ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

СОДЕРЖАНИЕ

1. Технологический процесс бурения скважины

1.1 Понятие о скважине. Способы бурения скважин.

Первые скважины в истории человечества бурили ударно-канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи рассолов в Китае.
До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности, которая требовала больших количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи, источников света.

Исследованиями последних лет установлено, что первая нефтяная скважина была пробурена ручным вращательным способом на Апшеронском полуострове (Россия) в 1847 г. по инициативе В.Н. Семенова.

В США первая нефтяная скважина (25м) была пробурена в Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1859 г. Этот год считается началом развития нефтедобывающей промышленности США.

Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1864 г., когда на Кубани, недалеко от Анапы,  в долине реки Кудако отставной полковник  Ардалион Н. Новосильцев начал бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического ударно-канатного бурения.

Для того, чтобы из земных недр добыть нефть или газ, бурят скважины (элементы скважины рис.1). Скважиной называется горная выработка, сооружаемая в толще пород, (вертикальная или наклонная) круглого сечения глубиной от нескольких метров до нескольких километров и диаметром свыше 75 мм.

Основными элементами буровой скважины являются:

·       Устье скважины – выход на поверхность (начало скважины,

т. е. место пересечения буровой скважиной земной поверхности, дна акватории или элементов горной выработки при бурении в подземных условиях);

·       Забой скважины – дно буровой скважины, углубляющееся в процессе бурения;

·       Стенки скважины – боковая поверхность буровой скважины;

·       Ствол скважины – пространство, ограниченное стенками скважины. В неустойчивых породах стенки скважины закрепляются обсадными колоннами, при этом ствол скважины сужается;

·       Ось скважины – геометрическое место точек центра забоя, перемещающегося при углублении скважины, т. е. воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины;

·       Глубина скважины – расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси;

·       Диаметр скважины – это условный диаметр, равный номинальному диаметру породоразрушающего инструмента. Фактический диаметр скважины, как правило, больше номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет разработки скважины.

1.2 Способы бурения скважин

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:
1.  Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.
2.    Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3.   Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4.  Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5.  Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Классификация способов бурения скважин на нефть и газ приведена на рис. 2.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

Рис. 2

Рис. 3. Схема ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок;
4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударно-канатное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

1.    долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота рис. 3.1);

2.    долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота рис. 3.2);

3.    долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота (секторные долота рис. 3.3

 

 

 

 

 

 

        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3. Технологические процессы бурения

Для каждой группы, вида и разновидности скважин характерны свои результирующие технологические процессы бурения (ТП) (табл. 1), обеспечивающие достижение конечной цели бурения. При бурении скважин, относящихся к группе А1(Геологоразведочные), основной задачей является изучение концентрации, свойств и условий залегания ПИ(полезных ископаемых). Решение указанных задач достигается с помощью отбора и изучения образцов породы (керна).

Отбор керна - сложный технологический процесс, при котором горная порода разрушается не по всей плоскости забоя, а по кольцу, с сохранением внутренней части породы в форме столбика - керна. Процесс отбора керна затрудняется множеством неблагоприятных геологических факторов. К таким факторам относится наличие рыхлых, неустойчивых, размываемых потоком бурового раствора, трещиноватых, переслаиваемых ГП и ПИ, залегающих под различными углами к горизонту. Для качественного отбора керна применяется большое количество технико-технологических средств бурения.

При сооружении инженерно - геологических скважин (А2), наряду с отбором керна лабораторными исследованиями его ненарушенных образцов, применяется зондирование, прессиометрия, метод штампов и гидрогеологические исследования (Б1).

Зондирование - процесс исследования плотности и прочности грунтов посредством принудительного (динамического или статического) внедрения в него металлического наконечника.

Прессиометрия - измерение радиальной устойчивости грунта посредством нагнетания в резиновую цилиндрическую камеру, установленную в скважине, жидкости или газа.

Метод штампов используется для определения модуля деформации грунта посредством нагружения (грузом, домкратом) установленной в скважине металлической плиты, диаметров 320 мм.

При бурении скважин группы Б1(Гидрогеологические) основными технологическими задачами является изучение качества жидких, газообразных ПИ, а также фильтрационных характеристик продуктивных горизонтов. Данные задачи решаются в процессе вскрытия и опробования продуктивных горизонтов (ПГ).

