ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождении нефти на суше. Технологическое проектирование
6.5 Газлифтная добыча нефти
6.5.1 Общая часть
6.5.1.1 Схему газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта непрерывный, периодический), объемы закачки газа и давления нагнетания, ввод фонда скважин по годам принимают по данным технического проекта на разработку месторождения нефти.
6.5.1.2 Газоснабжение газлифтных систем предусматривают на основании технико-экономических расчетов:
- централизованное - при подаче газа от компрессорной станции или газовой залежи на группы скважин (кусты);
- локальное - при подаче газа от компрессорной станции или газовой скважины на скважину для газлифтной эксплуатации в пределах куста скважин.
Для предотвращения гидратообразования в газлифтных системах предусматривают:
- осушку газа;
- подогрев газа с помощью теплообменников, использующих тепло продукции скважин;
- подачу ингибиторов гидратообразования;
- подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;
- применение греющих кабелей для трубопроводов и оборудования.
Метод предупреждения гидратообразования в газлифтных системах определяют в ПД.
6.5.1.3 Внеплощадочные газопроводы проектируют в соответствии с 6.2.6 и ГОСТ Р 55990.
6.5.2 Обустройство скважины для газлифтной эксплуатации
6.5.2.1 Состав сооружений для одиночных скважин и кустов скважин, в том числе и для газлифтных, представлены в 6.2.2 и 6.2.3.
6.5.2.2 В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин устанавливают технологическое оборудование в соответствии с таблицей 4.
Таблица 4
Технологическое оборудование газлифтной добычи нефти
Наименование схемы газлифта, источник газа высокого давления | Наименование оборудования | ||||
Нефтегазовый сепаратор | Газораспределительная гребенка автоматизированная | Газораспределительная гребенка ручная | Пункт контроля и управления | Компрессорная станция | |
Централизованный газлифт, компрессорная станция | - | + | - | + | - |
Централизованный газлифт, компрессорная станция, газовая залежь | - | + | - | + | - |
Локальный газлифт, компрессорная станция | + | + | + | + | + |
Локальный газлифт, компрессорная станция, газовая скважина | - | + | + | + | - |
"+" - оборудование устанавливается. "-" - оборудование не устанавливается. | |||||
6.5.2.3 Необходимость установки газосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другого дополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, определяют в ПД.
6.5.2.4 Каждая линия газораспределительной автоматизированной гребенки имеет манометр, термометр, автоматический регулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. Предусматривают ручное регулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенки имеет манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода и расходомер.
6.5.2.5 Газопроводы по территории куста скважин прокладывают подземно (непосредственно в грунте), и при проектировании учитывают ГОСТ 32569.
При подземной прокладке расстояние от верха трубы до поверхности отсыпанной площадки - не менее 0,8 м.
6.5.2.6 На линиях подачи газа от газораспределительных гребенок к скважинам устанавливают обратный клапан непосредственно у скважины. Каждую скважину отключают от сетей газа высокого давления не менее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.
6.5.3 Газлифтная компрессорная станция
6.5.3.1 Газлифтная КС предназначена для подготовки и компримирования газа, подаваемого для газлифтной добычи нефти.
6.5.3.2 Технологические параметры и требования к газу устанавливают техническим проектом разработки месторождения.
Степень очистки и подготовки газа, подаваемого на КС, определяют техническими требованиями на компрессоры.
Для месторождений, в продукции скважин которых отсутствует сероводород, применение газа с содержанием сероводорода для газлифта не допускается.
6.5.3.3 Газопроводы газлифтной КС проектируют как технологические трубопроводы.
6.5.4 Узел предварительной очистки газа на входе в КС
6.5.4.1 Узлы очистки газа проектируют из условий обеспечения требований технических условий на компрессорное оборудование по степени очистки газа от мехпримесей и жидкости.
6.5.4.2 Технологию и оборудование для очистки газов предусматривают с применением наиболее современных технологий, включающих эффективное сепарационное оборудование с повышенным процентом отделения капельной жидкости при минимальном перепаде давления.
6.5.4.3 Узел очистки газа обеспечивает качество очистки газа с учетом возможных прогнозируемых изменений поступающего состава газа на узел в течение всего срока эксплуатации.
Конструкция сепаратора обеспечивает высокую степень очистки 2 - 5 мкм с полным удалением жидких фракций. Сепаратор оснащают запорной арматурой с дистанционным приводом во взрывозащищенном исполнении.
6.5.4.4 Узел предварительной очистки газа поставляют в блочно-комплектном исполнении.
6.5.4.5 Для обеспечения непрерывной работы оборудование узла очистки должно иметь 100%-ное резервирование основного оборудования.
6.5.4.6 Узел предварительной очистки газа комплектуют дренажной емкостью с погружным насосом для сбора конденсата. Дренажные системы для отвода конденсата в автоматическом режиме разделяют с дренажной системой ручного опорожнения оборудования.
