ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017)

Предварительную

подготовку

осуществляют

сепараторах

перед

компримированием в зависимости от условий транспортировки.

Для полной подготовки (осушки) газа используют следующие типовые способы:

- абсорбционная осушка - для газовых месторождений;

- НТС и низкотемпературная абсорбция

- для подготовки продукции

газоконденсатных месторождений.

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 осуществляют при

помощи следующих мероприятий, проводимых в зависимости от конкретных

условий, как отдельно, так и в комплексе: нагрев газа до температуры,

превышающей температуру возможного гидратообразования; ввод в поток

ингибитора гидратообразования.

Согласно типовой схеме обустройства морских месторождений (рисунок

2.25) пластовая продукция, поступающая со скважин, подается в подводный

промысловый центр (ППЦ), где установлена фонтанная арматура, контрольно-

измерительная аппаратура, управляющая система и манифольд для объединения

потоков, редуцирования, замера параметров и при необходимости впрыска

ингибитора гидратообразования. Из ППЦ пластовая продукция поступает в

центральный манифольд, предназначенный для сбора продукции скважин с ППЦ и

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.

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.

ППЦ - подводный промысловый центр; СКВ - подводное устье скважины; НСКВ - подводное устье

нагнетательной скважины; УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ИГ - ингибитор гидратообразования

Рисунок 2.25 - Типовая схема обустройства подводного промысла

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 по-

ставщиков компрессорного оборудования.

2.5 Компримирование газа на промысле

Компрессорная станция (КС)

- комплекс сооружений и оборудования для

повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении.

Технологическая схема КС состоит из установок очистки газа, компрессорных

цехов, установок воздушного охлаждения газа. Работа оборудования КС

обеспечивается технологическими трубопроводами с запорно-регулирующей

арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового, топливного и

импульсного газов, системой электроснабжения и пр.

По виду выполняемой работы выделают КС дожимные (головные), линейные КС

магистральных газопроводов, КС подземных хранилищ газа, нагнетательные КС

обратной закачки газов в пласт [39].

2.5.1 Дожимная компрессорная станция

При эксплуатации газовой скважины происходит непрерывное снижение

давления газа в промысловом газопроводе. В связи с тем, что отдача газа в

магистральный газопровод (МГ) или другому потребителю должна происходить при

постоянном давлении, существует необходимость его поддержания. Использование

промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС) позволяет решить следующие

задачи:

 сжать газ до необходимого давления;

 увеличить газоотдачу пласта понижением давления на всем пути движения

газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи;

 увеличить дебит добывающих скважин уменьшением забойного давления и,

следовательно, увеличением депрессии.

Дожимные компрессорные станции могут сильно отличаться по конструкции и

комплектации, но, тем не менее, в них можно выделить ряд основных элементов:

- установка (цех) очистки газа;

- компрессорный цех;

- установка охлаждения газа после компримирования;

- вспомогательное оборудование.

Главным элементом ДКС является группа газоперекачивающих агрегатов,

которые могут работать как по параллельной, так и по последовательной схеме. Под

вспомогательным оборудованием подразумевается любые дополнительные

устройства, необходимые для корректной работы станции: система маслоснабжения,

система подготовки газа собственных нужд, системы электроснабжения, системы

автоматики и т.д.

Основная классификация применяемых в ГПА компрессоров (рисунок 2.27):

- поршневые;

- винтовые;

- центробежные.

Рисунок 2.27 - Основные типы компрессоров ДКС [40]

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.

Достоинства поршневых компрессоров:

- простота конструкции;

- неприхотливость и надежность;

- невысокая стоимость.

Недостатки:

- неравномерность выдаваемого потока газа;

- цикличность изменения объема рабочей камеры;

- высокие уровня шума и вибрации при работе.

Винтовые компрессоры также относятся к объемному типу, однако рабочие

камеры в них образуются путем отсекания пространства корпусом компрессора и

одним или более винтами, находящимися в зацеплении.

Достоинства:

- высокая надежность;

- простота эксплуатации;

- позволяют сжимать газ без пульсаций в отличие от поршневых компрессоров.

Недостатки:

- сложность конструкции;

- более высокая стоимость;

- требуют строго исполнения норм эксплуатации.

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 скорость в

давление.

Преимуществами центробежных компрессоров являются:

 использование в качестве в топлива перекачиваемого газа;

 независимость потоков газа и масла

 более низкие уровни вибрации по сравнению с компрессорами объемного типа;

 отсутствие необходимости установки глушителей шума;

 меньшие габариты.

Недостатки:

 невысокий КПД (80-85 %);

 целесообразность использования в системах предварительного нагнетания

или в условиях малой производительности [41].

Также ДКС классифицируют по типу используемого привода, которые

отличаются видом используемого топлива. Наиболее часто используются следующие

виды приводов:

- газомоторный;

- газотурбинный;

- электрический.

Основу газомоторного привода составляет двигатель внутреннего сгорания,

работающий на газообразном топливе - достаточно дешевом и доступном источнике

энергии. Такие устройства надежны и неприхотливы в эксплуатации. Пуск привода

осуществляется с помощью сжатого воздуха, а регулировка оборотов происходит за

счет изменения подаваемого в цилиндры газа.

В газотурбинном приводе механическая энергия вырабатывается с помощью

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). Компрессор, камера сгорания и турбина

являются основными компонентами газотурбинного агрегата. Данный вид приводов

получил широкое распространение, поскольку не привязан к поставкам топлива извне и

работает на том же газе, который перекачивает ДКС, а излишки вырабатываемой

энергии могут идти на отопление и электроснабжение самой станции и близлежащих

объектов.

ДКС с электрическим приводом, несмотря на необходимость в обязательном

подведении электроэнергии, имеет ряд преимуществ перед газомоторными и

газотурбинными установками. Во-первых, использование электричества экономит само

перекачиваемое топливо, а также благоприятно сказывается на экологичности ДКС за

счет снижения выбросов в атмосферу. Во-вторых, электродвигатель гораздо проще

поддается регулировке и автоматизации, что значительно упрощает контроль работы

всей станции и позволяет уменьшить необходимый рабочий персонал. И, в-третьих,

значительно улучшаются условия труда на такой ДКС благодаря уменьшению шума

установки, вибрации и запыленности воздуха.

2.5.2 Установка очистки газа на ДКС

В целях предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов

на входе в ДКС устанавливается система очистки газа от твердых и жидких примесей.

Может быть предусмотрена двухступенчатая очистка:

а) в пылеуловителях (I ступень);

б) 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.

2.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

Аппарат воздушного охлаждения (АВО) представляет собой 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 аппарата приведена на рисунке 2.28.

а - аппарат нагнетательного вида; б - аппарат вытяжного вида

1 - теплообменная секция; 2- колесо вентилятора; 3 - привод вентилятора; 4- диффузор с

коллектором;

5 - металлоконструкция

Рисунок 2.28 - Конструкция аппарата воздушного охлаждения [42]

По способу принудительной подачи охлаждающего воздуха на теплообменную

поверхность аппараты подразделяют на два вида:

- нагнетательный (рисунок 2.28 а);

- вытяжной (рисунок 2.28 б).

По условиям эксплуатации аппараты 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:

а) без рециркуляции;

б) с внутренней рециркуляцией через соседний вентилятор;

в) с внешним коробом для рециркуляции.

Аппараты воздушного охлаждения характеризуются простотой обслуживания и

высокой надежностью работы, исключающей необходимость установки резервных

аппаратов. В случае остановки вентилятора аппараты воздушного охлаждения могут

работать с нагрузкой 25-30 % от расчетной благодаря естественной тяге. Из-за низкой

тепловой инерции АВО изменение количества и температур, поступающих на

охлаждение потоков, резко влияет на работу аппарата [43].

2.5.4 Газоперекачивающие агрегаты

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) состоят из нагнетателя природного газа,

привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного

привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных

коммуникаций и вспомогательного оборудования.

ГПА классифицируют следующим образом:

а) по типу нагнетателей: поршневые газомоторные компрессоры

(газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями;

б) по типу привода: ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания

(газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом.

ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со

стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей

авиационного и судового типов [44].

К газоперекачивающим агрегатам 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, блочность

исполнения.

2.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

Блоки подготовки газа (БПГ) необходимы для предварительной подготовки, учёта

объёма и контроля качества газа непосредственно перед его подачей на дожимную

компрессорную станцию или другое совместимое оборудование. Блоки подготовки

топливного газа позволяют существенно продлить ресурс сопряженного компрессорного и

иного оборудования, а также снижают затраты на эксплуатацию этого оборудования.

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, охлаждение газа;

–

редуцирование давления;

–

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).

2.5.6 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.

2.6 Производство сжиженного природного газа

Производство сжиженного природного газа основано на значительном (примерно в 600

раз) уменьшении занимаемого этим газом объема. СПГ - криогенная жидкость, получаемая

из природного газа охлаждением до температуры конденсации -161,5 °С. Температура

кристаллизации - -182,5 °С, плотность - 0,42 кг/л.

За счет этого достигается существенное сокращение расходов на хранение и

транспортировку, которая может осуществляться

специальными

судами,

контейнерами, автомобильным и железнодорожным транспортом и т.д., что позволяет

СПГ составить серьезную конкуренцию традиционному трубопроводному газу. Кроме

того, хранение СПГ обходится недорого; при этом образуются огромные «буферы

энергии», доступ к которым обеспечивается за считанные секунды.

Общие характеристики газа природного сжиженного установлены в ГОСТ Р

57431-2017. Технические условия на СПГ как топливо для двигателей внутреннего

сгорания и энергетических установок установлены в ГОСТ Р 56021-2014.

Как правило, производство СПГ включает следующие установки:

а) подготовка газа;

б) сжижение газа;

в) фракционирование;

г) хранение сжиженного газа;

д) системы отгрузки.

В последнее время получили распространение новые технологии, которые

активно применяются на заводах СПГ со средней производительностью (около 1,5 млн

т СПГ в год). На таких заводах, как правило, используется цикл смеси холодильных

агентов MRC (mixed refrigerant cycle). Заводы данного типа потребляют больше

электроэнергии, но это окупается меньшими капитальными затратами.

В 2009 г. на Сахалине начал работу завод по производству сжиженного

природного газа производительностью завода - 9,6 млн т СПГ в год. Технология

сжижения природного газа с использованием двойного смешанного хладагента -

лицензионная технология производства СПГ компании «Шелл», специально

разработанная для холодного климата.

Природный газ охлаждается в двух циклах со смешанным хладагентом: в цикле

со смешанным хладагентом предварительного охлаждения и в основном цикле со

смешанным хладагентом. Смешанный хладагент состоит из смеси легких

углеводородов, в основном этана и пропана. Изменяя состав хладагента в зимний и

летний периоды, можно увеличить производство СПГ.

Мини-завод СПГ - это завод по сжижению газа производительностью 200 т/день

(0,07 млн т/год). Занимаемая им площадь составляет 10 тыс. м²(5 тыс. м²приходится

на системы предварительной очистки и сжижения газа; 5 тыс. м² - на системы

охлаждения воды, хранилище СПГ, площадку для автотрейлеров СПГ) [45].

На мини-заводах СПГ возможно использование двух технологических решений:

технология «открытого цикла» (использование давления подаваемого газа в качестве

источника энергии для его охлаждения) и технология «цикла расширения азота» (на

основе циркуляции азота в замкнутом контуре, содержащем компрессоры и турбины).

Регазификация СПГ производится на специальных регазификационных терминалах,

куда СПГ доставляется морскими танкерами. Терминалы состоят из причала, сливной

эстакады, резервуаров для хранения, испарительной системы, установок обработки газов

испарения из резервуаров и узла учёта. Превращение СПГ в газ происходит в системе

испарения с помощью нагрева. Подогрев может осуществляться прямым и непрямым

способом. В первом случае газ получает тепло непосредственно от горячего

теплоносителя, во втором тепло поступает к газу через промежуточный теплоноситель,

обогреваемый горячим теплоносителем. В качестве горячего теплоносителя используется

морская вода, в качестве промежуточного теплоносителя - пропан.

2.6.1 Очистка газа

Сырой природный газ на входе подвергается фильтрации для очистки от

взвешенных твердых частиц. Далее поток через входные сепараторы-каплеуловители.

Где газ очтщается от капельных жидкостей, захваченных потоком из трубопроводов.

После выхода из сепаратора-газоуловителя газ направляется на установку удаления

кислых компонентов.