Вскрытие продуктивных горизонтов (ПГ)- комплекс работ, включающих его разбуривание при максимальном сохранении естественных свойств ПИ и фильтрационных характеристик ПГ.

Опробование ПГ включает отбор проб, определение дебита, удельного дебита, радиуса влияния скважины и т.п. Опробование ПГ производится с помощью испытателей пластов, эрлифтов и насосов.

При бурении геотехнологических скважин (Б2) особое внимание уделяется изучению возможности преобразования твердых ПИ в подвижное состояние. Целью изучения является выбор оптимального процесса добычи ПИ (растворение, выщелачивание, гидродобыча, выплавка, сжигание, газификация и т.п.).

Основной задачей, решаемой при сооружении скважин группы В1(Водно-рассольные), является обеспечение режима эффективной фильтрации жидких и газообразных ПИ из пласта в скважину.

Добыча жидких и газообразных ПИ сложный, комплексный технологический процесс, включающий вскрытие ПГ, оборудование и освоение скважин, откачку ПИ.

Вскрытие продуктивных горизонтов эксплуатационно - фильтрационных скважин сопровождается засорением (кольматажем) призабойной зоны скважины частицами шлама и бурового раствора. К тому же такие скважины, как правило, предполагают установку фильтра - сложный процесс оборудования призабойной зоны. Бесфильтровые скважины бурятся редко.

Освоение скважины - процесс восстановления естественных фильтрационных характеристик ПГ - осуществляется с помощью интенсивной откачки ПИ до момента достижения проектного дебита. После прокачки скважина переводится на проектный режим работы.

Преобразование твердого ПИ в подвижное состояние (В2) осуществляется с помощью растворения, гидродобычи, выщелачивания, выплавки, сжигания, газификации и других результирующих ТП, которые выбираются с учетом состава, свойств, условий залегания конкретного ПИ и Других эколого - экономических и геолого - технических факторов.

Все скважины группы Г (Эксплуатационно – технические) бурятся сплошным забоем. При этом общей технологической задачей является поддержание устойчивости стенок скважины в процессе бурения. Эта задача решается с помощью промывки скважин различными ОА или заполнением скважины цементным раствором по мере извлечения бурового снаряда.

Основной, результирующей задачей при бурении скважин группы Г1 является обеспечение качественного сцепления, сооружаемой буронабивной сваи, со стенками скважины. Основные ТП в данном случае сводятся к монтажу стальных несущих конструкций и их качественному цементированию.

Сооружение взрывных скважин (Г2) связано с закладкой взрывчатых веществ на забой скважины и их последующим взрыванием, поэтому специалисты буровики должны проходить специальные подготовительные  курсы.

Буровые скважины, относящиеся к группе ГЗ, имеют, как правило, сильно искривленную траекторию. При этом наряду с проблемой проводки скважины по заданной траектории, усугубляются вопросы, связанные с обеспечением устойчивости стенок скважины. Особое значение эта задача приобретает в процессе сооружения горизонтально-направленных (сильно искривленных) скважин. 

Изложенные выше общие и частные технологические процессы на практике выполняются с помощью различных видов и разновидностей бурения. Следует отметить, что вращательные виды и разновидности бурения являются более перспективными по сравнению с другими, т.к. допускают параллельное выполнение нескольких технологических процессов, позволяя уменьшать себестоимость работ.

Таблица 1 Классификация скважин и технологических процессов:

