Подготовка газа к транспорту с применением процесса низкотемпературной сепарации

Глава 7

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОЦЕССА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ

7.1. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ВЫБОРА РЕЖИМА РАБОТЫ УСТАНОВОК НТС

Процесс низкотемпературной конденсации (НТК) наиболее широко распространен в газовой промышленности при обработке конденсатсодержащих газов. Промысловые установки, предназначенные для извлечения из газа тяжелых углеводородов процессом НТК, на практике принято называть установками низкотемпературной сепарации (НТС). Процессы НТК и НТС используются также в схемах установок низкотемпературной абсорбции (НТА) как их предварительная стадия.

Упрощенная технологическая схема промысловой установки НТС в общем виде (без разделителей и системы утилизации газов дегазации) дана на рис. 7,1. Установка работает по следующему принципу. При наличии избыточного давления снижение температуры концевой ступени конденсации достигается за счет изоэнтальпийного или изоэнтропийного расширения газа. Энергия газа концевой ступени сепарации рекуперируется с использованием теплообменника Т-1.

В данной схеме расширение газа производится с использованием эжектора. Благодаря этому удается "дожимать" низконапорные газы до давления товарного газа без применения компрессорного агрегата.

При недостаточности избыточного давления в схему включается испаритель, где охлаждение газа осуществляется с использованием внешнего хладагента. Другим вариантом получения низкой изотермы может служить предварительное дожа-тие газа с последующим расширением с применением турбоде-тандерного агрегата (ТДА).

Эффективность работы установок НТС или НТК зависит от состава газа, давления и температуры процесса, числа ступеней конденсации, характеристики оборудования и т.д. Влияние

Монтаж и эксплуатация приборов контроля и автоматики должны отвечать требованиям противопожарных правил и инструкции.

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами необходимо руководствоваться «Санитарными правилами работы с радиоактивными веществами с источниками ионизирующих излучений».

Манометры для измерения давлений в ДИКТе и затрубном пространстве должны быть установлены на ебщем щите, вынесенном в безопасное и удобное для наблюдения место.

Манометры должны устанавливаться на стальных трехходовых кранах или на игольчатых вентилях.

Автомашину с лебедкой для глубинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны па расстоянии не менее 25 м от устья скважины и таким образом, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец или лубрикатор.

Лебедки, краны и другие подъемные механизмы должны иметь падежные тормозные устройства, не допускающие самопроизвольного опускания груза.

Лебедки с механизированным приводом (кроме вспомогательной) должны быть оборудованы устройством, обеспечивающим правильную укладку витков намглы-ваемого на барабан каната или кабеля.

К территории станций подземного хранения газа, сооружениям, коммуникациям, оборудованию по продувке, испытанию газопроводов предъявляются такие же требования безопасности, как и к территории газового промысла и газопромысловым сооружениям.

Обвязка устья скважин ПХГ должна иметь оборудование, позволяющее проводить исследование скважины без специального оборудования или ее остановки.

В зависимости от температуры пласта и атмосферных условий на поверхности необходимо устанавливать обогреватели у устья скважины для предотвращения образования гидратов и обмерзания сборных линий.

Для измерения дебитов открытых газовых фонтанов исследователи допускаются к работе по согласованию с ответственным руководителем после специального инструктажа.

X. 1.1. Подготовка к работе с ингибиторами гидратообразования

Скважина с метанольной емкостью должна иметь металлическую ограду высотой не менее 2 м с обшивкой наверху (три ряда по периметру) и в средней части колючей проволокой. В ограде должно быть два выхода, которые запираются и пломбируются.

Емкости для хранения метанола должны быть оборудованы дыхательными и гидравлическими клапанами и запломбированы. Емкости для метанола должны быть расположены на огражденной площадке под навесом или в складах.

До закачки метанола в мстанольницу необходимо проверить исправность всех узлов метанольной установки, фланцевых соединений, вентилей, предохранительных клапанов, манометров и др. Повреждения в метанольной установке должны немедленно устраняться.

Запрещается наполнять метанольницу ведрами и прочими сосудами.

Заправлять метанольницу метанолом следует только после доведения в ней давления до атмосферного.

Для подъема к рабочему метанольному бачку, установленному на специальной опоре, необходимо иметь лестницу.

