную 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 °C температуру атмосферного воздуха, с помощью теплообменных агрегатов водяного или воздушного охлаждения газа или до температуры 2 °C с целью ограничения теплового воздействия в районах прокладки трубопровода в многолетнемерзлых грунтах с помощью АВО газа, холодильных установок, рекуперативной системы охлаждения газа, а также системы охлаждения газа с дополнительным сжатием перед АВО и турбодетандером 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 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 (ОС), уменьшает загрязнение теплообменной аппаратуры.

2.7.2 Водоснабжение

Газодобывающая 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 (13%) и химическая промышленность (21%) [52].

Предприятия газового 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;
• техническая;
• повторно используемые воды.

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, промывку оборудования, мытье посуды (химическая лаборатория), автомашин; подпитку тепловых сетей, оборотной системы; на собственные нужды 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 воды (водоносные пласты, подрусловые, шахтные и другие воды).

Также в определенных целях в качестве источников водоснабжения могут использоваться очищенные сточные воды (СВ) 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 расходы 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 химводоочистки (ХВО) в котельной.

Выбор источника хозяйственно-питьевого водоснабжения должен производиться в соответствии с требованиями стандарта [53]. 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.

Основные типы реагентов для оборотных систем:

• комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и закрытых систем;
• биоциды;
• 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/м3. Рабочие температуры, при которых эти реагенты сохраняют эффективность — до 90 °C.

Все биоциды в рабочих концентрациях не должны быть токсичны для человека и животных, должны характеризоваться коротким периодом разложения.

2.7.3 Водоотведение

На ГП образуются, как правило, следующие виды вод:

1. Попутные воды — воды, извлеченные из недр вместе с газом и газовым конденсатом;

2. Воды, использованные пользователями недр (для собственных производственных и технологических нужд), в состав которых входят:

• производственные, загрязненные нефтепродуктами, метанолом, ДЭГ, 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;
• хозяйственно-бытовые (питьевое и техническое водоснабжение).

Состав очистных сооружений зависит от характеристики и количества СВ, поступающих на очистку, требуемой степени их очистки, метода обработки осадка в соответствии с правилами [54].

Производственные СВ 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 хозяйственно-бытовых СВ, 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 СВ при необходимости предусматриваются усреднители, предназначенные для выравнивания состава СВ и их равномерной подачи на очистные сооружения.

Технологии очистки всех видов СВ должны соответствовать ИТС НДТ 8-2022 «Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях».

В зависимости от конкретных условий возможны следующие методы отведения (удаления) очищенных СВ:

• возврат на повторное использование;
• сброс в поверхностные водные объекты (водотоки, водоемы);
• закачка в поглощающие скважины;
• сжигание на факельных установках;
• утилизация или обезвреживание термическим способом на специализированных установках.

Отведение СВ в поверхностные водные объекты осуществляют в соответствии с требованиями [55] и иными подзаконными актами.

Утилизацию или обезвреживание СВ термическим способом на специализированных установках осуществляют в соответствии с требованиями ИТС 9 «Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Утилизация и обезвреживание отходов термическими способами».

Закачка попутных вод и вод, использованных пользователями недр, должна осуществляться в соответствии с требованиями [55] и иных подзаконных актов.

На случай перебоя в приеме СВ поглощающими скважинами должны быть предусмотрены резервные скважины, а также резервные емкости, рассчитанные на прием СВ на время, необходимое для переключения на резервную скважину.

2.7.4 Приготовление метанола

2.7.4.1 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию метанола

Наиболее распространен на ГП 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 (иногда две) метанольная установка (рисунок 2.36).

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 [56]

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/см2. 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 м3 газа). На практике же необходим дополнительный запас в 20 — 25% по расходу метанола при ингибировании шлейфов с целью устранения опасности появления гидратов в коллекторе.

Блок подачи метанола должен быть оснащен насосами-дозаторами, технологическим емкостями хранения метанола. Емкость блока должна быть 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 скважину приведена на рисунке 2.37.

Рисунок 2.37 — Схема подачи метанола в газовую скважину

2.7.5 Сжигание на факеле

2.7.5.1 Факельная установка

ФУ (рисунок 2.38 и 2.39) предназначена для сжигания некондиционных газовых и газоконденсатных смесей, образующихся при работе оборудования или аварийных сбросах.