Группы, виды и разновидности скважин		Технологические задачи		Результирующие технологические процессы
группа А  Разведочные общего назначения
А1   А2	Геологоразведочные: опорные, параметрические, структурные, картировочные, поисковые, разведочные, эксплуатационно-разведочные Инженерно-геологические: разведочные, параметрические	Изучение концентрации, свойств и условий залегания твердых ПИ Изучение несущих свойств ГП		Отбор керна Зондирование (А2) Прессиометрия (А2) Штампирование (А2)
группа Б  Разведочно - фильтрационные
Б1 Б2	Гидрогеологические: разведочные, наблюдательные. режимные Нефтегазовые: опорные, параметрические, структурные, картировочные, поисково- оценочные, разведочные Геотехнологические: параметрические, гидрогеологические	Изучение качества жидких и газообразных ПИ, а также фильтрационных характеристик продуктив­ных горизонтов Изучение возможности преобразования твердых ПИ в подвижное состояние (Б2)	Вскрытие продуктив­ных горизонтов Опробование продуктивных горизонтов
группа В  Эксплуатационно-фильтрационные
В1 В2	Водно-рассольные: добычные, дренажные, нагнетательные Нефтегазовые; добычные, нагнетательные, специальные Геотехнологические: солевые, серные, угольные, поли- металлические, тепловые	Обеспечение эффективной фильтрации жидких и газообразных ПИ из пла­ста в скважину Преобразование ПИ из твердого в подвижное состояние (В2)		Вскрытие продуктивных горизонтов. Оборудование скважин Растворение, гидродо­быча, выщелачивание, газификация ПИ, сжи­гание, выплавка (В2) Освоение скважин. Откачка ПИ
группа Г  Эксплуатационно - технические
Г1 Г2 Г3	Несущие: буронабивные, буроинъекционные Взрывные Коммуникационные: трубопроводные, кабельные	Обеспечение качества сцепления опоры со стенками скважины Обеспечение безопасности взрывных работ Бурение скважины по заданной траектории		Монтаж несущих конструкций Цементирование Взрывные работы Управление траекторией скважины

2. Основные объекты и сооружения магистральных газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы (МГ), по которым транспортируется газ, классифицируются по величине рабочего давления и по категориям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

1 класс — рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;
2 класс — рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным, это - внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.

В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В,I, II, III и IV. Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рисунке 1.

     

Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые газораспределительные станции (ПГРС). Здесь газ вновь:
1)очищают в масляных пылеуловителях от твердых частиц (пыли, песка, окалины, продуктов коррозии) для предохранения оборудования от преждевременного износа;
2)осушают - содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплутационные затруднения. При определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты (соединения углеводородов с водой), а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5 -7 С ниже рабочей температуры в газопроводе. При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения;
3) одорируют – придают запах для своевременного выявления утечек газа;
4) снижают давление газа до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе.
Далее газ поступает непосредственно в магистральный газопровод. В состав магистрального газопровода входят:

      1. линейные сооружения;

2.    компрессорные станции (КС);

3.    газораспределительные станции (ГРС);

4.    пункты измерения расхода газа;

1. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

 
В состав линейных сооружений магистрального газопровода входят:

 - газопровод с отводами и лупингами;

- переходы через естественные и искусственные препятствия;

 - перемычки;

- узлы редуцирования;

- узлы очистки газопровода;

- узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;

- узлы подключения компрессорных станций;

 - запорная арматура;

- система электроснабжения линейных потребителей;

- устройства контроля и автоматики;

- система телемеханизации;

- система оперативно-технологической связи;

 - система электрохимической защиты;

- здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).

Надземные переходы магистральных газопроводов могут представлять собой следующие конструкции: балочные, шпренгельные, арочные, висячие, вантовые, мостовые переходы.

Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположения компрессорных станций и переходов через естественные и искусственные препятствия, а также соотношения диаметров газопровода и рабочей нитки перехода могут обеспечивать:
       - прием и запуск очистных устройств;

 - только прием очистных устройств;

 - только запуск очистных устройств;

 - транзитный пропуск очистных устройств.

 В состав узлов очистки газопровода входят:

 - камеры приема и запуска очистных устройств;

 - трубопроводы, арматура и продувочные свечи;

 - узел сбора и отвода продуктов очистки;

 - механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;

 - сигнализаторы прохождения очистных устройств.

 Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации при бескомпрессорной подаче газа следует предусматривать устройства для заливки метанола в газопровод на выходе из каждой компрессорной станции /у узла очистки газопровода/ и у линейного крана или перемычки посреди участка между компрессорными станциями.
Склады метанола следует располагать на площадках компрессорных станций.
Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопровода в соответствии с Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливаются охранные зоны. Охранная зона представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 50 м от оси газопровода с каждой стороны, на землях сельскохозяйственного назначения - в 25 м от оси газопровода.