Если имеется опасность повышения давления выше величины, на которую рассчитана метанольная емкость, на ней следует установить предохранительный клапан.

В случае замерзания трубопровода в метанольной емкости отогревать его следует пар^м или горячей водой после отключения от действующей системы. Отогрев открытым огнем запрещается.

При работе с метанолом необходимо соблюдать требования «Правил по перевозке, хранению и применению метанола», «Общих санитарных правил по хранению и применению метанола», «Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа».

Насосное хозяйство по вводу диэтилен гликоля (этилснгликоля, триэтилен-глнколя) на установках осушки газа должно отвечать требованиям, предъявляемым к оборудованию и устройству взрывопожароопасных помещений, в том числе:

а)    высоконапорные насосы для впрыска и насосы для внутренней перекачки ДЭГа должны быть разделены между собой глухой стеной;

б)    проводка и электродвигатели должны быть выполнены во взрывогащи-щенном исполнении.

Х.1.2. Подготовка к исследованиям^скважин, газ которых содержит сероводород

Обустройство устья скважин и строительство шлейфов к ним, не введенных в эксплуатацию к моменту пуска газосборного пункта (УКПГ), должны проводиться с соблюдением требований «Указаний по безопасному ведению работ при строительстве в охранной зоне и полосе отвода действующих магистральных газопроводов, конденсатопроводов и шлейфов газовых скважин» Госгазинспекции Мингазпрома.

Па территории предприятия должны быть установлены устройства для определения направления и скорости ветра (конус, флюгер, анемометр и др.).

Исследование скважин на месторождениях, газ которых содержит сероводород, должно проводиться только при эксплуатации скважины через фонтанные тр убы.

Глубинные приборы и проволока для спуска должны быть в антикоррозионном исполнении. Манометры типа «МО», «МТИ» и др. следует присоединять через буферную емкость, заполненную нейтральной по отношению к сероводороду жидкостью.

Х.1.3. Подготовка к исследованию скважин с применением антикоррозионного ингибитора

При приготовлении раствора ингибитора необходимо соблюдать следующие правила безопасности.

При подогреве, сливе и нейтрализации ингибитора ИКСГ-1 необходимо пользоваться защитными очками, спецобувью, спецодеждой и рукавицами; пользоваться спецодеждой и очками необходимо также при гашении извести.

При перемешивании раствора пар следует подавать постепенно, не допуская резких выбросов пароконденсата.

Необходимо следить за исправностью коммуникаций.

Применять инструмент, не дающий искр.

Ингибиторная установка должна располагаться от устья скважины на расстоянии не ближе 5 м.

Заполнять бачки ингибитором необходимо при атмосферном давлении, предварительно понизив давление, выпустив газ через продувочную свечу.

Прн заполнении рабочих бачков кран, установленный в верхней части дозировочной емкости, должен быть открыт.

Наличие ингибитора в рабочих бачках должно контролироваться прн помощи краников, установленных в нижней части дозировочной емкости.

Запрещается выпускать газ из бачков через присоединительный патрубок. Выпуск газа следует проводить через патрубок, специально предназначенный для этой цели.

Во время грозы запрещается проводить работы, связанные со сливом и приготовлением ингибитора.

При измерениях уровня ингибитора в емкостях, а также при его разбавлении конденсатом рабочие должны находиться с наветренной стороны.

Отогревать замерзшие трубопроводы и запорную арматуру след>ет только паром или горячей водой. Пользоваться открытым огнем запрещается.

A

500 250

Л.

Рис. 4.21. Диаграмма для определения АГДМ изменения дебита между перфорационным» отверстиями при различных режимах работы скважины:

1— 6 — номера перфорационных отверстий; V_ll4 — интенсивность шума; 1_Г —

глубина скважины

На скв. 9101 Уренгойского месторождения, по результатам интерпретации термограмм (ТМ) и расходометрии установлено, что работает весь интервал перфорации 1069,2—1112 м. Наиболее активно по данным термометрии газ поступает из

Рис. 4.22. Диаграмма для определе- Рис. 4.23. Диаграмма для опреде-ния работающих интервалов по лен и я перетока газа в осгановлен-АГДМ в скв. 9101 Уренгойского мес- ной скважине по АГДМ на скв. 6101 горождення    Уренгойского месторождения

трех интервалов: I —    1090—1102,    II —    1076—1078, III —

1070-1072 м.