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

Рисунок 2.38 — Схема вертикальной факельной установки

1 — сепаратор, 2 — факельная труба, 3 — дежурная часть, 4 — запальная горелка. I — сбросный (факельный) газ, II — азот для продувки, III — топливный газ, IV — воздух, V — конденсат.

Рисунок 2.39 — Схема горизонтальной факельной установки

На объектах добычи газа и конденсата используют ФУ для сжигания углеводородных смесей и сбросных газов после продувки (при введении в эксплуатацию, после капитального ремонта) скважин на ГП, газопроводов после капитального ремонта, технологического оборудования на ГП и УПГ, пылеуловителей на КС. ГФУ 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 °C в зависимости от сжигаемой смеси, коэффициент избытка воздуха 1 — 1,5.

На высотных ФУ (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 ФУ для повышения степени рассеивания ЗВ. Конструкция факельных установок обеспечивает бессажевое горение газовых смесей при соблюдении 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.

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) ГФУ — для сжигания газовых сбросов, паров, горючих и негорючих промышленных стоков, которые образуются при добыче газа. Конструкция ГФУ зависит от особенностей технологического процесса, а также от объемов, компонентного состава и уровня давления сбрасываемого газа.

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% в помещениях компрессорной, гидрозатвора с дублированием звукового и светового сигналов и расположением указанных средств сигнализации над входной дверью, а также в местах размещения 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.

2.7.6 Технология утилизации тепловой энергии выхлопных газов газотурбинных установок для теплоснабжения технологического оборудования, зданий и сооружений.

В качестве теплоносителя допускается использовать водный раствор моноэтиленгликоля (МЭГ) в массовом соотношении МЭГ/вода — 60/40%. Концентрация МЭГ выбирается для предотвращения замерзания теплоносителя в любых тупиковых участках с учетом минимальной температуры окружающей среды.

Теплоноситель подается циркуляционными насосами к утилизационным теплообменникам, установленным на выхлопных трубах ГТУ. Утилизационные теплообменники входят в комплект поставки ГТУ. Источником тепла являются высокотемпературные выхлопные газы, отводимые от ГТУ и проходящие через межтрубное пространство теплообменника, в котором циркулирует теплоноситель и который подогревается и далее поступает к потребителям тепла. Температура теплоносителя на выходе регулируется заслонками, которые регулируют расход выхлопных газов через теплообменную секцию. Встроенный байпас горячих газов рассчитан на 100% расход продуктов горения. Заслонки байпаса и теплообменной секции механически связаны таким образом, чтобы предотвратить закрытие обоих секций. Регулирование расхода теплоносителя осуществляется клапаном на выходе установки утилизации тепла или за счет регулирования скорости вращения циркуляционных насосов.

Раздел 3. Текущие уровни эмиссий в окружающую среду от технологических объектов газодобывающих предприятий

Раздел содержит описание особенностей производственного экологического контроля для рассматриваемых объектов и фактические данные о текущем уровне воздействия объектов добычи газа на окружающую среду и уровнях потребления материальных и энергетических ресурсов, выполненный на основе сбора данных от предприятий отрасли.

3.1 Добыча, сбор и внутрипромысловая транспортировка природного газа

Продукцией для расчета удельных значений в технологии извлечения продукции из скважин, включая морскую добычу, является суммарная масса добытых природного газа, газового конденсата, пластовой воды и др. компонентов (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии интенсификации притока газа в скважине является суммарная масса добытых природного газа, газового конденсата, пластовой воды и др. компонентов (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии промысловой транспортировки газа является суммарная масса добытых природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, пластовой воды и др. компонентов, транспортируемых по внутрипромысловому трубопроводу (т/год).

3.1.1 Потребление энергетических ресурсов

Объемы энергетических ресурсов (газа, тепло- и электроэнергии, воды), расходуемых газодобывающим предприятием на добычу газа во многом зависят от уровня пластового давления разрабатываемого месторождения. Предприятия стремятся к извлечению максимально возможного объема углеводородного сырья из разрабатываемых месторождений и к максимально возможной эффективности использования энергетических ресурсов.