Существует несколько способов очистки природного газа от кислых примесей:

- адсорбционная осушка;

- химическая абсорбция;

- физическая абсорбция [46].

Большинство заводов СПГ используют аминовую очистку от углекислого газа и

сероводорода - метод химической абсорбции водными растворами амина (МЭА, ДЭА,

ДГА, МДЭА) и его соединениями с активаторами.

В результате взаимодействия кислых газов с аминовыми растворами в очистной

системе образуется воды, содержание которой в природном газе ограничено 1 ppmv,

это определяет порядок размещения в технологической цепи обезвоживающей

установки адсорбционной установки.

2.6.2 Установки сжижения газа

В настоящее время используются различные технологические процессы,

основанные на одном принципе: охлаждение и конденсация природного газа в

теплообменном аппарате одним или более хладагентами.

К ключевым компонентам оборудования процесса сжижения относятся, прежде

всего, теплообменники и компрессоры, а к технологическим - тип хладагента и способ

охлаждения.

Процесс сжижения природного газа - перевод в жидкое состояние основного

его компонента - метана. На рисунке 2.29 приведен пример технологической схемы

сжижения природного газа.

В промышленности применяются как процессы сжижения природного газа с целью

получения сжиженного природного газа как конечного продукта, так и процессы

сжижения в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования попутных

и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны,

пропан и этан, а также извлекать гелий из гелиеносных природных и попутных газов.

Рисунок 2.29 - Технологическая схема сжижения природного газа

Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры

порядка-160 °С, то есть температуры ниже критической. Существует несколько

способов достижения холода такой глубины.

В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются

два процесса:

- конденсация при постоянном давлении (компримирование);

- теплообменный: рефрижераторный с использованием охладителя или

турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при

резком расширении газа.

Процесс сжижения природного газа является весьма энергоемким, вследствие

чего в настоящее время в мировой практике зачастую отдают предпочтение

теплообменным способам сжижения.

Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых

энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения - до

4 %,и требование многократной перегонки.

В компрессорно-детандерной схеме охлаждение газа происходит за счет

совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся

турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически более эффективным.

Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок невысок - до

14 %. Это значит, что для реализации такой схемы, также как и для дроссельной,

необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее несжиженной

части природного газа.

Кроме того, выделяют следующие системы сжижения газа:

- классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве

хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их

температуры кипения;

- цикл с двойным хладагентом - смесью этана и метана;

- расширительные циклы сжижения;

- новый способ «объединенный» автохолодильный каскадный цикл (ARC), в

котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в

качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции

неконденсирующегося азота.

Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладагента с

последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но

меньших эксплуатационных затрат. Эта схема была последовательно усовершенствована;

в настоящее время чаще применяется смесь хладоагентов; новая схема называется

самоохлаждающей, так как часть хладоагента - этан и пропан - получаются из

сжижаемого природного газа. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В

большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры,

сравнительно дорогостоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.

Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них могут

использоваться центробежные, более экономичные, машины, но расширительные циклы

требуют затрат энергии на 20-30 % больших, чем каскадные. Охлаждение достигается

изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно

очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за

счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком.

В эксплуатационных расходах на процесс сжижения природного газа, помимо

стоимости природного газа, значительную долю составляют энергетические затраты,

затраты на очистку и осушку газа, а также амортизационные расходы.

2.6.3 Резервуары для хранения

Система хранения сжиженного природного газа включает в себя следующие

элементы:

- стационарные резервуары;

- оборудование, предназначенное для заполнения резервуаров от

технологических линий сжижения газа;

- оборудование для отгрузки (стендеры);

- оборудование, обеспечивающее безопасность хранения СПГ.

В общем случае отгрузочный терминал СПГ включает в себя следующие

объекты: резервуарный парк хранения СПГ, систему трубопроводов и

специализированные причалы с установленным оборудованием для отгрузки

сжиженного природного газа [47]. Подробнее резервуарный парк СПГ рассмотрен в п.

2.9.9.1 настоящего справочника.

2.6.4 Оборудование для отгрузки

Технология отгрузки СПГ отписана в п. 2.9.9.2 настоящего справочника.

2.7 Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин (КРС)

- это комплекс работ, связанных с

восстановлением работоспособности призабойной зоны, целостности обсадных

колонн, цементного кольца, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом

оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, пакеров-отсекателей, клапанов-

отсекателей, газлифтного оборудования.

КРС включает ремонтно-исправительные, ловильные и ремонтно-изоляционные

работы, а также возврат и ликвидацию скважин. К ремонтно-исправительным работам

относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена повреждённой части

эксплуатационной колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок.

Ловильные работы в скважине включают извлечение упавшей колонны насосно-

компрессорных труб, насосных штанг, инструментов и др., а также чистку ствола

скважины. Большинство ловильных инструментов можно разделить на 5 категорий:

- шламометаллоуловители для улавливания небольших объектов или обломков,

вес которых слишком велик для подъема путем циркуляции раствора;

- инструменты для фрезерования головы аварийного инструмента;

- режущий инструмент для обрезки труб;

- внешние захваты для извлечения аварийного инструменты после соединения

его с внешней поверхностью (при помощи ловильного метчика или овершота);

- внутренние захваты для извлечения аварийного инструмента после

соединения с его внутренней поверхностью (ловильные метчики для внутреннего

захвата) (рисунок 2.30) [48].

Рисунок 2.30 - Устройства для внутреннего захвата

Ремонтно-изоляционные работы проводят при прорыве в скважину пластовых вод

(верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому продуктивному горизонту,

подошвенных, краевых и поступающих из соседних скважин). Приток верхних вод,

поступающих через дефект в колонне, ликвидируют заливкой цементного раствора, а

также других реагентов и материалов, спуском дополнительной колонны, пакеров. Приток

вод, поступающих по заколонному пространству через отверстия фильтра, ликвидируют

нагнетанием через эксплуатационный или специальный фильтр растворов под

давлением. Нижние и подошвенные воды, проникающие через цементный стакан или

дефект в зумпфе, изолируют созданием нового цементного стакана (предварительно

разбурив старый). Воды, поступающие по заколонному пространству, ликвидируют

нагнетанием растворов под давлением через отверстия фильтра. Нижние и верхние воды

изолируют также созданием цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны в

интервале между источником обводнения и эксплуатационным объектом.

В случае невозможности восстановления технического состояния или

прекращения эксплуатации скважину ликвидируют (отсекают продуктивные пласты,

устраняют заколонные перетоки, устанавливают цементные мосты в стволе скважины).

Комплекс работ, осуществляемый при КРС, является источником негативного

воздействия на окружающую среду за счет образования выбросов, сбросов ЗВ,

отходов производства.

Особо следует отметить, что ремонт скважин с подводным закачиванием

осуществляется со специализированных судов, и его технология отличается от

технологии ремонта скважин с надводным устьем. Для подводных скважин разработан

специальный комплекс технических средств.

При ремонте скважин для предотвращения выбросов применяют плашечный

превентор или герметизирующее устройство устья скважин.

2.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

Циркуляционная система для капитального ремонта скважин (стационарная)

предназначена для приготовления, очистки, химической обработки, хранения и

циркуляции бурового раствора от устья скважины к буровым насосам при капитальном

ремонте газовых скважин (рисунок 2.31).

1 - блок очистки; 2 - блок приготовления; 3 - вибросито; 4 - смеситель; 5 - диспергатор;

6 - насос; 7 - перемештиватель; 8 - лестницы; 9 - шкаф управления

Рисунок 2.31 - Пример циркуляционной системы для капитального ремонта скважин

(стационарная)

Особенностью стационарных циркуляционных систем (ЦС) является их низкая

монтажеспособность вследствие необходимости полного монтажа и демонтажа всего

навесного оборудования и укрытия при переезде буровой установки. Энергоемкость

стационарных ЦС высока, т.к. все оборудование должно соответствовать

производительности промывки скважины не менее 60 л/с.

2.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению (рисунок 2.32):

- скважины с пластовым давлением выше гидростатического;

- скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых

согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

Рисунок 2.32 - Проведение процесса глушения

Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью,

обеспечивающей создание необходимого давления на пласт. Жидкость для глушения

должна удовлетворять следующим требованиям:

- инертность к породе, коллектору;

- стабильность в конкретных термобарических условиях в течение времени,

необходимого для выполнения предусмотренных работ;

- взровопожаробезопасность, нетоксичность;

- высокотехнологиченость в приготовлении и использовании;

- должна исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного

пласта;

- не должна оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного

оборудования и промысловых коммуникаций.

В качестве агентов для глушения газовых скважин используют двух- и

трехфазные пены - дисперсные системы, состоящие из жидкости, газа, ПАВ в случае

двухфазных пен, а также содержащие твердые частицы (глины) в качестве третьей

фазы в трехфазных пенах [49, 50].

2.8 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 С₅+ 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 всём 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

подаётся потребителю.

Метод обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс) - метод разработки

газоконденсатных месторождений 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/м³и при запасах газа от 10 млрд. м³и 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.

2.9 Вспомогательные процессы

2.9.1 Энергоснабжение

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

(извлекаемый из недр природный газ) полезно используется для проведения

обязательных технологических операций. На собственные нужды добывающие

организации используют природный газ как добытые газообразные углеводороды с

примесями (H₂S, CO₂, N₂, RSH и др.), не прошедшие, так и прошедшие обработку на

промысле.

На газовом промысле топливный газ в основном расходуется на копримирование

на дожимных компрессорных станциях и станциях охлаждения газа в качестве топлива

для выработки тепловой энергии (производство пара, горячей воды, подогрев газа,

насыщенных растворов химических реагентов, воды в резервуарах водоснабжения и

др.), для выработки электроэнергии и на термическом обезвреживании промышленных

стоков.

Системы обеспечения энергоресурсами и водой и технологические установки

предприятий добычи взаимосвязаны производственным циклом по материальным и

энергетическим потокам являются крупными потребителями тепловой и электрической

энергии, получаемой от внутренних или внешних источников. Внутрипроизводственные

системы энергообеспечения представляют собой единый энергетический комплекс,

эффективность которого во многом определяет рентабельность всего предприятия.

Первичными энергоресурсами являются топливо как компонент углеводородного сырья

и электроэнергия.

Часть потребляемой тепловой энергии генерируется в технологических

процессах в виде водяного пара и горячей воды; недостающее количество

потребляется от внешнего источника - котельной или ТЭЦ. 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 2.33).

Рисунок 2.33 - Блочно-иерархическая модель взаимосвязей

элементов энергокомплекса и технологических систем

Очевидно, что взаимосвязанные технологические системы и энергокомплексы

представляют собой сложноструктурированный 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.

2.9.1.1 Энергетический менеджмент

Система показателей, структурированная по

уровням агрегирования

(рисунок

2.34), основана на базовом наборе показателей и предполагает расчет

агрегированного показателя энергоемкости. С целью проведения более

основательного, детального анализа причин изменения энергоемкости при построении

системы показателей был использован метод дезагрегирования в разрезе

потребляемых

на

газодобывающем

предприятии

видов

энергоресурсов

(электроэнергия, теплоэнергия и природный газ), при этом энергоемкость

рассматривается как синтез показателей газоемкости, электроемкости и теплоемкости,

которые в свою очередь являются обобщающими для частных показателей.

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 ^оС температуру атмосферного воздуха, с помощью

теплообменных агрегатов водяного или воздушного охлаждения газа или до температуры 2

^оС с целью ограничения теплового воздействия в районах прокладки трубопровода в

многолетнемёрзлых грунтах с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа,

холодильных установок, рекуперативной системы охлаждения газа, а также системы

охлаждения газа с дополнительным сжатием перед ABO и турбодентандером после ABO.

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 аппарат воздушного охлаждения (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, уменьшает загрязнение

теплообменной аппаратуры.

2.9.3 Водоснабжение

Газовая 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

(21,1

%) и

химическая промышленность (18,1 %).

Предприятия нефтегазового 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;

- оборотная;

- повторно используемые воды.

Потоковая диаграмма водопользования предприятий газовой отрасли приведена

на рисунке 2.35. Диаграмма отражает движение потоков воды на предприятиях добычи,

транспортировки и хранения газа.

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, на промывку оборудования, на

мытье посуды (химическая лаборатория), автомашин; на подпитку тепловых сетей,

оборотной системы; на собственные нужд 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 поды (водоносные

пласты, подрусловые, шахтные и другие воды).