Эти же работающие интервалы четко выделяются по АГДМ (рис. 4,22). После остановки скважины на термограммах наблюдается малодебитный переток из пласта I в пласт II, связанный с разной выработанностью пластов. На диаграммах АГДМ (рис. 4.23) эти участки разреза скважины отмечаются повышенным шумом. Следовательно, анализ исследований АГДМ позволил выявить процессы, происходящие в стволе остановленной скважины. Сравнение результатов определения относительного дебита по данным расхо-дометрии и АГДМ приведено в табл. 4.1.

Рис. 7.1. Принципиальная технологическая схема установки НТС:

С-1, С-2, д-3 - сепараторы; Р-1, Р-2 - трехфазные разделители; Т-1, Т-2 -рекуперативные теплообменники

этих факторов на показатели установок НТС рассматрйвается ниже [1, 2, 6, 9-11, 14, 30-34].

Выбор температуры. Значение температуры на промысловых установках НТС выбирается в основном из-за необходимости получения точки росы газа, обеспечивающей его транспортирование в однофазном состоянии. В ряде случаев выбор температуры процесса осуществляется также с целью увеличения выхода пропан-бутановой фракции.

Влияние температуры на выход жидкой фазы на двухступенчатых установках НТС характеризуется данными табл. 7.1.

Основное количество тяжелых углеводородов (С₅₊) переходит в жидкую фазу на первой ступени сепарации. На последующих ступенях сепарации из газа преимущественно выделяются этан и пропан-бутановая фракция. Причем чем ниже изотерма процесса, тем больше степень конденсации этих компонентов. Однако со снижением температуры ввиду преобладания степени конденсации легких углеводородов уменьшается избирательность процесса (рис. 7.2). Кривая 1 на рисунке характеризует избирательность ступенчатого процесса в целом, т.е. по установке. Режим первой ступени одинаковый для всех вариантов: р = 13 МПа, t = 16 “С. Режим второй ступени постоянен по давлению (р = 8 МПа) и меняется по температуре от 0 до -30 *С. Избирательность процесса определена как отношение количества молей извлекаемого компонента

Запрещается хранить ингибитор в емкости, не оборудованной дыхательным клапаном.

На емкостях, заполненных ингибитором, и на установках у скважин должны быть надписи «Огнеопасно».

Место для хранения ингибитора должно быть обваловано, ограждено и обеспечено необходимыми средствами пожаротушения.

Запрещается закачивать ингибитор в пласт без предварительного составления плана работ и назначения ответственного руководителя. План работ составляется на каждую испытываемую скважину, утверждается главным инженером газопромыслового управления и согласовывается с пожарной охраной.

Запрещается закачивать ингибитор в пласт, если давление в затрубном пространстве превышает давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Закачивать ингибитор в пласт в ночное время запрещается.

Запрещается устанавливать емкости для перемешивания, отстоя и хранения раствора ингибитора на расстоянии менее 50 м от устья скважины.

Запрещается устанавливать агрегаты, предназначенные для разовой закачки ингибитора в пласт, на расстоянии менее 25 м от устья скважины. Агрегаты следует устанавливать с наветренной стороны.

Запрещается возобновлять работу по закачке ингибитора в пласт без предварительного выпуска накопившегося в стволе скважины газа, если скважина длительное время не работала.

До закачки ингибитора в пласт необходимо нагнетательные линии опрессовать водой на полуторакратное максимальное рабочее дгвление.

Опрессовка па прочность и герметичность иЕ1Гибиторной установки должна проводиться в соответствии с требованием «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Х.1.4. Подготовка к исследованию скважин с применением низкотемпературной сепарации

Оборудование, аппараты и арматура низкотемпературной сепарации, подвергающиеся действию метанола, аммиака и других химреагентов, должны быть изготовлены из материалов, стойких к разъеданию, или иметь внутреннее защитное покрытие.

На каждом газосепараторе должно быть не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

На входе газа в газосепаратор низкотемпературной сепарации допускается установка неавтоматизированного редуцирующего устройства.