Основными энергозатратными технологиями на объектах добычи, сбора и транспортировки продукции скважин в части потребления электроэнергии являются технологии извлечения природного газа из скважин, в части потребления природного газа и тепловой энергии — технология осушки природного газа. Данные о потреблении энергетических ресурсов объектами добычи, сбора и транспортировки продукции скважин на основе сбора данных с предприятий отрасли представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Расход энергетических ресурсов

3.1.2 Характеристика эмиссий

Основным процессом, при котором происходит выброс загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу является извлечение продукции скважин (54% от общей массы выбросов ЗВ).

Наибольшую долю среди выбросов ЗВ составляют оксид углерода (4 класс опасности, 50% от общей массы выбросов ЗВ) и метан (4 класс опасности, 22% от общей массы выбросов ЗВ).

Источниками выбросов ЗВ являются дымовые трубы, ГФУ, свечи.

Водоотведение попутных вод и вод, использованных пользователем недр, осуществляется путем передачи их специализированным организациям, очистки и сброса в поверхностные водные объекты, закачки в поглощающие скважины, сжигания на ГФУ, утилизации или обезвреживания на специализированных установках.

Большую часть отходов составляют: лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные (47% от общей массы образования отходов), трубы стальные газопроводов отработанные без изоляции (24% от общей массы образования отходов). Образованные отходы передают другим хозяйствующим субъектам с целью их дальнейшей обработки, утилизации, обезвреживания или самостоятельно обрабатывают, утилизируют и обезвреживают.

Данные по воздействию на ОС и объемам образования основных видов выбросов ЗВ и отходов производства, характеризующие действующие объекты добычи, сбора и транспорта продукции скважин на основе сбора данных с предприятий отрасли, приведены в таблицах 3.2 - 3.4.

Таблица 3.2

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

Таблица 3.3

Выбросы парниковых газов в атмосферу

Таблица 3.4

Отходы производства

Продукцией для расчета удельных значений в технологии предварительной сепарации продукции скважин является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, пластовой воды и др. компонентов, прошедших предварительную сепарацию (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии очистки природного газа от кислых компонентов является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, пластовой воды, прошедших очистку от кислых газов (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии подготовки газа горючего природного на основе абсорбционного метода осушки газа является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, прошедших абсорбционную осушку (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии подготовки газа горючего природного на основе адсорбционного метода осушки газа является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, прошедших адсорбционную осушку (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии подготовки газа горючего природного, нестабильного конденсата газового на основе НТС является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, пластовой воды, прошедших НТС (т/год).

Продукцией для расчета удельных значений в технологии подготовки газа горючего природного на основе НТА является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), газового конденсата, прошедших НТА (т/год).

3.2.1 Потребление энергетических ресурсов

Объемы расходуемых энергоресурсов (тепло-, электроэнергии, природный газ) на УКПГ и УППГ во многом зависят от технологии подготовки природного газа и газового конденсата. Наиболее энергозатратными процессами в части потребления электроэнергии являются предварительная сепарация и абсорбционная осушка природного газа, в части потребления тепловой энергии и природного газа — НТС. Данные о потреблении энергетических ресурсов на основе сбора данных с предприятий отрасли приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Расход энергетических ресурсов

3.2.2 Характеристика эмиссий

Источниками воздействия на атмосферный воздух на объектах подготовки газа и газового конденсата являются свечи, установки осушки газа, оборудование цехов подготовки газа и конденсата, оборудование площадок теплообменников и АВО газа, оборудование здания регулирующей арматуры, оборудование станции перекачки конденсата, подогреватели газового конденсата, подогреватели антифриза и т.д.

К технологии подготовки газа горючего природного к транспорту на основе НТА отнесены свечи и вентиляционные трубы цеха подготовки газа и цеха подготовки газа и извлечения конденсата. В данных цехах отсутствуют источники с выбросами ЗВ азота оксида, азота диоксида и оксида углерода.

Основным процессом, при котором происходит выброс ЗВ, является предварительная сепарация продукции скважины.

Наибольший выброс парниковых газов в атмосферный воздух происходит в процессе предварительной сепарации продукции скважин (факельное сжигание газа).

Наибольшую долю среди ЗВ составляют выбросы оксида углерода (4 класс опасности, 79% от общей массы выбросов ЗВ) и метана (16% от общей массы выбросов ЗВ).