Также в определенных целях в качестве источников водоснабжения могут использоваться

- очищенные сточные воды 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 расход 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 ХВО в

котельной [23].

Выбор источника хозяйственно-питьевого водоснабжения должен производиться

в соответствии с требованиями ГОСТ

17.1.1.04-80. 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.

Хозяйственно-

Основное производство

Вспомогательное производство

бытовые нужды

Питьевые нужды

Приготовление

Собственные

Добыча

нужды

рабочих и

интенсификаци

Сооружения

и притока газа

природного

служащих

теплоснаб-

газа из

жения

Подпитка

скважин

тепловых сетей

скважин

Гигиенические

Оборотное

нужды рабочих и

водоснаб-

Пополнение

служащих

оборотной

жение

Первичная

системы

Промывка

сепарация

оборудован

Станция

Приготовление

водоподго-

Промывка

пищи и мытье

товки

фильтров

посуды

Промывка

Регенерация

оборудования

метанола

помещений и

Охлаждение

хозяйство

сооружений

газа

потоков

Осушка газа

гликолями

Приготовление

Промывка

Химлабора-

оборудования

Полив дорог и

тория

зеленых

Мытье посуды

насаждений

Промывка

Регенерация

оборудования

Промывка

гликолей

оборудования

Ремонтно-

механичес-

Охлаждение

двигателей

потоков

станков

Низкотемпе-

ратурная

Промывка

сепарация

оборудования

Очистные

Собственные

сооружения

нужды

Охлаждение

ГПА

Комприми-

рование

природного

Промывка

газа

Конденсационно-пластовые воды

Производственные

Хозяйственно-бытовые

сточные воды

Рисунок 2.35 - Потоковая диаграмма водопользования предприятий газовой отрасли

Основные типы реагентов для оборотных систем:

а) комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и

закрытых систем;

б)

биоциды;

в)

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 ^оС.

Все биоциды в рабочих концентрациях не должны быть токсичны для человека и

животных, должны характеризоваться коротким периодом разложения.

2.9.4 Канализация и очистные сооружения

На газовых промыслах образуются, как правило, следующие виды сточных вод:

- производственные, загрязненные нефтепродуктами, метанолом, ДЭГом,

сероводородом, 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;

- бытовые.

Состав очистных сооружений зависит от характеристики и количества сточных

вод, поступающих на очистку, требуемой степени их очистки, метода обработки осадка

в соответствии с нормами [53].

Производственные сточные воды 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 бытовых сточных вод, 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 сточных вод при

необходимости предусматриваются усреднители, предназначенные для выравнивания

состава сточных вод и их равномерной подачи на очистные сооружения.

В зависимости от конкретных условий возможны следующие методы утилизации

очищенных сточных вод:

- возврат на повторное использование;

- сброс в поверхностные водные объекты (водотоки, водоемы);

- закачка в поглощающие скважины;

- сжигание на факельных установках.

В случае когда технология не требует постоянного производственного

водопотребления и, следовательно, постоянного водоотвода, отделяемая от газа

пластовая и кондиционная вода с примесями ингибитора гидратообразования, вода от

промывки технологических аппаратов, а также вода после использования в

хозяйственных нуждах с объемом до 3 м³/сутки должна собираться в накопительной

емкости.

Из накопительной емкости собранная жидкость постоянно или периодически

должна вывозиться на очистные сооружения или специальной насосной установкой

через нагнетательную скважину направляться в пласт.

Закачка производственных сточных вод в пласт производится в соответствии с

требованиями нормативно-правовых актов РФ, а также лицензии на пользование

недрами для строительства и эксплуатации объектов, не связанных с добычей

полезных ископаемых, выданной Федеральным агентством по недропользованию или

его территориальными органами, при наличии согласования с органами

Государственного санитарно-эпидемиологического надзора.

На случай перебоя в приеме сточных вод поглощающими скважинами должны

быть предусмотрены резервные скважины, а также резервные емкости, рассчитанные

на прием сточных вод на время, необходимое для переключения на резервную

скважину [23].

Сжигание на газофакельных установках зачастую не является экологически

безопасным способом утилизации сточных вод, так как при термическом

обезвреживании происходит вторичное загрязнение ландшафта загрязняющими

веществами. Продукты сгорания поступают в атмосферу и в последствии оседают на

поверхность земли и открытые водоемы. Кроме того, производительность

газофакельных установок недостаточна для утилизации значительных объемов стоков.

2.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола

Наиболее распространен на газовых промыслах 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 метанольная установка (иногда две) (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 [54]

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 м³газа). На практике же необходим

дополнительный запас в 20-25 % по расходу метанола при ингибировании шлейфов с

целью устранения опасности появления гидратов в коллекторе.

В составе склада метанола следует предусматривать резервуары для

метанола, керосина, одоранта и насосную станцию. Склады метанола должны

обеспечивать:

- прием метанола, керосина и одоранта в соответствующие резервуары;

- прием на метанольные насосы для смешения одоранта, керосина и метанола;

- передачу приготовленной смеси на раздаточные и замерные устройства.

Блок подачи метанола оснащен насосами-дозаторами, технологическим

емкостями хранения метанола. Емкость блока 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 эксплуатационную скважину приведена на рисунке

2.37.

Рисунок 2.37 - Схема подачи метанола в газовую скважину

Так как метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и

сосудистую системы, то в целях исключения возможности ошибочного употребления

метанола в качестве спиртного напитка в него необходимо добавлять одорант -

этилмеркаптан C₂H₅SH в соотношении 1:1000 или керосин в соотношении 1:100. Можно

добавлять химические чернила или другой краситель темного цвета, хорошо

растворяющийся в метаноле, из расчета 2-3 л на 1000 л метанола.

2.9.6 Факельные установки

Факельная установка (рисунок

2.38)

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 факельной установки

На объектах добычи газа и конденсата используются горизонтальные и

высотные факельные установки для сжигания углеводородных смесей и сбросных

газов после продувки (при введении в эксплуатацию, после КРС) скважин на газовых

промыслах, газопроводов после капитального ремонта, технологического

оборудования на газовых промыслах и установках подготовки газа, пылеуловителей на

компрессорных станциях.

Горизонтальные факельные установки 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 °С в

зависимости от сжигаемой смеси, коэффициент избытка воздуха 1-1,5.

На высотных факельных установках (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 факельные установки для повышения степени рассеивания

ЗВ.

Конструкция факельных установок обеспечивает безсажевое горение газовых

смесей при соблюдении определенных 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.

Также 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) факельная система отпарных газов - для зоны хранения и отгрузки СПГ

требуется отдельный независимый факел с низким давлением из-за очень слабого

давления выбросов из системы. Мощность данной системы должна быть достаточной,

чтобы справляться с испарением в ходе операций в зоне хранения СПГ. Испарения,

которые могут возникнуть в случае чрезвычайных ситуаций (отказ регулирующей

арматуры клапана сброса или опрокидывание емкости), будут сбрасываться в

атмосферу через предохранительные клапаны резервуара для хранения СПГ.

В соответствии с ФНП в области безопасности «Правила безопасности

нефтегазоперерабатывающих производств», утвержденными Приказом Ростехнадзора

от 29 марта 2016 года № 125, 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 процентов от НКПР в

помещениях компрессорной, гидрозатвора с дублированием звукового и светового

сигналов и расположением указанных средств сигнализации над входной дверью, а

также на наружных установках в местах размещения резервуаров хранения СПГ,

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.

2.9.7 Утилизация отходов

При бурении будут образовываться следующие виды отходов:

а) Шлам, выбуренный при использовании растворов на водной основе

(бентонит/полимерные растворы на основе пресной воды), при бурении верхних

интервалов скважин;

б) шлам, выбуренный при использовании растворов на нефтяной основе,

который образуется при бурении нижних интервалов скважин;

в) отработанные буровые растворы на водной и нефтяной основе и

промывочные растворы;

г) твердые отходы строительства скважин.

Выбуренный шлам и отработанный буровой раствор могут закачиваться в

подземные пласты через нагнетательные скважины.

В таблице 2.12 представлена классификация методов переработки буровых

шламов.

Таблица 2.12 - Методы переработки буровых шламов

Метод

Основной классификационный признак

1. Термический

Сжигание в открытых амбарах, печах различных типов. Получение

битуминозных остатков

2. Физический

Захоронение в специальных могильниках, разделение в

центробежном поле, вакуумное фильтрование и фильтрование под

давлением, замораживание

3. Химический

Экстрагирование с помощью растворителей, отвердение с

применением неорганических (цемент, жидкое стекло, глина) и

органических (эпоксидные и полистирольные смолы, полиуретаны и

др.) добавок, применение коагулянтов и флокулянтов

4.Физико-химический

Применение специально подобранных реагентов, изменяющих

физико-химические свойства, с последующей обработкой на

специальном оборудовании

5. Биологический

Микробиологическое разложение в почве непосредственно в местах

хранения, биотермическое разложение

Основные направления утилизации отходов бурения показаны на рисунке 2.39.

БШ и ОБР

Утилизация по малоотходной и безотходной технологии

Рисунок 2.39 - Основные направления утилизации отходов бурения

Термический метод переработки отходов бурения

В качестве безреагентных методов обезвреживания твердых отходов заслуживает

внимания термический метод. Цель любой технологии термодесорбции состоит в том,

чтобы получить твердые частицы, свободные от углеводородов (или ультранизкое

содержание ОУ), для утилизации путем отгонки углеводородов из бурового шлама и

извлечения углеводородов для повторного использования в буровом растворе.

Захоронение отходов бурения

Одним из наиболее известных и распространенных методов является

захоронение ОБР и БШ в земляном амбаре (при обезвоживании) до полного

высыхания с последующим захоронением. Метод отличается наибольшей простотой,

но и наименьшей экологичностью вследствие продолжительного контакта ОБР с

компонентами окружающей природной среды. Содержащиеся в отходах загрязнители

вследствие подвижности и высокой проникающей способности мигрируют в

почвогрунты, вызывая в них отрицательные негативные процессы.

Технология закачки отходов бурения в подземные пласты

Надежный и экологически безопасный метод закачивания отходов бурения и

газодобычи в подземные пласты позволяет изолировать жидкие буровые отходы

глубоко под землей в природных резервуарах. По мере ужесточения требований в

области охраны окружающей среды закачка бурового шлама и отработанного бурового

раствора в скважины становится все более привлекательной с точки зрения

утилизации отходов бурения. Данная технология является альтернативой наземному

сбросу буровых отходов, зачастую невозможному (бурение в русловых частях рек,

природоохранные зоны). Технологически данный процесс представляет собой закачку

измельчённого и смешанного с водой шлама в виде пульпы в подземный горизонт

через скважину.

Существует несколько способов закачки буровых отходов под землю:

а)

закачивание буровых отходов в затрубное пространство;

б)

закачивание в специально пробуренную скважину;

в)

закачивание в скважину после завершения буровых работ.

2.9.8 Резервуарный парк

2.9.8.1 Резервуары СПГ

Резервуары хранения СПГ делятся на 4 типа:

- цилиндрические одностенные;

- двустенные;

- с цельной защитной оболочкой;

- подземные.

Подземные резервуары могут быть двух видов: заглубленные и подземные. Все

типы подземных резервуаров обладают высоким уровнем безопасности по сравнению

с другими типами и являются более экологически эффективными.

На объектах малотоннажного производства СПГ, как правило, хранится в

цилиндрических стальных резервуарах объемом порядка 10 - 500 м³. [46]

2.9.8.2 Системы заполнения резервуаров и отгрузки СПГ

Наполнение резервуаров комплексов хранения и газификации СПГ может

осуществляться как от установки сжижения, так и переливом из другого резервуара

(стационарного или транспортного).

В случае предъявления специальных требований к качеству СПГ, наполнение

резервуаров проводится через фильтр, тонкость очистки в котором должна обеспечить

необходимое качество СПГ.

1. Наполнение резервуаров и цистерн от установки ожижения производят в

следующем порядке:

- в подготовленном к наполнению резервуаре установить давление

не ниже 0,11 МПа;

- открыть заправочный вентиль на резервуаре;

- открыть сливной вентиль станции наполнения и произвести наполнение

резервуара;

- давление в резервуаре в процессе наполнения не должно падать

ниже 0,11 МПа и возрастать выше рабочего давления резервуара.

Скорость наполнения регулируется степенью открытия вентиля в соответствии с

технологическим режимом работы ожижителя.