Для многониточных газопроводов размеры охранной зоны определяются от оси крайних трубопроводов с каждой стороны.

Для обслуживания газопровода следует предусматривать сооружения для обеспечения проезда вдоль трассы. Необходимость устройства площадок для посадки вертолетов у линейных кранов обосновывается проектом. В труднодоступных районах, определяемых гидрогеологическими условиями, при прокладке в одном техническом коридоре двух и более магистральных газопроводов следует предусматривать вдольтрассовую дорогу круглогодичного действия или вертолетно-самолетное обслуживание (со строительством аэродромов).

Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах (краны, вентили, обратные клапаны и т.п.), должна быть рассчитана на максимальное давление и предельные температуры.

Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и нештатных режимах эксплуатации линейных сооружений, на обоих концах участков следует предусматривать установку продувочных свечей, а также предусматривать возможность опорожнения или перекачки газа передвижными компрессорными установками в рабочие участки газопроводов.

В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте.

2. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения его производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). КС разделяются на линейные, дожимные (ДКС) и станции подземного хранения газа (КС ПХГ). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.

КС размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

В комплексе компрессорной станции могут быть включены следующие объекты, системы и сооружения:

а) один или несколько компрессорных цехов;

б) оборудование для очистки полости газопровода;

в) система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

г) система электроснабжения;

д) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

е) система теплоснабжения;

ж) система канализации и очистные сооружения;

з) система молниезащиты;

и) система ЭХЗ объектов КС;

к) система связи;

л) станционная система автоматического управления и телемеханики;

м) административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.

КОМПРЕССОРНЫЙ ЦЕХ включает в себя группу газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:

а) узел подключения к магистральному газопроводу;

б) технологические коммуникации с запорной арматурой;

в) установку очистки газа;

г) установку охлаждения газа;

д) системы топливного, пускового и импульсного газа;

е) систему охлаждения смазочного масла;

ж) электрические устройства цеха;

 з) систему автоматического управления и КИП;

и) вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).

Компрессорные цеха могут быть:

- с газотурбинным приводом;

- с электроприводом;

- с газомотокомпрессором.

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусмотрены УСТАНОВКИ ОЧИСТКИ ГАЗА от твердых и жидких примесей.

Количество твердых и жидких примесей в газе после установки очистки не должно превышать допустимых по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.
Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях.
Вторую ступень очистки газа - в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через 3-5 компрессорных станций с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

После компримирования газ, как правило, следует охлаждать. В макроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетне-мерзлыми грунтами охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на СТАНЦИЯХ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА, обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе.
Станции охлаждения газа следует размещать на площадке компрессорной станции с выделением их в отдельную производственную зону. На станции следует предусматривать факельную систему для отвода и сжигания хладоагента, поступающего при срабатывании предохранительных клапанов, а также периодических сбросах при продувках компрессоров, аппаратов и трубопроводов станции охлаждения и склада хладоагента .
В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

Количество аппаратов воздушного охлаждения газа следует определять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.

На площадке компрессорной станции необходимо предусматривать УСТАНОВКУ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО, ИМПУЛЬСНОГО для собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка. Данная установка должна обеспечивать:
- очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;

- очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;

-   очистку и осушку импульсного газа;

-   очистку и редуцирование газа собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка;

-   измерение расхода газа.

Для запуска газомоторных компрессоров следует предусматривать УСТАНОВКУ ПУСКОВОГО ВОЗДУХА, включающую воздушный компрессор с электроприводом, воздухосборник и установки подготовки воздуха.

В каждой установке необходимо предусматривать не менее двух воздушных компрессоров (рабочий и резервный).

Вместимость воздухосборников должна обеспечивать одновременный запуск двух газомотокомпрессоров.
Сжатый воздух для ремонтных работ следует отбирать после воздухосборников установки подготовки воздуха.

 При отсутствии установки подготовки воздуха необходимо предусматривать компрессорную установку сжатого воздуха для ремонтных работ, состоящую из компрессора, воздухосборника и вспомогательного оборудования для подготовки и охлаждения воздуха.