Водоотведение попутных вод и вод, использованных пользователем недр, осуществляется путем передачи их специализированным организациям, очистки и сброса в поверхностные водные объекты, закачки в поглощающие скважины, сжигания на ГФУ, утилизации или обезвреживания на специализированных установках.

Данные по воздействию на ОС и объемам образования основных видов выбросов ЗВ и отходов производства, характеризующие действующие объекты подготовки продукции скважин на основе сбора данных с предприятий отрасли, приведены в таблицах 3.6 - 3.8.

Таблица 3.6

Выбросы ЗВ в атмосферу

Таблица 3.7

Выбросы ПГ в атмосферу

Таблица 3.8

Отходы производства

3.3 Компримирование природного газа на промысле

Продукцией для расчета удельных значений в технологии компримирования газа горючего природного является суммарная масса природного газа (смеси природного газа и ПНГ), использованных в качестве топлива на ГПА и прошедших компримирование (т/год).

3.3.1 Потребление энергетических ресурсов

Объемы расходуемых энергетических ресурсов (тепло-, электроэнергии, природный газ) на объектах подготовки продукции скважин во многом зависят от технологии компримирования природного газа. Данные о потреблении энергетических ресурсов на основе сбора данных с предприятий отрасли приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Расход энергоресурсов

3.3.2 Характеристика эмиссий

Наибольшую долю среди ЗВ в выбросах в атмосферный воздух на объектах компримирования продукции скважин составляют выбросы оксида углерода (4 класс опасности, 63,1% от общей массы выбросов ЗВ). Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха на объектах компримирования природного газа являются ГПА, площадки ДКС. Наиболее существенным узлом ДКС, являющимся источником выбросов вредных веществ, являются выхлопные трубы турбоагрегатов, свечи пуска и контур, обвязка нагнетателя, через которые стравливается природный газ при остановке агрегата.

Водоотведение вод, использованных пользователем недр, осуществляется путем передачи их специализированным организациям, очистки и сброса в поверхностные водные объекты, закачки в поглощающие скважины, сжигания на ГФУ, утилизации или обезвреживания на специализированных установках.

Большую часть отходов составляют: отходы минеральных масел моторных (41% от общей массы образования отходов) и обводненная смесь негалогенированных органических веществ с преимущественным содержанием этиленгликоля, при технических испытаниях и измерениях (23% от общем массы отходов). Образованные отходы передают другим хозяйствующим субъектам с целью их дальнейшей обработки, утилизации, обезвреживания.

Данные по воздействию на ОС, объемам образования основных видов отходов производства, характеризующие действующие объекты компримирования продукции скважин на основе сбора данных с предприятий отрасли, приведены в таблицах 3.10 - 3.12.

Таблица 3.10

Выбросы ЗВ в атмосферу

Таблица 3.11

Выбросы ПГ в атмосферу

Таблица 3.12

Отходы производства

3.4 Использование продукции скважин

Продукцией для расчета удельных значений в технологии производства электроэнергии является природный газ (смесь природного газа и ПНГ), используемый для выработки электрической энергии, т/год.

Продукцией для расчета удельных значений в технологии производства пара и горячей воды является природный газ (смесь природного газа и ПНГ), используемый для выработки электрической энергии, т/год, т/год

3.4.1 Потребление энергоресурсов

Наиболее энергозатратными процессами объектов использования продукции скважин в части потребления электроэнергии являются процессы использования природного газа для выработки электроэнергии, в части потребления тепловой энергии — процессы использования природного газа для производства пара и горячей воды. Данные о потреблении энергоресурсов на основе сбора данных с предприятий отрасли приведены в таблице 3.13.

Таблица 3.13

Расход энергоресурсов

3.4.2 Характеристика эмиссий

Основными источниками воздействия на атмосферный воздух на объектах использования продукции скважин являются установки генерации электроэнергии.

Наибольшую долю среди ЗВ составляют выбросы оксида углерода (4 класс опасности, 73,4% от общей массы выбросов) и диоксида азота (2 класс опасности, 14,9% от общей массы выбросов).

На объектах использования продукции скважин практически не образуется загрязненных СВ. Водоотведение производственных СВ осуществляется путем передачи их специализированным организациям.