При прсдувке трапов и сепараторов запоркое устройство на продувочной линии следует открывать и закрывать постепенно и плавно.

Х.1.5. Подготовка к промыслово-геофизическим исследованиям

К промыслово-геофизическим работам скважину должно подготовить предприятие, которому принадлежит эта скважина.

Ствол скважины должен быть подготовлен таким образом, чтобы обеспечивалось беспрепятственное прохождение скважинных приборов и аппаратуры. Длина шаблона должна быть не меньше, а диаметр на 2 мм больше соответствующих размеров спускаемого в скважину геофизического прибора.

Подготовленность скважины к промыслово-геофизическим исследованиям оформляется актом, который подписывается ответственными представителями заказчика и геофизического предприятия. Акт о готовности скважины передается начальнику геофизической партии, после чего можно приступать к работе.

При промыслово-геофизических работах подъемник и лаборатория должны быть заземлены.

Промыслово-геофизическая партия до проведения исследовательских работ обязана:

а)    проверить готовность скважины к предстоящим исследованиям в соответствии с требованиями правил техники безопасности и актов о готовности скважины;

б)    осуществить контрольное шаблонирование колонны или насосно-компрессорных труб по возможности до забоя.

При проведении геофизической партией подготовительных работ должна быть обеспечена устойчивость автомобиля-подъемника.

До начала работы необходимо проверить состояние рабочего места, а также исправность предназначенных для предстоящей работы оборудования, инструмента и приспособлений по технике безопасности и, в случае обнаружения неисправностей, принять меры к их устранению.

Х.2. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ПРОЦЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Газовые и газоконденсатные скважины исследуют по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом газодобывающего предприятия. В плане должен быть указан допустимый предел снижения давления, гарантирующий от смятия эксплуатационной колонны.

Исследование скважины должно проводиться в дневное время под руководством ответственного инженерно-технического работника и с соблюдением действующих инструкции.

Запрещается находиться на рабочих местах посторонним лицам без разрешения руководителя работ на объекте или администрации.

Перед началом исследования следует открыть все задвижки на арматуре выше трубной головки, за исключением крайних задвижек на струнах.

При продувке скважины и во время измерений двигатели буровой установки, а также двигатели находящихся около скважины автомобилей и тракторов должны быть заглушены, а топки котлов потушены. Продувку следует проводить через прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при полностью открытых задвижках на выкиде.

Для измерений и продувки следует пользоваться только крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью. При смене диафрагм следует открывать задвижку на продувочной линии и одновременно закрывать задвижку на измерительной линии. Работа через не полностью открытую задвижку запрещается.

Перед открытием задвижки на одной из струн все работающие, кроме находящихся у задвижек, должны удалиться от устья скважины, измерительной и продувочной линий на безопасное расстояние.

Регистрировать показания термометра разрешается только после полного открытия задвижки на измерительной линии.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струн на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Запрещается подходить к ДИКТу со стороны диафрагмы во время истечения струи газа, а также при внезапном прекращении его.

Глубинные измерения в работающих скважинах допускаются только с применением специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимся сальником, манометром, отводом с трехходовым краном или заменяющим его устройством. Каждый лубрикатор должен быть опрессован на полуторакратное максимальное давление, и по результатам опрессовки должен быть составлен акт.

В процессе монтажа и демонтажа головки лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора давление в нем должно <5ыть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе.

Сравнение результатов выделения работающих интервалов АГДМ с де бито метр и ей и термометрией показано на рис. 4.24.

Исследования спектра шума одно- и двухфазных потоков проводились Маккинли в 1973 г. и Ю,И. Бородиным в 1976 г. Моделирование однофазного потока в опытах Маккинли осуществлялось дросселированием газа (воздуха в затрубном пространстве, заполненном мраморной крошкой, приемник звука помещался в трубе). При моделировании двухфазных потоков затрубное пространство заполнялось водой и газ дросселировал через воду. Для однофазного потока как газа, так и воды характерен тип спектра, показанный на рис. 4.25, с возрастанием амплитуды в области 1000 — 2000 Гц.