Сразу после начала заполнения резервуара СПГ необходимо открыть линии

сброса отходящих паров СПГ.

Уровень жидкости в процессе заправки контролируется по уровнемеру. Степень

заполнения резервуара или транспортной цистерны не должна превышать 0,9 (при

рабочем давлении резервуара не более 0,6 МПа).

После наполнения до заданного уровня необходимо перекрыть заправочный

вентиль на приемном резервуаре, закрыть сливной вентиль на расходном резервуаре,

отогреть подстыковочные участки сливных коммуникаций, сбросить пары СПГ на свечу

и продуть их в течение 3 мин. азотом, давление при этом должно быть на 0,13 МПа

ниже давления в резервуаре и криогенном трубопроводе СПГ станции наполнения.

Перед отправлением к потребителю следует провести анализ СПГ в цистерне на

содержание примесей (с записью результатов в паспорте на отгружаемый продукт),

снизить давление до 0,11 МПа и отсоединить цистерну от газосбросных коммуникаций

станции наполнения. Продувку подстыковочных участков произвести в соответствии с

требованиями ВРД 39-1.10-064-2002.

2. Наполнение резервуара и цистерны переливом из другого резервуара

(расходного) производится в следующем прядке:

- установить требуемое давление в подготовленном к переливу расходном

резервуаре;

- открыть заправочный вентиль в порожнем резервуаре;

- открыть сливной вентиль расходного резервуара и начать заполнение

порожнего.

Выход на требуемую скорость перелива и регулировка расхода СПГ

осуществляется изменением давления в расходном резервуаре. За степенью

заполнения резервуара наблюдать по уровнемеру:

- открыть запорное устройство на линии газосброса непосредственно после

подачи СПГ;

- давление в заправляемом резервуаре должно быть не менее 0,11 МПа и не

более рабочего.

При наполнении резервуара с меньшим рабочим давлением, чем рабочее

давление расходного, наддув последнего выше рабочего давления заправляемого

резервуара не допускается.

Для наполнения систем хранения СПГ допускается использование СПГ,

возвращенного от потребителя, при наличии в системах средств контроля чистоты СПГ

и если качество возвращаемого СПГ соответствует требованиям ГОСТ Р 56352-2015.

В соответствии с технологическим процессом приема, хранения и поставки

потребителям СПГ на территории промысла располагается сливно-наливная эстакада

с железнодорожной веткой для приема железнодорожных цистерн.

3 ТЕКУЩИЕ УРОВНИ ЭМИССИЙ ПРЕДПРИЯТИЙ ДОБЫЧИ ГАЗА В

ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

3.1 Уровни экологических воздействий в целом по месторождению

газа

3.1.1 Потребление энергоресурсов

Объёмы энергоресурсов (газа, тепло- и электроэнергии, воды), расходуемых

газодобывающим предприятием на добычу газа и подготовку его к транспорту во

многом зависят от уровня пластового давления разрабатываемого месторождения и

способа компримирования газа в режиме пáдающей добычи. Предприятие стремится к

извлечению максимально возможного объёма углеводородного сырья из

разрабатываемых месторождений и к максимально возможной эффективности

использования энергетических ресурсов.

На рисунках 3.1-3.3 и в таблице 3.1 представлены данные о потреблении

энергоресурсов предприятиями газодобывающей отрасли.

Рисунок 3.1 - Фактический расход электроэнергии на единицу отдельных видов

произведенных продукции, работ по РФ [55]

Рисунок 3.2 - Фактический расход теплоэнергии на единицу отдельных видов

произведенных продукции, работ по РФ

Рисунок 3.3 - Фактический расход топлива на единицу отдельных видов

произведенных продукции, работ по РФ

Наиболее приоритетным направлением энергосбережения в добыче газа

является развитие и внедрение технологий промысловой подготовки газа, что снижает

материальные затраты и расход энергоресурсов при соблюдении нормативных

требований к качеству товарной продукции [56].

3.1.2 Выбросы в атмосферу

Эксплуатационные потери газа и конденсата при добыче и подготовке,

приводящие к загрязнению окружающей среды, связаны с рядом причин:

- несовершенством систем сбора и транспорта газа и конденсата;

- низкой степенью герметизации сырьевых и товарных резервуаров;

- несовершенством сепарационного оборудования и процесса сепарации;

- прорывами газопроводов и продуктопроводов из-за аварий и нарушений

правил их технической эксплуатации;

- сжиганием части газа на факелах, в том числе на компрессорных станциях из-

за их недостаточной мощности.

Наибольший ущерб окружающей среде наносится при сжигании газов,

содержащих сероводород. Основное количество выбросов попадает в атмосферу при

продувке скважин, выходящих из бурения, после капитального ремонта и различных

исследованиях.

Основные источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от

объектов добычи газа приведены в таблице 3.2.

Загрязнителями воздушной среды газодобывающих предприятий являются

углеводороды. Основными источниками газовыделения являются установки комплексной

подготовки газа, скважины в период их продувки, оборудование устья скважин и

неисправные внутренние трубопроводы. Утечки газов на УКПГ являются наиболее

опасным источником вредных выбросов. Эти источники складываются из: утечек через

неплотности в запорной арматуре, отдувки скважин, работы установок очистки

Таблица 3.2 - Выбросы загрязняющих веществ от объектов по добыче углеводородного сырья

Масса загрязняющих

ществ

Масса загрязняющих ве

веществ в отходящих газах

ле

Единицы

Метод очистки,

в отходящих газах пос

Наименование

до очистки в расчете на

Источники

онну

измерения

повторного

очистки в расчете на т

тонну произведенной

выброса

ции

использования

произведенной продук

продукции

Диапазон

Среднее

Диапазон

Среднее

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота

кг/т.н.э.

(в пересчете на

продукции (год)

Дымовые трубы,

0,69-0,71

0,70

факел

NO₂)

Оксид углерода

кг/т.н.э.

Дымовые трубы,

1,99-2,01

2,00

продукции (год)

2,00

факел

Метан

кг/т.н.э.

1,40-1,60

1,5

Факел, свеча

1,40-1,60

1,5

продукции (год)

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие сероводород

Оксиды азота

кг/т.н.э.

(в пересчете на

продукции (год)

Дымовые трубы,

0,40-0,60

0,5

факел

NO₂)

Оксид углерода

кг/т.н.э.

Дымовые трубы,

2,40-2,60

2,50

продукции (год)

2,50

факел

Метан

кг/т.н.э.

0,40-0,60

0,50

Дымовые трубы

0,40-0,60

0,50

продукции (год)

Диоксид серы

кг/т.н.э.

25,9-26,1

26,00

факел

25,9-26,1

26,00

продукции (год)

100

3.1.3 Сброс сточных вод

Основные потоки сточных вод, образующих производственные загрязнённые

воды при добыче газа, представляют собой конденсационно-пластовые сточные воды,

выделяющиеся в первичных сепараторах, рефлюксные воды с установок регенерации

растворов гликоля, подтоварные воды из резервуарных парков.

При проведении строительных работ воздействие на поверхностные водные

объекты может быть вызвано следующими видами деятельности:

- бурение скважин;

- планировка земной поверхности для размещения площадных и линейных объектов;

- забор воды из поверхностных водных объектов;

- сброс сточных вод (канализационных, ливневых, талых и использованных в

процессе гидравлических испытаний);

- подводные работы и работы на берегах водных объектов в местах переходов

линейных объектов.

На этапе эксплуатации воздействие на поверхностные водные объекты будет

вызвано забором природной воды из поверхностных водных объектов, а также

преимущественно сбросом сточных вод (в том числе санитарных, ливневых, талых и

технологических вод, рассола из опреснительной установки). Помимо сброса сточных

вод со специальных очистных сооружений на этапе эксплуатации имеются и другие

источники сброса в поверхностные водные объекты, в число которых входят:

- нерегулируемые поверхностные стоки с территорий промышленных объектов,

мест хранения сырьевых материалов и временного размещения отходов;

- загрязненные стоки с дорог;

- аварийные разливы технологических жидкостей на промышленных объектах;

- утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и другого оборудования;

- утечки вдоль трассы трубопроводов, особенно в местах пересечения водотоков.

Основные источники образования сточных вод на объектах добычи газа

представлены в таблице 3.3. В таблице 3.4 приведены основные ЗВ сточных вод.

Таблица

3.3

- Источники образования сточных вод на объектах по добыче

углеводородного сырья

Объект

Источник образования сточных вод

Автостоянка

Склад ГСМ

Скважины

Емкости с метанолом

Емкости с дизельным топливом

Газовый промысел, в том числе

Скважины

вспомогательные системы

Установки очистки и осушки газа

Установки регенерации метанола, гликолей

Система теплоснабжения

Система водоснабжения

Система канализации

Емкости с метанолом

УКПГ

Емкости с дизельным топливом

Емкости масла

ДКС

ГПА

Газосборный коллектор

102

Таблица 3.4 - Характерные загрязняющие вещества в составе сточных вод

Процессы /

Характерные загрязняющие вещества и

Этап

установки

интегральные показатели

Строительство

Бурение

Химический состав буровых растворов

скважин

Взвешенные вещества

Общие углеводороды

Строительные

Взвешенные вещества

площадки

Нефтепродукты

ХПК

БПК_полн

взвешенные вещества

азот аммонийный, азот нитратный, азот нитритный

сульфаты

хлориды

железо

медь

фосфаты

синтетические поверхностно-активные вещества

метан

фенолы

растворенный кислород

Строительство и

Сооружения

Взвешенные вещества

эксплуатация

очистки сточных

Нефтепродукты

вод, сеть

ХПК

канализации

БПК_полн

ливневых и

взвешенные вещества

дренажных вод с

азот аммонийный, азот нитратный, азот нитритный

территории

сульфаты

промышленных

хлориды

площадок

железо

медь

фосфаты

синтетические поверхностно-активные вещества

метан

фенолы

растворенный кислород

Строительство

Сточные воды

Взвешенные вещества

гидроиспытаний

Нефтепродукты

Фенолы

Растворенный кислород

Следует отметить, что объём сточных вод газовой промышленности по

сравнению с другими отраслями невелик, однако загрязнённость их высокая.

Значительную опасность для поверхностных и подземных водных источников, а

также морских акваторий представляют промысловые сточные воды. В ГОСТ-17.1.3.12-

101

86 регламентированы правила охраны вод от загрязнения при добыче нефти и газа,

при сборе и утилизации шлама, отходов и сточных вод при устранении последствий

нефтегазовых выбросов.

3.1.4 Образование отходов

Основные источники образования отходов производства и потребления на

объектах добычи газа представлены в таблице 3.5.

Таблица

3.5

- Источники образования отходов производства и потребления на

объектах по добыче углеводородного сырья

Объект

Источник

Наименование вида отходов

Участок

Шлам очистки газопроводов

метанолопровода,

Резиноасбестовые изделия, утратившие

конденсатопровода

потребительские свойства, и брак

Отходы бурения

Отходы крепления газовых скважин (цементные с

баритовой добавкой)

Масла дизельные отработанные

Газовый

Смеси синтетических и минеральных масел, не

промысел

содержащих галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Скважины

Смазка на основе минеральных масел (солидол,

литол) отработанная

Обтирочный материал, загрязненный маслами

(содержание масел менее 15 %)

Обтирочный материал, загрязненный маслами

(содержание масел 15 % и более)

Установка очистки

Отходы от первичной очистки природного газа на

газа

газоконденсатных месторождениях

Участок

Шлам очистки газопроводов

метанолопровода,

Резиноасбестовые изделия, утратившие

конденсатопровода

потребительские свойства, и брак

Масла дизельные отработанные

Смеси синтетических и минеральных масел, не

содержащих галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Смазка на основе минеральных масел (солидол,

УКПГ

Скважины

литол) отработанная

Обтирочный материал, загрязненный маслами

(содержание масел менее 15 %)

Обтирочный материал, загрязненный маслами

(содержание масел 15 % и более)

Отходы от первичной очистки природного газа на

Установка очистки

газовых месторождениях

газа

Отходы от первичной очистки природного газа на

газоконденсатных месторождениях

103

Продолжение таблицы 3.5

Объект

Источник

Наименование вида отходов

Отходы от первичной очистки природного газа на

Установка

газовых месторождениях

низкотемпературной

Шлам очистки оборудования для сепарации

сепарации

природного газа

Зола, шлак и пыль от установок сжигания

Факельная установка

нефтесодержащих шламов

Отходы от установок очистки пластовых вод и

производственных сточных вод перед закачкой в пласт

на газовых месторождениях

Отходы от установок очистки пластовых вод и

производственных сточных вод перед закачкой в пласт

на газоконденсатных месторождениях

Отходы (осадки) с песколовок и отстойников,

Система канализации

содержащие тяжелые фракции углеводородов в

количестве менее 10 %

Отходы (осадки) с песколовок и отстойников,

содержащие тяжелые фракции углеводородов в

количестве 10 % и более

Всплывающая пленка из нефтеуловителей

(бензиноуловителей)

Шлам нефтеотделительных установок

Установка подогрева

Тара из черных металлов, загрязненная

водо-гликолевой

этиленликолем

смеси

Шлам от регенерации минеральных масел

Система

Окалина замасленная (содержание масел менее

маслоснабжения

15 %)

Смазка на основе минеральных масел (солидол,

литол) отработанная

ГПА

Отходы асбеста в кусковой форме

Масла компрессорные отработанные

Смеси синтетических и минеральных масел, не

содержащие галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Масла турбинные отработанные

Отходы газового конденсата в процессе очистки

природного газа от механических примесей

Шлам очистки оборудования для сепарации

Установка подготовки

природного газа на газоконденсатных месторождениях

газа собственных

нужд

Ткани фильтрованные, тканевые фильтры,

загрязненные минеральными маслами

Система

Шлам от регенерации минеральных масел

ДКС

маслоснабжения

Окалина замасленная (содержание масел менее 15 %)

104

3.2 Строительство скважин

В таблицах 3.6 - 3.7 и на рисунке 3.4 приведены потенциальные негативные

воздействия на объекты окружающей среды на этапе строительства газодобывающих

скважин.