Водоотведение попутных вод и вод, использованных пользователем недр, осуществляется путем передачи их специализированным организациям, очистки и сброса в поверхностные водные объекты, закачки в поглощающие скважины, сжигания на ГФУ, утилизации или обезвреживания на специализированных установках.

Данные по воздействию на ОС, объемам образования основных видов выбросов, сбросов и отходов производства, характеризующие действующие объекты использования продукции скважин на основе сбора данных с предприятий отрасли, приведены в таблицах 3.14 - 3.16.

Таблица 3.14

Выбросы ЗВ в атмосферу

Таблица 3.15

Выбросы ПГ в атмосферу

Таблица 3.16

Отходы производства

3.5 Особенности производственного экологического контроля на объектах газодобывающих предприятий

Основные нормативные правовые акты по содержанию ПЭК:

1. Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [1];

2. Приказ Минприроды России от 18.02.2022 № 109 «Об утверждении требований к содержанию программы производственного экологического контроля, порядка и сроков представления отчета об организации и о результатах осуществления производственного экологического контроля» [57];

3. Приказ Минприроды России от 24.03.2023 № 150 «О внесении изменений в требования к содержанию программы производственного экологического контроля, утвержденные приказом Минприроды России от 18 февраля 2022 г. № 109» [58].

Объектами ПЭК на газодобывающих предприятиях являются источники негативного воздействия на ОС, описанные в разделах 3.2 - 3.5.

При проведении ПЭК на производственных объектах широко используют передвижные экологические лаборатории, оснащенные современным аналитическим оборудованием для контроля атмосферного воздуха, физических факторов ОС, метеопараметров, а также промышленных выбросов в атмосферу от различных источников.

В ряде случаев на месторождениях на регулярной основе проводят контроль выбросов в атмосферный воздух в режиме онлайн при помощи автоматизированного поста экологического контроля. Автоматизированный пост экологического контроля оснащен измерительным комплексом, включающим в себя два комплекса устройств: газоаналитический и метеорологический

Газоаналитический комплекс измеряет массовые концентрации оксидов азота, оксида углерода, диоксида серы, метана, углеводородов суммарно и углеводородов суммарно без метана.

Метеорологический комплекс позволяет вести замеры скорости и направления ветра, температуры и относительной влажности воздуха, атмосферного давления и количества влажных осадков.

Раздел 4. Определение наилучших доступных технологий

4.1 Методология определения наилучших доступных технологий при добыче природного газа

Критерии определения технологии (технологического процесса, метода, способа, подхода и др.) в качестве наилучшей доступной в Российской Федерации установлены статьей 28.1 Федерального закона «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-Ф3 [1] и стандартом [6].

Применение НДТ направлено на комплексное предотвращение и (или) минимизацию негативного воздействия на ОС. Сочетанием критериев достижения целей охраны ОС для определения НДТ являются:

а) наименьший уровень негативного воздействия на ОС в расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги либо другие предусмотренные международными договорами Российской Федерации показатели;

б) экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

в) применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

г) период ее внедрения;

д) промышленное внедрение этой технологии на двух и более объектах, оказывающих негативное воздействие на ОС.

Статья 28.1 Федерального закона также устанавливает следующее:

а) порядок определения технологии в качестве НДТ устанавливается Правительством Российской Федерации;

б) определение технологических процессов, оборудования, технических способов, методов в качестве НДТ для конкретной области применения, утверждение методических рекомендаций по определению технологии в качестве НДТ осуществляются уполномоченным Правительством Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти, который создает технические рабочие группы, включающие экспертов заинтересованных федеральных органов исполнительной власти, государственных научных организаций, коммерческих и некоммерческих организаций, в том числе государственных корпораций.

Порядок определения технологии в качестве НДТ, в том числе определения технологических процессов, оборудования, технических способов, методов для конкретной области применения, установлен Постановлением Правительства РФ от 23.12.2014 г. № 1458 [12], которым утверждены Правила определения технологии в качестве НДТ, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по НДТ.

Методические рекомендации по определению технологии в качестве НДТ, где уточнены критерии для всех элементов производства, в соответствии с которыми они соответствуют понятию НДТ, утверждены приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 23.08.2019 г. № 3134 [59].