Моделирование двухфазного потока позволило по характеру спектра выделить три типа течения: 1) эмульсионное (образование цепочки пузырьков) с пиком спектра в интервале частоты 300— 600 Гц; 2) слабое четочное течение, для которого амплитуда после 200 Гц уменьшается, но есть незначительные пики, соответствующие пикам первого режима; 3) сильное четочное течение, для которого максимальной является амплитуда в области частоты 200 Гц.

Все три типа двухфазного потока имеют характеристику, совершенно отличную от характеристики однофазного потока. А именно: двухфазные потоки имеют максимальный уровень шума в диапазоне 200 —600 Гц, связанный с эмульсион-

Шумограмма

интенсивности-

шума

П

Дебитограмма V-240 м/ч; Т =2 мин О 500 I ООО т, M'VcyT

III

Т ермограмма У^ЗОО м/ч; ТЭГ-2 м 46 47 48 49 50 °С

Рис. 4.24. Выделение газоотдающих интервалов с помощью АГДМ (/). де-битомера (JJ) и термомера (///) по скв. 174 Шебелинского месторождения. Дебит 840 тыс. м³/сут

Относительная амплитуда

Рис. 4.25. Спектры одно- и двухфазного потоков. Типы течения:

1 — сильное неточное; 2 — слабое четочное; 3, 4 — однофазный поток

Рис. 7.2. Влияние температуры на избирательность процесса НТС:

1    - по С_3<. в целом по схеме;

2    - по С₃₊ для концевой ступени сепарации; 3 - по С₃ по второй ступени; 4 -по С₄ по второй ступени

к общему количеству молей жидкой фазы. Кривая 2 получена для второй ступени конденсации. Относительно жидкой и газовой фаз второй ступени конденсации определяется коэффициент избирательности. Чем ниже температура, тем меньше избирательность процесса по фракции С₃₊. Уменьшение значения коэффициента избирательности процесса объясняется опережением степени конденсации легких компонентов над этим показателем относительно более тяжелых компонентов. На этом же рисунке приведены кривые зависимости ? = fit) для пропана и бутанов относительно второй ступени конденсации. При обработке расчетных данных избирательность, соответствующая максимальному выходу этих компонентов, принята за единицу.

Из приведенных материалов можно сделать вывод о том, что чем легче компонент, тем ниже температура, соответствующая максимальному значению избирательности. Этот фактор необходимо учитывать при выборе режима работы установок НТС или НТК.

Как было указано выше, расширение газа может быть осуществлено изоэнтальпийно или изоэнтропийно. Снижение температуры газа в зависимости от способа расширения газа показано на рис. 7.3. С учетом рекуперации энергии газа фактическое снижение температуры газа будет в 2-3 раза больше.

Следует отметить, что чем ниже значение начального давления, тем больше значения градиента At/Ар. Значение этого показателя для изоэнтропийного процесса больше, чем для

Рис. 7.4. Влияние площади поверхности рекуперативного теплообменника на температуру в низкотемпературном сепараторе

изоэнтальпийного. Это особенно существенно при низких давлениях. Следовательно, применение ТДА в схемах установок НТА или НТС особенно эффективно при относительно низких давлениях.

Рис. 7.3. Снижение температуры газа при изоэнтропийном (/) и изоэнгаль-пийном (2) расширении газа

Важным элементом установок НТС является также рекуперативный теплообменник Т*1 (см. рис. 7.1). Температура газа после этого аппарата зависит от площади его поверхности и температуры газа после сепаратора С-2. Увеличивая поверхность теплообменника Т-1, можно достичь снижения температуры сепарации во второй ступени сепарации. Взаимная зависимость этих параметров выражена графиком рис. 7.4, который получен при следующих режимах на ступенях сепарации: первая ступень р = 13,1 МПа; t = 16 °С; вторая ступень р = = 7,5 МПа; t = -30 °С. Состав сырьевого газа, %: N₂ - 0,40; С, - 86,90; С0₂ - 0,26; С₂ - 5,46; С_а - 2,58; С₄ - 1,31; С₅ - 0,80; С₆ - 0,73; С₇ - 0,64; С₈ - 0,42; С₉ - 0,40; С₁₀₊ - 0,20; расход газа - 5 млн. м³/сут.