Таблица 3.6 - Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые

объектами газодобычи, расположенными на суше

Временные

Степень

Источник

Объекты

Масштаб

Вид воздействия

рамки

устойчивости

воздействия

Изъятие земель и

Размещение

изменение

Ландшафты,

объектов

Долгосрочное

Региональный

Постоянное

режима

земли, почвы

Проекта

землепользования

Открытие доступа

Строительство

в ранее

трубопровода,

Растительный и

Среднесрочное

Региональный

Постоянное

недоступные

ОБТК и

животный мир

/ долгосрочное

районы

инфраструктуры

Удаление

Растительный и

растительного

Строительные

животный мир,

Долгосрочное

Региональный

Обратимое

покрова и

работы

микроклимат

деревьев

Все виды

Растительный и

Нарушение

земляных

животный

Среднесрочное

Локальный

Постоянное

земель и почв

работ (включая

мир/грунтовые

взрывные)

воды

Русла рек,

речная

ихтиофауна,

Строительство

Нарушение русел

особенно

Кратко- и

трубопровода

Региональный

Обратимое

рек

лососевые,

среднесрочное

через русла рек

пресноводный

бентос, речная

растительность

Строительный

транспорт и

Выбросы в

Атмосферный

Кратко- и

механизмы,

Локальный

Преходящее

атмосферу

воздух

среднесрочное

хранение ГСМ

и материалов

Сточные воды

от поселков

Водно-

строителей,

мойки

болотные

оборудования и

угодья (на

Сброс сточных

Кратко- и

транспорта,

севере),

Региональный

Преходящее

вод

среднесрочное

гидравлические

поверхностные

испытания

и грунтовые

трубопроводов,

воды, почва

обезвоживание

грунта

105

Продолжение таблицы 3.6

Временные

Степень

Источник

Объекты

Масштаб

Вид воздействия

рамки

устойчивости

воздействия

Строительные

Растительность,

Образование

работы и

почвы и

Среднесрочное

Региональный

Преходящее

твердых отходов

поселки

подземные

строителей

ресурсы

Строительный

Шум

транспорт и

Животный мир

Среднесрочное

Локальный

Преходящее

оборудование

Таблица 3.7 - Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые

объектами газодобычи, расположенными на море

Временные

Степень

Вид

Источник

Объекты

Масштаб

рамки

устойчивости

воздействия

Дноуглубительные

Образование

работы при

Морская флора и

осадков,

строительстве

фауна, включая

приводящих к

морских

бентос,

потере среды

сооружений,

Долгосрочное

Локальный

Обратимое

планктон,

обитания или

прокладке

морских

ее

морских

млекопитающих

нарушениям

трубопроводов,

дампинге

Движение морских

Факторы

судов и

Рыбные ресурсы,

беспокойства

строительные

морские

Средне- и

(шум,

работы во время

Точечный

Преходящее

млекопитающие,

долгосрочное

столкновения

строительства

береговые птицы

и др.)

трубопровода,

платформы и ТШ

Сброс сточных

Кратко- и

Сброс сточных

Морская флора и

вод

среднесрочно

Локальный

Обратимое

вод в море

фауна

гидроиспытания

Забор морских

вод на

Забор морских

хозяйственно-

Морская флора и

Краткосрочное

Локальный

Необратимое

вод

бытовые и

фауна

производственные

нужды

106

Ресурсопотребление

Структура

водопотребления газодобывающих предприятий на этапе

строительства скважин представлена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Организация временного водоснабжения и пути отвода сточных вод на

этапе строительства [58]

Выбросы

В период строительства месторождения на суше основными источниками

выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются:

а) машинное оборудование на стройплощадке;

б) вспомогательные механизмы;

в) транспортные средства;

г) оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).

Морские суда и строительное оборудование (драги, электрогенераторы) и

вертолеты, используемые при проведении работ на море, будут являться

источниками загрязнения атмосферного воздуха.

Основные загрязняющие вещества, содержащиеся в выбросах при проведении

строительных работ на море, такие же, как при строительстве на суше: СО, СО ₂,

NO_x, SО₂, углеводороды и взвешенные вещества.

108

Следует отметить, что запыление в летний период является основным видом

потенциального воздействия на атмосферный воздух на этапе строительных работ

на суше. Это воздействие будет вызвано выемкой грунта и образованием отвалов.

Исключением для строительных работ на море является отсутствие пыли.

В таблице

3.8 указаны характерные загрязняющие вещества в составе

выбросов технологических операций на этапе строительства скважин. В таблицах

3.9-3.10 приведены объемы выбросов основных загрязняющих веществ при

строительстве скважины.

Таблица 3.8 - Характерные загрязняющие вещества на этапе строительства скважин

Характерные загрязняющие

Этап

Процессы / установки

вещества

Строительство скважин

Выхлопные трубы

NO_x

стационарных

энергогенераторов

Строительная площадка

NO_x

Кустовые площадки

CO₂

Взвешенные частицы:

(взвешенные твердые

частицы; пыль

неорганическая (70-20 %

двуокиси кремния); сажа)

Общие углеводороды

Бенз(а)пирен

Строительство и

Выхлопные трубы

NO_x

эксплуатация

инсинераторов

Взвешенные частицы

Диоксины/фураны

Таблица 3.9 - Объемы выбросов в атмосферу на стадии строительства

Максимальные (г/с) и годовые (т) объемы выбросов

ЗВ

Макс.

Годовые

NO_x

10,67

499,5

SO₂

1,58

69,39

Взвешенные

3,18

206,9

частицы

23,81

561,0

109

Таблица 3.10 - Состав и количество выбросов ЗВ, выбрасываемых при бурении

одной скважины буровой установкой

ЗВ

Класс опасности

Выбросы, т/скв.

30,05

NO₂

14,92

Сажа

5,6

SO₂

19,79

УВ

10,23

Земельные ресурсы

К одному из масштабных видов воздействия, которое оказывается при

строительстве скважин на суше, является отчуждение земель и изменение режима

природопользования. Нарушение земель и почв связано со следующими основными

видами земляных работ:

а) зачистка поверхности, снятие верхнего слоя почвы

б) выемка и засыпка грунта, рытье траншей для:

1)трубопроводов;

2)строительства подъездных путей;

3)выемки и засыпки грунта для планировки сооружений и рытья котлованов под

фундаменты;

4)выемки грунта на участках берегового примыкания трубопроводов;

в) добыча крупно- и среднезернистого сыпучего материала - аллювиальных

песков, гравия или щебня для: ингредиентов бетона, дорожных оснований и

подготовок, засыпок под трубопроводы и дренажа, замены вынутого мягкого грунта

материалом объемной засыпки.

При разработке месторождений на море наибольшее воздействие на

физическую среду моря окажут дноуглубительные работы. Процесс строительно-

монтажных работ в море предполагает выполнение дноуглубительных и иных работ

на море вдоль трасс морских трубопроводов в районах добычи и на терминалах

отгрузки.

Сточные воды

Основное воздействие на поверхностные воды суши возникает вследствие

пересечения водных объектов и сброса сточных вод в водные объекты.

На этапе строительства образуются разные категории сточных вод из большого

количества точечных источников. При условии сведения объемов сточных вод к

минимуму и надлежащем контроле над очисткой, сточные воды не будут оказывать

существенного воздействия на окружающую среду.

Выделяются 3 вида сточных вод, образующихся в ходе строительных работ на

суше:

110

а) хозяйственно-бытовые сточные воды поселков строителей и стройплощадок.

Не подвергшиеся очистке стоки содержат органические вещества, поверхностно-

активные вещества, бактерии и вирусы;

б) сточные воды, образующиеся при мойке транспорта и строительных машин.

Неочищенные сточные воды содержат поверхностно-активные вещества, масла и

смазку;

в) воды от гидравлических испытаний трубопроводов и резервуаров под

давлением. Неочищенные стоки содержат накипь, металлы, масла и, возможно,

морскую соль, ингибиторы коррозии и биоциды.

Каждый из источников сброса сточных вод имеет отличные от других параметры

и требует соответствующих мероприятий по очистке стоков.

Сточные воды обычно могут содержать примеси, способные загрязнять

грунтовые воды и влиять на биологические ресурсы водоемов.

Стоки от гидравлических испытаний представляют наиболее серьезную проблему

с точки зрения риска и организации сбора, очистки и удаления по следующим

причинам:

а) стоки поступают на станции очистки и/или утилизации большими объемами, и,

как правило, под большим давлением;

б) стоки по своим химическим свойствам требуют специальной очистки;

в) при гидроиспытаниях может быть использована морская вода, которая потом

будет сброшена в пресные водные объекты (маловероятно, но возможно).

Основными потенциальными последствиями, связанными со сбросами сточных

вод на этапе строительства объектов, является загрязнение почв, поверхностных и

подземных вод.

Источником образования сточных вод при разработке месторождения на море

является морской транспорт, использующийся на этапе строительства. Сточные воды

состоят из компонентов, типичных для всех морских судов (вода систем охлаждения,

бытовые сточные воды).

Считается, что сбросы сточных вод от любых судов, использующихся на этапе

строительства, не будут иметь значительных последствий для морской среды.

Отходы

Предполагается, что большая часть твердых отходов за весь период жизни

скважины образуется на этапе строительства (более 60 %). При этом на сооружения,

расположенные на суше, приходится более 95 % строительных отходов, тогда как

образование отходов на морских сооружениях относительно невелико. Таким образом,

говоря о сборе и удалении отходов, прежде всего, рассматривается этап строительства

объектов на суше.

В таблице 3.11 представлен объем образования основных отходов производства

на этапе бурения.

111

Таблица 3.11 - Объемы образования отходов при бурении

Переработка,

в том числе

Амбарное

передача на

бурение (на

1126

утилизацию

суше)

шлам

другой

скважина

буровой

организации

Передача на

Безамбарное

утилизацию

бурение (на

4765

другой

суше)

организации

Физические факторы воздействия

Во время строительства объектов основными источниками шума будут:

а) машинное оборудование на стройплощадках;

б) вспомогательные механизмы;

в) транспортные средства;

г) оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т. д.).

При строительстве объектов на море основными источниками шума будут:

вертолеты, морские суда, драги и строительное оборудование.

Воздействие от данных источников будет носить локальный характер, но

отличаться по продолжительности. Соответственно, вопрос шумового воздействия

важен в экологически чувствительных районах.

Таблица 3.12 - Уровни шумового воздействия при безамбарном бурении скважин

Метод снижения

Единицы

уровня

Фактор

Источник

Уровень

измерения

воздействия до

воздействия

нормативных

показателей

Сепараторы,

Ограничить

перекачиваемая

суммарное время

среда,

пребывания в

аппараты

зоне превышения

воздушного

шума,

Шум

дБА

80-105

охлаждения,

использовать

насосно-

регламентируемы

компрессорное

е перерывы,

оборудование,

соблюдать режим

трубопроводы.