СИСТЕМА МАСЛЯНОГО ХОЗЯЙСТВА должна обеспечивать снабжение маслом агрегатов, электрических устройств и вспомогательных механизмов, надежную работу масляных систем, сбор и очистку отработанного масла и может включать:

Склад горюче-смазочных материалов:

- резервуарный парк, состоящий из резервуаров смазочного масла для газоперекачивающих агрегатов, горюче-смазочных материалов для автотракторной техники и вспомогательных механизмов, антифриза (при необходимости);

- насосную склада;

- блок очистки масел;

- регенерационную фильтров;

- склад масел в таре;

- топливораздаточные колонки.

ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ПУНКТ компрессорной станции (ДПКС) размещается в подсобно-производственном помещении.

Для вновь проектируемых компрессорных станций, как правило, диспетчерский пункт следует предусматривать в составе первой очереди строительства.
Для аварийной остановки компрессорной станции /цеха/ обслуживающим персоналом, следует предусматривать возможность подачи команды аварийной остановки из помещений:

- диспетчерского пункта станции /ДПКС/;

- главного щита управления /или аппаратной/ цеха;

- узла связи.

На компрессорных станциях следует предусматривать систему обнаружения пожара и систему обнаружения загазованности. Указанные системы должны быть сблокированы соответственно с установками пожаротушения и вентиляционными установками.

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ на КС может осуществляться от следующих источников:

а) водогрейных отопительных котельных;

б) паровых котельных;

в) утилизационных теплообменников, устанавливаемых на газоперекачивающих агрегатах;

г) газовых воздухонагревателей и других средств индивидуального нагрева.

ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ располагают примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИЕЙ (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).

3. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

Газораспределительные станции (ГРС) предназначаются для подачи потребителям (населенным пунктам и промышленным предприятиям) обусловленного количества газа с определенным давлением, степенью очистки и одоризации.
ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с точностью 10 % от давления, установленного договором с потребителем. На ГРС рекомендуется предусматривать не менее двух аппаратов очистки газа.
На каждой ГРС технологический процесс осуществляется с помощью расположенных в зданиях, шкафах и на огражденной территории основных технологических систем и устройств:

а) переключения;

б) очистки газа;

в) предотвращения гидратообразования;

г) редуцирования давления газа;

д) измерения расхода газа;

е) одоризации газа;

ж) КИП и А;

з) запорной арматуры;

и) регулирующей арматуры;

к) предохранительной арматуры.

В зависимости от типа исполнения ГРС включают кроме основных технологических систем и устройств вспомогательные системы и устройства:

а) вентиляции, отопления, водоснабжения и канализации;

б) электроосвещения, молниезащиты и защиты от разрядов статического электричества;

в) связи и телемеханики;

г) ЭХЗ;

д) здания или блоки-шкафы и территорию (с ограждением).

УЗЕЛ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ ГРС предназначен для изменения направления потока газа высокого давления с основной линии редуцирования на обводную линию. В узле переключения ГРС следует предусматривать:

- краны с дистанционно управляемым приводом на газопроводах входа и выхода;
- предохранительные клапаны (не менее двух) для сброса газа;

- обводную линию, соединяющую газопроводы входа и выхода ГРС, обеспечивающую кратковременную подачу газа потребителю;

- свечу (свечи) сброса газа с предохранительных клапанов, вынесенную, как правило, на 10 м за ограждение ГРС.

Для очистки газа на ГРС должны применяться пыле- влагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС и потребителя. УЗЕЛ ОЧИСТКИ ГАЗА должен быть оснащен устройствами автоматического удаления конденсата в сборные резервуары и системой контроля утечек продуктов очистки газа.
УЗЕЛ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ предназначен для исключения обмерзания оборудования и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях. В качестве мер по предотвращению гидратообразования применяются общий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа. При опасности образования гидратных пробок необходимо использовать ввод метанола в газопроводные коммуникации.
УЗЛЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА подразделяются на узлы постоянного и периодического действия.Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и автоматического поддержания заданного давления газа. Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителя.
УЗЕЛ ОДОРИЗАЦИИ предназначен для придания запаха газу, подаваемому потребителю. Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, по согласованию с потребителем и органами Ростехнадзора может не одорироваться. При наличии централизованного узла одоризации газа, расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризации газа на ГРС. Узел одоризации устанавливается на выходе станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической (основной режим работы), так и с ручной регулировкой. На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чаще одного раза в два месяца. В емкостях для хранения одоранта должны быть предусмотрены средства контроля его уровня. Емкости хранения одоранта должны быть оборудованы системой контроля утечек одоранта.

4. ГАЗОИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

 Газоизмерительные станции (ГИС) входят в состав технологических объектов магистральных газопроводов и обеспечивают коммерческую передачу газа потребителям.
ГИС по своему назначению, уровню и объемам автоматизации разделяются на:
- хозрасчетные для взаимных расчетов между поставщиками и потребителями и располагаются:

а) на границах России;

б) на границах предприятий РАО "Газпром";

- контрольные и располагаются на КС и других производственных предприятиях.
Расстояние от ГИС до населенных пунктов, объектов магистральных газопроводов и других предприятий следует принимать в соответствии с требованиями действующего СНиПа на магистральные газопроводы по аналогии с ГРС.

ГИС устанавливаются на линейной части магистрального газопровода (на обводной линии) на максимально возможном удалении от КС с целью снижения влияния пульсаций и возмущений, вызванных работой компрессорных станций.

ГИС должны быть оснащены комплексом технических средств, необходимым и достаточным для автоматического коммерческого учета расхода газа, и обеспечивать работу станции без постоянного обслуживающего персонала, обслуживание их должно быть периодическим.
ГИС должны оснащаться системами, обеспечивающими оперативность управления и безопасность обслуживания:

- оперативного контроля и управления технологическим оборудованием ГИС;
- контроля загазованности;

- пожарообнаружения и пожаротушения (только для пограничных ГИС);

- электроснабжения;

- кондиционирования воздуха;

- аварийно-вытяжной вентиляции;

- устройством молниезащиты;

- защитным заземлением.

ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с точностью 10 % от давления, установленного договором с потребителем.
На ГРС рекомендуется предусматривать не менее двух аппаратов очистки газа.
Система магистрального транспортирования газа от промыслов до потребителя является достаточно жесткой, так как ее аккумулирующая способность невелика и может лишь частично покрыть суточную неравномерность потребления. Для покрытия сезонной неравномерности используют ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА и специально подобранные потребители – регуляторы, которые в зимний период работают на другом виде топлива (газомазутные и пылегазовые электростанции).

Станция подземного хранения газа (СПХГ) включает следующие объекты:
а) газопровод-отвод;

б) компрессорную станцию;

в) газораспределительный пункт (ГРП);

г) установки подготовки газа;

д) внутрипромысловые трубопроводы и газосборные коллекторы;

е) фонд скважин различного технологического назначения;

ж) административно-хозяйственные и вспомогательные здания и сооружения.

Газопроводы строят диаметром до 1420 мм. Использование труб больших диаметров повышает экономичность газотранспортной системы. Газопроводы рассчитываются на максимальное давление в 7,5 МПа, которое имеет место после компрессорных станций. По мере движения газа его давление уменьшается, так как потенциальная энергия расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений. Перед компрессорными станциями давление снижается до 3 -4 МПа. Мощность применяемых газоперекачивающих агрегатов 8 – 10 тыс. кВт.

Для транспортирования большого количества газа необходимо увеличить пропускную способность газопроводов. Научно – исследовательские и проектные организации работают над созданием газопроводов из металлов улучшенных прочностных характеристик и рассчитанных на давление 10 – 12 МПа, разрабатывают газотурбинные установки для компрессорных станций мощностью 25 – 75 тыс. кВт , работают над проблемой транспортировки охлажденного и сжиженного природного газа.
Магистральные газопроводы выполняют из стальных труб, соединяемых сваркой. Трубы изготовляют из высококачественных углеродистых и легированных сталей. Оптимальный диаметр газопровода и число компрессорных станций определяют технико – экономическим расчетом. Пропускную способность газопровода ( млн. м3 /сут. ) рассчитывают исходя из его годовой производительности : q =Q/ 365 К , где
Q – производительность газопровода в млн. м3 / год; К – среднегодовой коэффициент загрузки газопровода, обычно принимаемый для магистральных газопроводов равным 0,85 , а для ответвлений от магистральных газопроводов – 0,75.