Согласно рис. 7.4 для получения температуры газа на второй ступени сепарации -30 “С необходимо установить теплообменник с площадью поверхности 1200 м². Включение в схему аппарата с площадью поверхности 2200 м² позволяет обеспечить перед второй ступенью сепарации температуру -39 ^вС. Однако это связано с увеличением капиталовложений в установку.

Спускать глубинные приборы при неисправном счетчике глубины запрещается. В случае выхода из строя счетчика глубины во время подъема глубинного прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

В процессе подготовки и проведения исследовательских работ на скважинах и других взрывоопасных объектах должен применяться инструмент, изготовленный из металла, не дающего искр при ударах.

Запрещается сбрасывать какие-либо предметы с высоты.

Х.2.1. Проведение промыслово-геофизических исследований

Все промыслово-геофизические работы должны проводиться с соблюдением действующих «Единых правил безопасности при взрывных работах», «Инструкции по технике безопасности при проведении промыслово-геофизических работ», «Санитарных правил при работе с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений», «Правил перевозки радиоактивных веществ» и «Норм радиационной безопасности#, утвержденных Минздравом СССР.

Промыслово-геофизические работы в скважинах должны проводиться в присутствии представителя заказчика под руководством начальника партии или другого ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы.

Запрещается для промыслово-геофизических работ пользоваться электро-ccTi-ю с напряжением более 380 В.

Во время спуско-подъсмных операций запрещается наклоняться над кабелем, переходить через него, а также браться руками за движущийся кабель. На барабан подъемника кабель должен направляться специальным водилышком.

Грузы и скважинные приборы массой более 40 кг или длиной более 2 м независимо от массы должны подниматься и опускаться в скважину при помощи промыслово-геофизического подъемника (при работе через подвесной блок-баланс), ручной или буровой лебедкой. При применении буровой лебедки к работе привлекается буровая бригада.

Скважинные приборы и грузы, опускаемые в скважину, должны иметь ослабленное место присоединения к кабелю, разрывающееся при напряжении, не превышающем 2/3 разрывного усилия кабеля.

После спуска прибора в скважину на барабане лебедки должно оставаться не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Для освобождения прихваченного в стволе скважины кабеля (или прибора) его следует непрерывно расхаживать. Если расхаживанием освободить прибор не удается, дальнейшие работы по ликвидации прихвата должны вестись по согласованию руков^ди-елей предприятий — геофизического и заказчика.

Не допускается наличие «фонарей» на бронированном кабеле. Проволоки брони, образующие «фонари», необходимо срезать, а концы их заправлять под проволоки неповрежденных витков.

Последние 100 м каната или кабеля с прибором должны подниматься из скважины на пониженной скорости. Для определения момента перехода на пониженную скорость на кабеле должна быть сделана хорошо видимая метка.

Х.2.2. Исследование скважин, газ которых содержит сероводород

В открытых местах, о пасных из-за возможного скопления сероводорода, должен быть организован контроль за его концентрацией не реже одного раза в сутки.

Газ, содержащий сероводород, при невозможности подключения скважины к газосборной сети, в процессе исследования должен отводиться от устья скважины по трубопроводам со стояками или отсасываться специальными устройствами.

Стояки на трубопроводах должны быть высотой не менее 10 м и расположены не ближе 200 м от производственных помещений, не менее 25 м от рабочих мест на промысле и 1000 м от населенных пунктов и магистральных дорог. Стояки должны быть укреплены не менее чем тремя оттяжками.

Отведенный к стояку газ должен сжигаться. Выпуск газа в атмосферу без сжигания запрещается.

Смена диафрагмы на ДИКТе должна проводиться через 15 мин после закрытия скважины с предварительным проведением анализа на сероводород.

Работники бригад по исследованию скважин должны:

а)    знать правила безопасности при работе в среде, содержащей сероводород, и приемы оказания первой помощи пострадавшим;

б)    иметь при себе во время работы индивидуально закрепленные противогазы;

в)    иметь индикатор на сероводород.

При исследовании скважип запрещается подходить к устью и измерительной линии без противогаза и соответствующей спецодежды.

Запрещается вход без противогаза в тепляки, устраиваемые над устьевой арматурой, распределительными пунктами, установками и т. п.

Продолжительность непрерывной работы в шланговом противогазе не должна превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Спецодежда и спецобувь должны соответствовать действующему ГОСТу и выдаваться для работников каждой профессии в пределах установленных норм.