труда и отдыха

112

3.3 Эксплуатация газовых скважин

Потенциальные негативные воздействия на этапе эксплуатации скважин на суше и

на море на объекты окружающей среды представлены в таблице в таблицах 3.13-3.14.

Таблица 3.13 - Потенциальные воздействия на окружающую среду оказываемые

объектами газодобычи, расположенными на суше

Временные

Степень

Вид

Источник

Объекты

Масштаб

рамки

устойчивости

воздействия

Выбросы

Основное

Атмосферный

загрязняющи х

оборудование,

воздух

Долгосрочное

Региональный

Постоянное

веществ в

факелы,

атмосферу

транспорт

Сброс

Канализация

Морские и

сточных вод

речные

биоресурсы,

Долгосрочное

Локальный

Обратимое

грунтовые и

поверхностные

воды

Образование

Эксплуатация

Почвы,

твердых

установки СПГ,

растительность,

отходов

транспорт,

реки и ручьи

Долгосрочное

Региональный

Постоянное

поселки

строителей

Шум

Оборудование

Люди и

на установках,

животный мир

Долгосрочное

Локальный

Постоянное

транспорт

Таблица 3.14 - Потенциальные воздействия на окружающую среду оказываемые

объектами газодобычи, расположенными на море

Степень

Временные

Вид

Источник

Объекты

Масштаб

устойчи-

рамки

воздействия

вости

воздействия

Выбросы

Эксплуатация

Морская

загрязняющих

установок

флора и

веществ в

(горящие

фауна,

Долгосроч-

атмосферу

факелы,

качество

Региональный

Постоянное

ное

выработка

морской воды

электроэнергии),

транспорт

Сброс сточных

Эксплуатация

Морские

вод

платформ,

биоресурсы

сброс в море

Долгосроч-

буровых

Региональный

Постоянное

ное

растворов на

водной основе и

буровых шламов

113

Окончание таблицы 3.14

Степень

Временные

Вид

Источник

Объекты

Масштаб

устойчи-

рамки

воздействия

вости

воздействия

Образование и

Эксплуатация

Качество

размещение

установок

морской

твердых отходов

среды,

Долгосроч-

Региональный

Обратимое

морская

ное

флора и

фауна

Шум

Движение

Морская

морских судов,

флора и

работа

фауна

Долгосроч-

Локальный

Постоянное

оборудования,

ное

полеты

вертолетов

Раздражающий

Факелы

Птицы

Долгосроч-

фактор света

сжигания газа на

Локальный

Постоянное

ное

платформах

Ресурсопотребление

Уровни потребления электроэнергии и природного газа приведены в таблице

3.15.

Таблица 3.15 - Уровни потребления ресурсов

Удельное потребление электроэнергии

Удельное потребление природного газа

ГДж/т.н.э продукции

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

0,000001-0,041

0,00001-0,5136

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие

сероводород

0,00025-0,005

0,744-0,788

В таблице 3.16 приведены сведения о потреблении материальных ресурсов при

эксплуатации газовой скважины.

Таблица 3.16 - Потребление материальных ресурсов

Минимальный

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

измерения

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Метанол

кг/тыс.м³

0,4

0,52

Выбросы

В таблице 3.17 приведены показатели загрязнения атмсоферного воздуха при

эксплуатации газовых скважин.

114

Таблица 3.17 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Масса загрязняющих

веществ в отходящих

веществ в отходящигазах

Метод очистки,

Единицы

газах до очистки в расчете Источники

после очистки в расчте на

Наименование

повторного

измерения

на тонну произведенной

выброса

тонну произведенно

использования

продукции

Диапазон

Среднее

Диапазон

Среднее

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота

кг/т.н.э.

Дымовые

(в пересчете на

продукции (год)

0,69-0,71

0,70

трубы, факел

0,69-0,71

0,70

NO2)

Оксид

кг/т.н.э.

Дымовые

углерода

продукции (год)

4,90-5,10

5,00

трубы, факел

4,9-5,1

5,00

Метан

кг/т.н.э.

Факел, свеча

продукции (год)

0,90-1,10

1,00

0,9-1,1

1,00

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие сероводород

Оксиды азота

кг/т.н.э.

Дымовые

(в пересчете на

продукции (год)

0,34-0,36

0,35

трубы, факел

0,34-0,36

0,35

NO2)

Оксид

кг/т.н.э.

Дымовые

углерода

продукции (год)

1,90-2,10

2,00

трубы, факел

1,90-2,10

2,00

Метан

кг/т.н.э.

Дымовые

продукции (год)

0,40-0,60

0,50

тр бы

0,40-0,60

0,50

Диоксид серы

кг/т.н.э.

Факел

19,00-21,00

20,00

19,00-21,00

20,00

продукции (год)

115

Сточные воды

На этапе добычи газа сточные воды не подлежат сбросу, поскольку газ в смеси с

пластовой водой подвергаются разделению на последующих стадиях.

Отходы

В качестве отходов эксплуатации скважин образуются отработанные масла в

результате замены масел в оборудовании, сальниковые и паронитовые (таблица 3.18).

Таблица 3.18 - Объемы образования отходов эксплуатации скважины

Наименование

Масса

Источник

Обращение с

отхода

отходов, т

образования

отходами

Использование на

Масла

собственные нужды

Замена масел в

индустриальные

8,6

предприятия (слив в

оборудовании

отработанные

технологический

процесс)

Сальниковая набивка

асбесто-графитовая,

Замена сальниковых

Передача на

промасленная

0,015

прокладок

обезвреживание

(содержание масла

15 % и более)

Резиновоасбестовые

Замена паронитовых

Передача на

0,24

отходы

прокладок

обезвреживание

Состав образующихся при эксплуатации скважины отходов представлен в

таблице 3.19.

Таблица 3.19 - Состав отходов эксплуатации скважины

Наименование

Агрегатное

Состав

Содержание, %

отхода

состояние

Углеводороды

предельные

99,82

Масла

(С₁₂- С₁₉)

индустриальные

Жидкое

Вода

0,1

отработанные

Механические

примеси

0,08

Сальниковая

Асбест

4,0

набивка асбесто-

Графит

9,0

графитовая,

Твердое

Масла

11,0

промасленная

Целлюлоза

71,0

(содержание масла

Полипропилен

5,0

15 % и более)

Кроме того, источником образования отходов является эксплуатационное

бурение (таблица 3.20).

116

Таблица

3.20

- Объемы образования отходов при эксплуатационном бурении

скважины

шламы буровые

при бурении,

связанном с

Передача на

добычей

бурение

утилизацию

990

природного газа и

скважины

другой

газового

организации

конденсата,

малоопасные

растворы

буровые при

бурении газовых

Передача на

бурение

утилизацию

1359

газоконденсатных

скважины

другой

скважин

организации

отработанные

малоопасные

Значительная часть твердых отходов образуется в случаях аварийных ситуаций

или проведения ремонтных работ.

3.3.1 Кусты скважин

Ресурсопотребление

В таблице 3.21 приведены расходы энергетических ресурсов при кустовой

добыче газа.

Таблица 3.21 - Потребление энергии и топлива при кустовой добыче газа

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

т.у.т.

0,09-46900

47000-107798

топлива (газового)

Выбросы

В таблице 3.22 приведены значения эмиссий загрязняющих веществ.

117

Таблица 3.22 - Эмиссии загрязняющх веществ при кустовой добыче газа

Годовая масса

Наименование

Код загрязняющего

Средний выброс

выбросов

загрязняющего

вещества по 1316 (I-

загрязняющего

вещества выбросов

для атм. воздуха)

вещества, г/с

вещества, тонн

Азота диоксид

0,90-1293

Азота оксид

1,19-119

Метан

1,25-3158

Сероводород

30-93

Серы диоксид

11223-25021

Спирт метиловый

105

0,03-0,27

Углеводороды

предельные C₁-C₅

0,13

0,004

(исключая метан)

Углеводороды

0,29

0,009

предельные C₆-C₁₀

Углерод (сажа)

доп. 195

0,003-1,28

Углерода оксид

7,52-2490

Сточные воды

В таблице 3.23 приведены массы загрязняющих веществ в составе сточных вод

кустовой добычи природного газа.

Таблица 3.23 - Загрязняющие вещества в составе сточных вод

Наименование загрязняющего

Годовая масса сброса загрязняющего

вещества сбросов

вещества, тонн

Метанол (метиловый спирт)

0,55

Нефтепродукты (нефть)

3641

Отходы

При кустовой добыче природного газа образуются буровые отходы, связанные с

эксплуатационным бурением скважин (таблица 3.24).

Таблица 3.24 - Образование отходов при эксплуатационном бурении

шламы буровые при

бурении, связанном с

Передача на

бурение

3557,24 -

добычей природного газа

3557

утилизацию другой

скважины

4882,48

и газового конденсата,

организации

малоопасные

118

3.3.2 Сбор газа на промыслах

Ресурсопотребление

Потребность в воде для испытаний и промывки трубопровода приведена в

таблице 3.25.

Таблица 3.25 - Объём воды для испытания и промывки трубопровода при кустовой

добыче газа

Объём воды для

Общий объём воды,

гидроиспытаний, м³

промывки, м³

м³

17,8-28,4

2,7-4,3

20,5-32,7

Таблица 3.26 - Уровни энергопотребления при сборе и транспортировке газа

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

кВт*ч/т

154632

электроэнергии

Выбросы

Состав и источники выбросов при сборе газа на промыслах представлены в

таблице 3.27.

Таблица 3.27 - Состав выбросов загрязняющих веществ систем сбора газа

Загрязняющие

Источники выбросов систем сбора газа

вещества

(индивидуальная, групповая, централизованная)

Выброс происходит при нарушении герметичности

Метан

газопровода при коррозии или другим причинам

Выброс при эксплуатации скважин с высоким содержанием

Сероводород

сероводорода в газе

Оксиды азота

Оксид углерода

Выбросы сгорания топлива на силовых агрегатах

Диоксид углерода

Диоксид серы

Сточные воды

На этапе сбора газа сточные воды не подлежат сбросу, поскольку газ в смеси с

пластовой водой подвергаются разделению на последующих стадиях.

Отходы

На стадии промыслового сбора газа отходы производства могут образовываться

при очистке природного газа от механических примесей (таблица 3.28).

119

Таблица 3.28 - Отходы газораспределительных пунктов

Отход

Характеристика отхода

Отходы газового конденсата в

Водонефтяная эмульсия, состоящая из газового конденсата (от

процессе очистки природного

30 % до 85 %), воды (от 10 % до 70 %), масла (не более 5 %),

газа от механических

образуется в результате продувки природным газом

примесей

пылеуловителей, фильтров сепараторов при проведении

профилактических и ремонтных работ на участке очистки

природного газа на компрессорных и газораспределительных

станциях

3.3.3 Ввод реагента в трубопровод

При нормальной эксплуатации системы ввода реагента в трубопровод данный

процесс не оказывает значительного негативного влияния на ОС. Потребность в

энергетических ресурсах определяется мощностью используемого насосного

оборудования.

Отходы

Отходы, образующиеся на складах реагентов приведены в таблице 3.29.

Таблица 3.29 - Отходы газораспределительных пунктов

Отход

Характеристика отхода

Тара

из

черных

Не пригодная для использования емкость из железа с содержанием

металлов, загрязненная

этиленгликоля (от

1,2

% до 12

%), образуется при замене

диэтиленгликолем

металлической тары по истечении срока годности и/или при

досрочном выходе из строя на складах диэтиленгликоля

Физические факторы воздействия

При регенерации ингибитора гидратообразования - метанола - установка

регенрации оказывает вибрационное и шумовое воздействия на окружающую среду

(таблица 3.30).

Таблица 3.30 - Физические факторы воздействия

Метод снижения

Единицы

Фактор

Источник

Уровень

уровня воздействия

измерения

воздействия

до нормативных

воздействия

показателей

Насосное

Соблюдение графика

оборудование блока

ППР, своевременное

насосов метанола,

проведение ТО

Вибрация

блока насосов

дБ

87-108

насосно-

конденсата,

компрессорного

компрессорное

оборудования

оборудование

Сепараторы,

Ограничить

перекачиваемая

суммарное время

среда, аппараты

пребывания в зоне

воздушного

превышения шума,

Шум

дБА

78-90

охлаждения, насосно-

использовать

компрессорное

регламентируемые

оборудование,

перерывы, соблюдать

трубопроводы.