6.5.4.7 Скорости движения продуктов в трубопроводах - в соответствии с 6.3.1.12.
6.5.4.8 Для контроля процесса очистки газа предусматривают приборы контроля давления, температуры, расхода.
6.5.4.9 Узлы очистки газа располагают на открытых площадках. Предотвращение замерзания жидкости в аппаратах и трубопроводах обеспечивают обогревом и теплоизоляцией.
6.5.5 Узлы измерения и регулирования
6.5.5.1 Узел измерения и регулирования обеспечивает измерение количества сырого газа, поступающего на КС, и газа, подаваемого в систему газлифта.
6.5.5.2 Узлы измерения и регулирования газа применяют объединенными для сырого и скомпримированного газа или раздельными. Состав СИКГ определяют, исходя из применяемого метода измерений и требований методики измерений для выбранного преобразователя расхода, в соответствии с 6.3.12 и ГОСТ Р 8.733.
6.5.6 Аппараты воздушного охлаждения
6.5.6.1 АВО в КС для газлифта предназначен для охлаждения газа на выходе из компрессора или с промежуточной ступени компримирования, а также в системе циркуляционного охлаждения. АВО также применяют для охлаждения масла маслосистемы компрессора и привода.
6.5.6.2 АВО выбирают согласно техническим требованиям на поставку. В целях снижения энергозатрат при эксплуатации приводы АВО ЧРП оснащают подключением к АСУ ТП.
6.5.6.3 АВО должен быть нагнетательного вида и изготавливаться в соответствии с ГОСТ Р 51364.
6.5.6.4 В зависимости от условий эксплуатации АВО оборудуют:
- механизмами автоматического и дистанционного регулирования расхода воздуха посредством регулирования угла поворота лопастей вентилятора, ЧРП привода вентилятора, изменением положения жалюзи;
- штуцерами ввода ингибитора гидратообразования;
- узлами подогрева воздуха на входе в АВО, работа которых должна обеспечиваться от системы автоматики АВО;
- системой рециркуляции охлаждающего воздуха, системой увлажнения охлаждающего воздуха и поверхности теплообмена.
6.5.6.5 Регулирование угла поворотом лопастей вентилятора - автоматическое с помощью пневмопривода (или электропривода) без остановки вентилятора.
6.5.6.6 Регулировка работы вентилятора обеспечивает поддержание заданной температуры воздуха при пуске и в рабочем режиме.
6.5.6.7 Предусматривают возможность дистанционной, ручной регулировки положения жалюзи. Привод жалюзи оснащают позиционером.
6.5.6.8 Привод вентилятора должен быть непосредственно от тихоходного двигателя или через редуктор. Привод должен иметь от 10 до 20% запаса мощности.
6.5.6.9 Материалы концов лопастей и коллектора вентилятора исключают возможность искрообразования в случае касания лопастей поверхности коллектора.
6.5.6.10 Лопасти вентилятора изготовляют из армированных пластических материалов улучшенной аэродинамики.
6.5.6.11 По требованию конкретного проекта в комплект поставки АВО входят:
- коллекторная обвязка теплообменных секций с трубопроводной арматурой;
- система средств автоматизации с комплектом пусковой аппаратуры;
- вспомогательные подъемные устройства (при необходимости);
- выкатные устройства или тележки для монтажа и демонтажа привода вентилятора;
- фундаментные болты.
6.5.6.12 Сопроводительная документация на АВО включает инструкцию по монтажу, эксплуатации и ремонту. В инструкции приведены допустимые нагрузки на патрубки АВО или на присоединительные патрубки поставляемой трубной обвязки.
6.5.6.13 АВО размещают на наружной площадке в зоне отсутствия аэродинамических теней, препятствующих свободному забору воздуха, а также конструктивно предусматривают ограничение подхвата отработанного воздуха на вход в АВО.
6.5.6.14 Установку АВО предусматривают в ряд, с обеспечением возможности подъезда грузоподъемной техники для ведения ремонтных работ.
6.5.6.15 Площадка установки АВО имеет твердое покрытие, исключающее образование пылевых потоков при работе вентиляторов.
6.5.7 Факельная система КС
6.5.7.1 Факельная система КС предназначена для приема газов в факельную систему от технологического оборудования КС.
6.5.7.2 Факельная система газлифтной КС должна быть общей с факельной системой технологического комплекса, на котором она размещается.
6.5.7.3 Проектирование отдельной факельной системы для газлифтной КС должно быть технически обосновано.
6.5.7.4 Факельную систему КС проектируют в соответствии с разделом 6.3.15.
6.5.7.5 Пропускную способность факельного коллектора газлифтной КС определяют по сумме сбросов, подключенных к данному коллектору, но не менее производительности одного компрессора (агрегата), а также с учетом сброса объема газа при полной остановке КС.
6.5.7.6 Газожидкостные выбросы направляют в факельный коллектор через специальный сепаратор с дренажной емкостью.
Подписаться на обновления