Рабочие, связанные с работой в таежно-полевых условиях, должны обеспечиваться средствами защиты от гнуса.

Во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им спецодеждой и спецобувью.

Х.2.3. Обслуживание емкостей, работающих под большим давлением

Трапы, сепараторы, аппараты очистки и осушки газа, работающие под избыточным давлением 0,7 кгс/см² и выше, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Трапы, сепараторы и другие аппараты должны иметь предохранительный клапан, манометр, уровнемерное стекло или заменяющие его уровнеуказатсли и устройства для автоматического слива жидкости.

На трапах, в которых не измеряется дебит, установка уровнемерного стекла или заменяющего его уровнеуказателя не обязательна.

В случае обмерзания аппаратов, газопроводов, задвижек, штуцеров и т. д. отогревать их следует горячей водой или паром. Отогрев открытым огнем запрещается .

Запрещается подключать скважину к установке подготовки газа, если система (сепараторы, конденсатосборник и др.) не находится под давлением газа, равным давлению в газовом коллекторе.

При аварийной остановке сборного пункта необходимо закрыть задвижки на выходе газа из групповой установки и снизить давление в системе до атмосферного продувкой через аварийную свечу, а скважину переключить на факельную линию.

Х.З. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОТБОРЕ ПРОБ ГАЗОКОНДЕНСАТА И ЛАБОРАТОРНЫХ АНАЛИЗАХ

Запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации.

Отбор проб газоконденсата необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 2517—69. Пробоотборник должен быть изготовлен из искробезопасных материалов.

ным или неточным течением. Однако при 1000 Гц наблюдаются особенности, типичные д\я однофазных потоков, т.е. для турбулентности свободной струи. При частоте / > 1000 Гц характеристика двухфазного потока практически не отличается от однофазного.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1.A.c.    179960. Коротаев Ю.П. Способ измерения дебита фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин.

2.    Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968. — 427 с.

3.    Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1975.

4.    Коротаев Ю.П., Бабалов МЛ. Акустический способ выделения работающих интервалов газоконденсатных пластов/Газовая промышленность. — 1970. - № 11.

5.    Me. Kinley R.M., Bower Е.М., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from frow behind cemented casing J.P.T., March, 1973, pp. 328 — 338.

6.    Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии. — М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1983.

7.    Коротаев Ю.П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984. — 486 с.

8.    Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления/Газовая промышленность. —1988. — № 7. - С. 39 — 41.

9.    Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин/Газовая промышленностью. — 1989. — №6.

10.    Коротаев Ю.П., Пальчик К.Б. Об информационном использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров//Реф. сб. РиЭГГКМ. - 1971. - № 12.

11.    Пальчик К.Б., Коротаев Ю.П. Об использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров.//Реф. сб. РиЭГГКМ. — 1982. - № 2.

12.    Коротаев Ю.П., Грдзелова КЛ„ Казьмина Т.П. Исследование границ применимости линейного закона фильтрации Дарси акустическим спосо-бом//Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — 1985. — Вып. 192.

13.    Коротаев Ю.П., Иванчук А.П., Ермолкин О.В., Сибирев С П. Акустико-гидродинамический метод исследования коллекторов нефти и газа/Газовая промышленность. — 1988. — № 8.

14.    Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1983.

15.    Бергман. Ультразвук. — М.: И.Л. — 1956.

16.    Руденко В.В., Солуян СИ. Теоретические основы нелинейной акустики. — М.: Наука, 1975.

17.    Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин ФЛ., Черепанов Г.П. Скорость абразивного износа газонефтепромыслового оборудования/Нефтяное хозяйство. — 1970. — N° 3.

18.    Коротаев Ю.П. и др. Добыча, подготовка и транспорт природного газа: Справ, руководство. — М.: Недра, 1984. — Т. 1. — 360 с.

Характеристика наиболее современных рекуперативных теплообменников установок НТС конструкции ЦКБН приведена в табл. 7.2.

Экономическая целесообразность снижения температуры сепарации должна определяться с учетом того, что наряду с ПБФ повышается также степень конденсации легких компонентов.