режим труда и отдыха

120

3.4 Промысловая подготовка газа

3.4.1 Установка предварительной подготовки газа

Ресурсопотребление

Уровни потребления энергии и природного газа в качестве ресурсов УППГ

представлены в таблице 3.31.

Таблица 3.31 - Уровни потребления ресурсов УППГ

Единицы измерения

Минимальный расход

Наименование

энергетических

энергетических ресурсов

ресурсов

в год

Потребление топлива

т.у.т.

0,41-39921

(газового)

Отходы

Виды и состав отходов, образующих на УППГ, приведены в таблице 3.32.

Таблица 3.32 - Отходы УППГ

Отход

Характеристика отхода

Отходы от первичной

Шлам, содержащий минеральные соли, песок, глину (не

очистки природного газа на

более 65 %, пыль минеральную (35 % и более) и смолы

газовых месторождениях

(от 0 до 5 %), образуется в результате очистки циклонов

первичной очистки природного газа на установках

промысловой подготовки газа

Отходы от первичной

Шлам, содержащий породу, песок, глину (не менее 29,3 %);

очистки природного газа на

сульфиды железа (не более 12,7 %) и смолы (не более

газоконденсатных

40 %) и газовый конденсат (15 % и более), образуется в

месторождениях

результате очистки циклонов первичной очистки природного

газа на установках промысловой подготовки газа

Шлам очистки

Шлам, содержащий минеральные компоненты: песок,

оборудования для

глина, вода и минеральные соли (не менее 95,377 %),

сепарации природного газа

марганец (не более 0,05 %), медь (не более 0,01 %), цинк

на газовых месторождениях

(не более 0,008 %), свинец (не более 0,005 %) и нефть

(не более 5 %), образуется в результате очистки

оборудования сепарации природного газа (сепараторов,

абсорберов и др. на установках промысловой подготовки

природного газа на газовых месторождениях

Отходы газового

Водонефтяная эмульсия, состоящая из газового

конденсата в процессе

конденсата (от 30 % до 85 %), воды (от 10 % до 70 %),

очистки природного газа от

масла (не более 5 %) и механических примесей,

механических примесей

образуется в результате продувки природным газом

пылеуловителей, фильтров сепараторов при проведении

профилактических и ремонтных работ на установках

промысловой подготовки газа

121

Окончание таблицы 3.32

Отход

Характеристика отхода

Смеси синтетических и

Смесь синтетических и минеральных масел, содержащая

минеральных масел, не

механические примеси (от 0,3 % до 2 %), воду (от 0,3 %

содержащие галогенов

до 7 %) и смолы (не более 13 %) и др., образуется в

и/или ПХБ и ПХТ,

результате замены масла в пылеуловителях и

отработанные

висциновых фильтрах на установках промысловой

подготовки природного газа

Бумажные фильтры

Замасленный пористый фильтровальный картон

отработанные,

(бумажная целлюлоза) с содержанием минеральных

загрязненные

масел (от 15 % до 30 %), образуется в результате замены

минеральными маслами (в

кассет в фильтрах при техническом обслуживании и

том числе бумажные

ремонте узла очистки топливного и импульсного газа на

фильтры разобранных

газораспределительных станциях

автомобильных фильтров)

Ткани фильтрованные,

Кассета из текстильной целлюлозы, содержащая

тканевые фильтры,

механические примеси, воду и масла (от 15 % до 30 %),

загрязненные

утратившая потребительские свойства, образуется в

минеральными маслами

результате замены кассет при техническом

обслуживании и ремонте фильтров очистки топливного и

импульсного газа на газораспределительных станциях

Шлам очистки

Шлам, состоящий из песка, глины (не более 26, 48 %),

конденсатопроводов от

воды (не более 2,9 %); хлоридов натрия и кальция (не

асфальтеносмолистых и

более 1 %); сульфидов железа (не более 0,05 %);

парафинистых отложений

парафинов (не более 40,35 %), асфальтенов (не более

26,8 %), образуется в результате очистки (поршневании)

внутренней поверхности конденсатопроводов при

техническом обслуживании и ремонте линейных участков

конденсатопроводов

Шлам очистки

Шлам, содержащий песок, глину и воду (не более 75,4 %),

продуктопроводов широкой

сульфид железа (не более 19,74 %), хлориды натрия и

фракции легких

кальция (не более 3,43 %), образуется в результате

углеводородов от

очистки (поршневании) продуктопроводов широкой

сульфидных отложений

фракции легких углеводородов, этанопроводов при

(количество сульфидов

техническом обслуживании и ремонте линейных участков

железа менее 20 %)

продуктопроводов

Шлам очистки

Шлам, содержащий минеральные компоненты: песок,

продуктопроводов широкой

глину (не более 26,8 %) и воду (не более 2 %), продукты

фракции легких

коррозии в виде сульфидных отложений (не более

углеводородов от

68,77 %) хлориды натрия и кальция (2,43 %), образуется

сульфидных отложений

при очистке (поршневании) продуктопроводов широкой

(количество сульфидов

фракции легких углеводородов от отложений,

железа 20 % и более)

этанопроводов на линейных участках продуктопроводов

122

3.4.2 Установка комплексной подготовки газа

Ресурсопотребление

Объемы потребления ресурсов при очистке газа, в том числе энергетических,

представлены в таблице 3.33.

Таблица 3.33 - Уровни потребления ресурсов на установке очистки газа

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование энергетических

измерения

расход

ресурсов

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление топлива (газового)

т.у.т.

309-7794843

1800 - 9906397

Потребление электроэнергии

кВт*ч/т

47 - 6527287

48 - 6527287

Выбросы

Установки осушки газа являются значительными источниками выбросов в

атмосферу. Основной процент выбросов описываемой установки приходится на метан.

Примерные значения выбросов метана на единицу оборудования представлено в таблице

Источниками выбросов также являются генераторы энергии, входящие в состав

установок осушки. Выбросы установок генерации энергии содержат оксиды азота,

оксид и диоксид углерода, оксиды серы (таблицы 3.34-3.35).

Таблица 3.34 - Экологические характеристики технологического оборудования при

добыче природного газа

Количество углеводородов

Источник

(метана) на единицу

Наименование оборудования

выбросов

оборудования (мощность

выброса), г/с

Установка очистки и осушки газа

Сепараторы (опорожнение перед планово-

Свеча

200-250

предупредительными работами)

Фильтры-сепараторы

Свеча сепаратора

700-800

Установка редуцирования газа - сепараторы

Свеча сепаратора

30-40

Установка фильтров-сепараторов - нитка

Свеча

90-100

замера газа

Установка фильтров-сепараторов

газопровода предварительной подготовки

Свеча

1000-1500

газа

Пункт сепарации газа

Свеча

900-1000

Пункт редуцирования газа собственных нужд

Свеча

90-100

- сепараторы

Пункт сепарации газа. Здание замера газа -

продувка нитки перед заменой ремонтом

Свеча

400-500

диафрагмы

Корпус - емкость сбора жидкости и

Свеча

700-800

мехпримесей. Продувка перед выкаткой

Технологическая насосная конденсата

Вентиляционная

До 0,1

труба

Технологический корпус - продувка

Свеча

Более 16000

оборудования перед плановой остановкой

123

Таблица 3.35 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Максимальный

Годовая масса

Минимальный

Наименование

Код загрязняющего

выброс

Средний выброс

выбросов

выброс

загрязняющего

вещества по 1316 (I

загрязняющего

вещества выбросов

- для атм. воздуха)

вещества

вещества, г/с

вещества, тонн

вещества, г/с

выбросов, г/с

Азота диоксид

7,49 - 28

0,36

1,79

0,36 - 1,79

Азота оксид

3,06 - 1,21

0,06 - 0,29

Бензол

0,004

0,005

Взвешенные вещества

0,002

0,003

Диметилбензол

(ксилол) (смесь мета-,

0,02

орто- и параизомеров)

Керосин

156

0,005

0,04

Метан

0,95 - 16

0,08 - 0,55

Метилбензол (толуол)

0,03

Метилмеркаптан,

0,00005

0,000002

этилмеркаптан

Сероводород

0,001 - 0,21

0,002 - 0,02

Сольвент нафта

159

0,05

0,02

Спирт бутиловый

101

0,03

0,008

Спирт этиловый

107

0,007

0,005

Уайт-спирит

160

0,16

0,05

Углеводороды

0,06

0,01

предельные C₁₂-C₁₉

Углеводороды

предельные C₁-C₅

2,38 - 3,14

0,11

2,14

0,11 -2,14

(исключая метан)

Углеводороды

0,31 - 1,96

0,07

0,31

предельные C₆-C₁₀

Углерода оксид

1,78 - 8,995

0,14 - 0,22

0,22 - 0,44

0,21 - 0,44

124

Отходы

Производственными отходами установок осушки газа являются фильтровочные

и поглотительные отработанные массы, не загрязненные опасными веществами

(силикагель отработанный, незагрязненный опасными веществами).

При

использовании установок низкотемпературной сепарации образуются значительные

количества шламов и золы термического обезвреживания шламов (таблица 3.36).

Таблица 3.36 - Пример состава и объемов образования отходов

Физико-химическая

характеристика отходов

Источник

Объемы

Наименование

Установка

образования

образования,

отходов

Содержание

отходов

Агрегатное

т/г

основных

состояние

компонентов

УКПГ

Процесс добычи

Шлам

твердое

NaCl - 10,52 %;

4-6

и подготовки

сепараторов

CaCl₂- 0,48 %;

газа

установки

CaSO₄- 6,42 %;

низкотемпе-

CaCO₃- 8,63 %;

ратурной

осушки газа

Fe₂SO₃- 8,1 %;

асфальтены -

45,13 %; масла -

13,36 %

УКПГ

Термическое

Зола

Порошко-

NaCl - 13,86 %;

0,1-1,5

обезвреживание

термического

образное

CaCl₂- 0,63 %;

нефтешлама

обезвреживания

CaSO₄- 8,45 %;

сепараторов

шламов

CaCO₃- 11,37 %;

установки

сепараторов

FeS - до 10,67 %;

низкотемпе-

установки

мехпримеси и

ратурной

низкотемпе-

продукты

сепарации газа

ратурной

разрушения

сепарации газа

пород - до 55 %

Сточные воды

В процессе комплексной очистки природного газа образуются большие объемы

сточных вод, которые направляются на поля фильтрации, на поля орошения или в

конденсатосборники.

Основными показателями качественного состава промстоков являются:

 минерализация;

 взвешенные вещества;

 ионы натрия, кальция, магния, металлов, сульфатов, хлориды;

 специфические загрязнители, содержание которых в сточных водах

обусловлено технологией основного и вспомогательного производств- метанол,

гликоли, этаноламины и т.д.

Объемы образовывающихся промышленных сточных вод на УКПГ могут

варьироваться в пределах 501-1600 м³/месяц.

125

3.4.2.1 Уровни экологических воздействий при подготовке газа на основе

абсорбционного метода осушки газа

Ресурсопотребление

Уровни энергопотребления приведены в таблице 3.37.

Таблица 3.37 - Уровни потребления энергии и топлива

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

т.у.т.

1442 - 22149

800 - 138432

топлива (газового)

Потребление

кВт*ч/т

0,20 - 17

0,28- 66

электроэнергии

Выбросы

Выбросы загрязняющих веществ воздействий при подготовке газа на основе

абсорбционного метода осушки газа представлены в таблице 3.38.

126

Таблица 3.38 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Наименование загрязняющего

Код загрязняющего вещества

Годовая масса выбросов

Средний выброс

вещества выбросов

по 1316 (I - для атм. воздуха)

загрязняющего вещества, тонн

загрязняющего вещества, г/с

Азота диоксид

2,94

1,09

Азота оксид

0,48

0,18

Аммиак

0,03

0,00002

Бензапирен

0,0000007

0,000002

Бензин (нефтяной, малосернистый в

154

0,01

0,002

пересчете на углерод)

Бензол

0,005

0,01

Взвешенные вещества

0,005

0,002

Керосин

156

0,04

0,46

Марганец и его соединения

0,00002

0,0001

Метан

3109

11,05

Метилбензол (толуол)

0,003

0,009

Метилмеркаптан, этилмеркаптан

0,04

0,0001

Пыль неорганическая с

содержанием кремния менее 20, 20

0,000007

- 70, а также более 70 процентов

Сероводород

0,04

0,003

Серы диоксид

0,28

0,23

Сольвент нафта

159

0,06

0,009

Уайт-спирит

160

0,10

0,008

Углеводороды предельные C12-C-

0,002

0,005

Углеводороды предельные C1-C-5

428

4,36

(исключая метан)

Углеводороды предельные C6-C10

1,14

Углерод (Сажа)

доп. 195

0,006

0,07

Углерода оксид

1,93

Фенол

0,003

0,000002

Формальдегид

123

0,003

0,02

127

Продолжение таблицы 3.38

Наименование загрязняющего

Код загрязняющего вещества

Годовая масса выбросов

Средний выброс

вещества выбросов

по 1316 (I - для атм. воздуха)

загрязняющего вещества, тонн

загрязняющего вещества, г/с

Фториды газообразные

(гидрофторид, кремний

0,00002

тетрафторид) (в пересчете на фтор)

Фториды твердые

0,000007

Отходы

В таблице 3.39 представлены объемы образования отходов при подготовке газа на основе абсорбционного метода осушки

газа.

Таблица 3.39 - Объемы образования отходов

Наименование

Масса

Класс

способа утилизации

Источник

образования

утилизированных

опасности

(вторичное

Наименование отхода

образования

отхода в

(вторично

отхода для

использование) или

отходов

референтном

используемых)

ОС

обезвреживания

году, тонн

отходов, тонн

отхода

Сальниковая набивка асбесто-

Передача на

графитовая промасленная

ремонт

0,11

утилизацию другой

0,03

(содержание масла менее

обслуживание

организации

15 %)

128

3.4.2.2 Уровни экологических воздействий при подготовке газа на основе

адсорбционного метода осушки газа

Ресурсопотребление

Уровни потребления ресурсов, в том числе энергетических, приведены в

таблице 3.40.

Таблица 3.40 - Уровни потребления энергии и топлива

Наименование

Минимальный расход

Единицы измерения

энергетических

энергетических ресурсов

ресурсов

в год

Потребление топлива

т.у.т.

3195 - 17454

(газового)

Потребление

кВт*ч/т

2,50 - 8,97

электроэнергии

Выбросы

Выбросы загрязняющих веществ воздействий при подготовке газа на основе

абсорбционного метода осушки газа представлены в таблице 3.41.

Таблица 3.41 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Наименование

Код загрязняющего

Годовая масса выбросов

загрязняющего

вещества по 1316 (I - для

загрязняющего вещества,

вещества выбросов

атм. воздуха)

тонн

Азота диоксид

3,80 - 15

Азота оксид

3,70 - 15

Взвешенные вещества

2,22 - 6,53

Метан

116 - 790

Углерода оксид

57 - 108

Сточные воды

В таблице 3.42 представлены массы загрязняющих веществ в составе сточных

вод, образующихся при подготовке газа на основе абсорбционного метода осушки газа.

Таблица 3.42 - Сбросы сточных вод

Наименование загрязняющего

Годовая масса сброса загрязняющего

вещества сбросов

вещества, тонн

Метанол (метиловый спирт)

334

Нефтепродукты (нефть)

0,0995

3.4.2.3 Уровни экологических воздействий при подготовке газа на основе

метода низкотемпературной сепарации газа

Энергопотребление

Уровни потребления энергии и топлива приведены в таблице 3.43.

129

Таблица 3.43 - Уровни потребления ресурсовтв в атмосферный воздух

Единицы

Минимальный

Максимальный

Наименование

измерения

расход

энергетических

ресурсов

ресурсов в год

Потребление

кВт*ч/т

0,68 - 10451502

0,79 - 10451502

электроэнергии

Свежая вода

куб.м/т

32593 - 49735

В таблице 3.44 представлены сведения о потреблении материальных ресурсов

установке низкотемпературной сепарации газа.

Таблица 3.44 - Потребление материальных ресурсов

Минимальный

Максимальный

Единицы

Наименование

расход

измерения

материальных

ресурсов

(сырьевых)

ресурсов

ресурсов в год

Метанол

5,111

Выбросы

Выбросы загрязняющих веществ воздействий при подготовке газа на основе

метода низкотемпературной сепарации газа представлены в таблице 3.45.

130

Таблица 3.36 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Годовая масса выбросов

Наименование загрязняющего

Код загрязняющего вещества

Средний выброс

загрязняющего вещества,

вещества выбросов

по 1316 (I - для атм. воздуха)

загрязняющего вещества, г/с

тонн

Азота диоксид

46 - 142

1,52 - 6,97

Азота оксид

6,66 - 23

0,05 - 1,14

Аммиак

0,060656 - 0,060656

0,00002 - 0,00004

Бензапирен

0,0000004 - 0,00003

0,00000001 - 0,000004

Бензин (нефтяной, малосернистый в

154

0,005 - 0,01

0,002 - 0,005

пересчете на углерод)

Бензол

0,005 - 0,30

0,01 - 0,26

Взвешенные вещества

0,001 - 0,005

0,0009549 - 0,0019097

Керосин

156

0,456 - 0,87

0,02 - 0,04

Метан

16 - 104

0,55 - 5,21

Метилбензол (толуол)

0,003 - 2,29

0,19 - 0,52

Метилмеркаптан, этилмеркаптан

0,0004 - 0,05

0,0001 - 0,06

Сероводород

0,009 - 0,06

0,01 - 0,01

Серы диоксид

1,74 - 6,09

0,07 - 0,43

Спирт метиловый

105

0,38 - 1,45

0,01 - 1,66

Уайт-спирит

160

0,03 - 0,10

0,004 - 0,008

Углеводороды предельные C₁₂-C₁₉

0,0008 - 0,11

0,001 - 0,64

Углеводороды предельные C₁-C₅

3,14 - 581

0,11 -479

(исключая метан)

Углеводороды предельные C₆-C₁₀

1,99 - 13

0,07 -4,75

Углерод (Сажа)

доп. 195

0,006 - 482

0,071 - 15

Углерода оксид

72 - 4162

1,93 - 135

Фенол

0,003 - 0,006

0,000002 - 0,000004

Формальдегид

123

0,003 - 0,04

0,000003 - 0,005

131

Отходы

В таблице 3.46 приведены объемы образования отходов при подготовке газа на основе метода низкотемпературной

сепарации газа.

Таблица 3.46 - Объемы образования отходов

Наименование способа

Масса

Класс

Масса образования

утилизации (вторичное

утилизированных

Источник образования

опасности

отхода в

Наименование отхода

использование) или

(вторично

отходов

отхода для

референтном году,

обезвреживания

используемых)

ОС

тонн

отхода

отходов, тонн

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью

Ремонт и обслуживание

Передача на утилизацию

или нефтепродуктами

технологического

0,12

другой организации

(содержание нефти или

оборудования

нефтепродуктов менее 15 %)

Смет с территории

Чистка и уборка

Передача на утилизацию

предприятия

0,66

территории предприятия

другой организации

малоопасный

Лампы накаливания,

Использование ламп по

утратившие

Передача на утилизацию

назначению с утратой

0,004

потребительские

другой организации

потребительских свойств

свойства

Лом и отходы,

Обращение с черными

содержащие

металлами и продукцией

Передача на утилизацию

незагрязненные черные

из них, приводящее к

другой организации

металлы в виде изделий,

утрате ими

кусков, несортированные

потребительских свойств

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью

Ремонт и обслуживание

или нефтепродуктами

Передача на утилизацию

технологического

0,12

(содержание нефти или

другой организации

оборудования

нефтепродуктов менее

15 %)

Смет с территории

Чистка и уборка

Передача на утилизацию

предприятия

0,56

территории предприятия

другой организации

малоопасный

132

Продолжение таблицы 3.46

Масса

Класс

Наименование способа

Источник

образования

утилизированных

опасности

утилизации (вторичное

Наименование отхода

образования

отхода в

(вторично

отхода для

использование) или

отходов

референтном

используемых)

ОС

обезвреживания отхода

году, тонн

отходов, тонн

Использование ламп

Лампы накаливания,

по назначению с

Передача на утилизацию

утратившие потребительские

утратой

0,001

другой организации

свойства

потребительских

свойств

Обращение с

черными металлами

Лом и отходы, содержащие

и продукцией из них,

незагрязненные черные

Передача на утилизацию

приводящее к

металлы в виде изделий,

другой организации

утрате ими

кусков, несортированные

потребительских

свойств

Шлам очистки емкостей и

резервуары для

трубопроводов от нефти и

0,7

Сжигание (уничтожение)

0,7

конденсата

нефтепродуктов

Отходы минеральных масел

обслуживание

Передача на утилизацию

0,48

0,04

индустриальных.

оборудования

другой организации

Обтирочный материал,

загрязненный нефтью или

протирка

Передача на утилизацию

нефтепродуктами (содержание

0,07

0,04

механизмов

другой организации

нефти или нефтепродуктов

менее 15%)

Использование ламп

Лампы ртутные, ртутно-

по назначению с

кварцевые, люминесцентные,

Передача на утилизацию

утратой

утратившие потребительские

другой организации

потребительских

свойства

свойств

Зачистка емкостей

Шлам минеральный от

Передача на утилизацию

сосудов от

газоочистки

другой организации

минеральных частиц

133

Физические факторы воздействия

В таблице 3.47 представлены сведения об уровнях шумового и вибрационного

воздействий на установке НТС.

Таблица 3.47 - Физические факторы воздействия

Метод снижения

Единицы

уровня

Фактор

Источник

Уровень

измерения

воздействия до

воздействия

нормативных

показателей

Насосное

Соблюдение

оборудование

графика ППР,

блока насосов

своевременное

метанола, блока

Вибрация

дБ

проведение ТО

насосов

насосно-

конденсата,

компрессорного

компрессорное

оборудования

оборудование

Сепараторы,

Ограничить

перекачиваемая

суммарное время

среда, аппараты

пребывания в зоне

воздушного

превышения шума,

Шум

охлаждения,

дБА

79-89

использовать

насосно-

регламентируемые

компрессорное

перерывы,

оборудование,

соблюдать режим

трубопроводы.

труда и отдыха

3.4.2.4 Уровни экологических воздействий при подготовке газа на основе

метода низкотемпературной абсорбции газа

Энергопотребление

Уровни потребления ресурсов, в том числе энергетических, приведены в

таблице 3.48.

Таблица 3.48 - Уровни потребления ресурсов

Удельное потребление природного

Удельное потребление электроэнергии

газа

ГДж/т.н.э продукции

0,000008-0,33

0,00001-0,51

134

Выбросы

Выбросы загрязняющих веществ воздействий при подготовке газа на основе абсорбционного метода осушки газа

представлены в таблице 3.49.

Таблица 3.49 - Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Масса загрязняющих веществ в

Масса загрязняющих веществ

отходящих газах до очистки в

Метод очистки, в отходящих газах псле

Единицы

Источники

Наименование

расчете на тонну произведенной

повторного

онну

измерения

роса

выб

использования

произведенной продукции

продукции

Диапазон

Среднее

Диапазон

Среднее

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота (в

Кг/т.н.э.

Дымовые

пересчете на NO₂)

продукции

0,04-0,06

0,05

трубы,

0,04-0,06

0,05

(год)

факел

Оксид углерода

Кг/т.н.э.

Дымовые

продукции

0,10-0,30

0,20

трубы,

0,10-0,30

0,20

(год)

факел

Метан

Кг/т.н.э.

Факел, свеча

продукции

0,00-0,02

0,01

0,00-0,02

0,01

(год)

135

3.4.2.5 Уровни экологических воздействий при подготовке стабилизации

газового конденсата на установке стабилизации газового конденсата

Выбросы

В таблице 3.50 приведены показатели негативного воздействия на атмосферный

воздух в процессе стабилизации газового конденсата.

Таблица 3.50 - Выделения и выбросы загрязняющих веществ

46000-

46002-

Азота диоксид

19-28

1,79-1,20

982180

46000-

46002-

Азота оксид

3,06-4,59

0,19-0,29

982180

46000-

46002-

5,58 -

Метан

0,55-0,57

982180

16,51

Углеводороды

46000-

46002-

3,135-

0,1083-

предельные C₁-C₅

982180

3,143

0,1086

(исключая метан)

46000-

46002-

Углеводороды

1,96-1,99

0,0677-0,0688

982180

предельные C₆-C₁₀

46000-

46002-

Углерода оксид

2,27-3,40

0,14-0,22

982180

Отходы

В таблице

3.51 представлены объемы образования отходов в процессе

стабилизации газового конденсата.

136

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017) - часть 2