Влияние давления. В проектных решениях давление на последней ступени сепарации выбирается близким к давлению на головном участке магистрального газопровода. Что касается давления на первой ступени сепарации, то его значение устанавливают с учетом устьевых параметров и состава газа, а также наличия оборудования.

Давление оказывает существенное влияние на распределение компонентов газа по фазам. Кроме того, от его значения на ступенях конденсации установок НТС в значительной степени зависит эффективность работы ГТС. Это связано с влиянием давления как на фактическую точку росы по воде и углеводородам, так и на показатели работы дожимной компрессорной станции.

В настоящее время, как правило, на выходе из УКПГ давление газа поддерживается на уровне 7,5 МПа, что значительно выше его оптимального значения, обеспечивающего глубокое извлечение из газа пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов. Поддержание на второй ступени конденсации давления, равного 7,5 МПа, обусловлено режимом работы МГ, который проектируется на такое рабочее давление. Ведение процесса обработки газа при давлениях ниже 7,5 МПа потребовало бы включения в схему установок дожимного компрессора с первого года эксплуатации ГКМ.

Применение ТДА позволяет на второй ступени сепарации поддерживать более низкое давление, чем при обычной схеме НТС с дроссельным устройством. (Тормозной компрессор ТДА обеспечивает частичную компенсацию сработанного давления.) Это, в свою очередь, позволяет понизить температуры во второй ступени сепарации. В результате, с одной стороны, увеличивается степень конденсации целевых компонентов (С₃Н_в+), с другой - снижается количество легких компонентов в нестабильном конденсате.

С повышением давления степень извлечения тяжелых компонентов снижается. В то же время общее количество углеводородов, перешедших в жидкую фазу при сепарации, возрастает, что связано с увеличением конденсации метана и этана. Пропорционально этому растет объем газов низкого давления

Пробы газа и конденсата, содержащие сероводород, следует отбирать в контейнеры, изготовленные из стойких к сероводороду материалов.

Пробы сернистых отложений из резервуаров должны отбираться с разрешения главного инженера предприятия, эксплуатирующего резервуары. Эта работа должна поручаться не менее чем двум специально подготовленным работникам и выполняться в соответствующем противогазе.

Работники, обслуживающие резервуары с сернистым конденсатом, должны быть ознакомлены со специфическими опасностями, характерными для конденсата, и обучены пользованию противогазами и другими средствами индивидуальной защиты.

Рабочие помещения лабораторий должны быть оборудованы в соответствии со СНиП, а также с указаниями по строительному проектированию зданий и сооружений нефтяной промышленности и противопожарными техническими условиями строительного проектирования.

В закрытых помещениях, опасных из-за возможного скопления сероводорода, должен быть организован контроль за его концентрацией не реже одного раза в смену.

В производственных помещениях содержание газов в воздухе не должно превышать:

Концентрация сероводорода в атмосфере воздуха населенных мест не должна превышать 0,008 мг/м³.

При концентрации газа, превышающей предельно допустимую, работать разрешается только в противогазе (в фильтрующем — на открытом воздухе, в шланговом — при работе в емкостях, колодцах и закрытых помещениях).

Для постоянного контроля за концентрацией сероводорода и углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием и аппаратурой должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией. Помимо стационарных газоанализаторов необходимо применять переносные приборы.

Во время ремонтных работ степень загазованности рабочего места сероводородом следует проверять при помощи газоанализаторов или химических анализов проб окружающего воздуха.

Герметичность сальниковых и фланцевых соединений, запорных устройств, аппаратов и коммуникаций, находящихся в помещении, следует проверять не реже одного раза в смену.

Обнаруженные пропуски газа или конденсата через неплотности соединений, сальники, свищи и т. п. следует немедлеино устранять.

Работы, связанные с выделением вредных для здоровья газов, паров, пыли, должны проводиться в вытяжных шкафах, оборудованных надежной вентиляцией.

При работах, которые могут сопровождаться взрывом газов или разбрызгиванием едких жидкостей, работающие должны надевать предохранительные очки и находиться за защитным экраном.

При наличии производственного шума, превышающего допустимые санитарные нормы, и вибрации оборудования должны проводиться технические мероприятия по ограничению их воздействия на рабочих.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Методы обработки и переработки природного газа и конденсата  »

Библиотека »