- якоря для крепления оттяжек подъемного агрегата;
- поддомкратные тумбы (фундаменты) для подъемного агрегата;
- площадка для исследовательской лебедки.
Расположение якорей под силовые и ветровые оттяжки мачты подъемного агрегата рекомендуется принимать по схеме для агрегата АКРО-80 с учетом ее универсальности - пригодности для других агрегатов: Р-80, А-50, "Бакинец".
Необходимо предусматривать передвижные или легко демонтируемые площадки обслуживания, располагаемые по фронту фонтанной арматуры.
Твердое покрытие площадок по согласованию с заказчиком можно не предусматривать. В этом случае указываются места установки соответствующего оборудования.
Стационарные фундаменты и якоря для подъемного агрегата могут и не предусматриваться. Работы проводятся с применением инвентарных якорей, шпальной выкладки и т.п.
Площадки для ведения исследовательских работ с установкой превенторов и лубрикаторов не предусматриваются. Эти работы выполняются со строительных лесов или инвентарных разборных площадок.
4.11. Сброс загрязненных стоков и глинистого раствора во время проведения подземного ремонта скважин производить в инвентарные емкости, которыми должны быть оснащены ремонтные бригады.
4.12. Территория вокруг устья скважин в пределах ограждения должна быть спланирована. На месторождениях, расположенных в малонаселенных районах, ограждение скважин не предусматривать.
4.13. При обустройстве малых месторождений решения по применению фонтанной арматуры, обвязки устья скважин, ограждения площадки устья скважин принимаются проектной организацией и заказчиком.
4.14. Для малодебитных скважин с неагрессивными средами и скважин ПХГ, расположенных на пахотных землях, стационарные задавочные линии, стационарные системы сброса и подъездные дороги рекомендуется не предусматривать, а площадки скважин ограждать.
4.15. Конструкция автодорог к кустам скважин на месторождениях, расположенных во всех зонах строительства, в том числе в зонах распространения вечной мерзлоты, тундры и болот, должна приниматься на основе технико-экономических расчетов с обязательным учетом мероприятий по охране окружающей среды [19] и требований норм [12].
5. Система сбора газа
5.1. Система сбора и способы подготовки газа и газового конденсата должны решать вопросы строительства и эксплуатации на весь период разработки месторождения. В соответствии с проектом разработки месторождения и исходя из общих требований правил [29] на ГДП могут предусматриваться две системы сбора сырого газа: децентрализованная и централизованная.
При децентрализованной системе сбора вся промысловая подготовка сырого газа должна предусматриваться на УКПГ, каждая из которых имеет набор технологического оборудования, обеспечивающего подготовку газа к подаче в МГ или на ГПЗ. Для газоконденсатных месторождений на каждом УКПГ необходимо предусматривать строительство узлов предварительного разгазирования нестабильного конденсата и использование эжектирования выделяемого газа для его кондиционной подготовки за счет беззатратной технологии перед подачей в МГ или ГПЗ.
При централизованной системе сбора предварительная подготовка сырого газа должна предусматриваться на УППГ, расположенных каждая на отдельной площадке, а окончательная на ГС, имеющих свою самостоятельную площадку, причем ГС могут быть едиными для всего месторождения или для нескольких месторождений. Для месторождений с добычей газа 15 млрд. куб. м/год и более возможно строительство нескольких ГС.
Оптимальность принятых решений должна подтверждаться технико-экономическими расчетами.
5.2. Подключение скважин к УКПГ или УППГ на газодобывающих предприятиях может быть индивидуальным или групповым (коллекторным).
Индивидуальное подключение скважин осуществляется в следующих случаях:
- если устьевые давления скважин различны (разность давлений достигает 2,0 - 3,0 МПа и более), а использовать высоконапорные скважины в качестве эжектирующих невозможно;
- если дебит одной скважины равен или больше максимальной пропускной способности сепаратора первой ступени;
- при обустройстве отдельных разведочных скважин;
- при расширении объекта, скважины которого подключены индивидуально.
В прочих случаях применяется групповое (коллекторное) подключение скважин или кустов скважин к УППГ или УКПГ. В общем случае вид подключения скважин должен определяться технико-экономическими расчетами.
Замер дебита скважин при групповом (коллекторном) устройстве системы сбора газа должен осуществляться подключением их к замерному сепаратору по специальной замерной линии, предусмотренной для этой цели.
5.3. Схема сбора газа может быть коллекторной, лучевой или смешанной, а форма коллектора, число перемычек, лучей и т.д. устанавливаются технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае.
5.4. При обустройстве малых месторождений рекомендуется лучевая система сбора газа от скважин к промплощадке МГДП, расположенной, как правило, в центральной части площади скважин. Число эксплуатационных скважин промысла обычно невелико и не превышает 10 - 12, включая резервные. Наряду с этим допускается и коллекторная система сбора газа.
Рекомендуется также при технико-экономической целесообразности применение сосредоточенного размещения эксплуатационных скважин в одном кусте, с расположением при таком кусте всей промплощадки МГДП.
5.6. Для обустройства СПХГ рекомендуется централизованная система сбора с индивидуальной обвязкой скважин, при которой сбор, распределение и первичная обработка (первичная сепарация и замер продукции скважин) осуществляется на площадках газораспределительных пунктов (ГРП), а окончательная подготовка газа к транспорту (осушка, НТС, охлаждение и компримирование) - на площадке компрессорной станции.
Допускается совмещение площадки КС с одним из ГРП.
5.7. Гидравлический расчет системы сбора газа от скважин до установок его подготовки к транспорту должен выполняться на базе данных технологической схемы проекта разработки месторождения, технических изысканий трасс системы сбора и другой проектной документации на разработку месторождения, а также с учетом состава и физико-химических свойств газа, газового конденсата и примесей.
5.8. Гидравлический расчет трубопроводов следует производить по утвержденным на текущий момент методикам и руководствуясь нормами [30] и [62].
5.9. Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться с учетом:
- объема добычи газа и величины устьевого давления, принимаемыми по данным проекта разработки месторождения (проекта опытно-промышленной эксплуатации);
- наличия жидкости в газе (пластовая вода, конденсат газа);
- минимально допустимой скорости газа в шлейфах, достаточной для выноса жидкости из трубопроводов (2 - 6 м/с);
- максимально допустимой скорости газа в шлейфах (~ 20 м/с);
- затрат на компримирование газа для восполнение потерь давления в шлейфах.
6. Технологические схемы установок подготовки газа и газового конденсата к транспорту
6.1. Технологические схемы установок должны обеспечивать:
- прием пластовой смеси, поступающей из скважин;
- прием газа от УППГ;
- подготовку газа к транспорту на весь период разработки месторождения, в том числе: очистку от мехпримесей и капельной жидкости, осушку, отбензинивание (при необходимости), очистку от агрессивных примесей (при необходимости), охлаждение газа перед подачей в магистральный газопровод (при необходимости);
- стабилизацию газового конденсата (при необходимости);
- переработку газового конденсата (или его смеси с попутной нефтью) в моторные топлива (при необходимости);
- пробоотбор на анализаторы периодического и автоматического действия;
- подготовку и утилизацию отходов производства;
- утилизацию энергии;
- безопасное и безаварийное ведение всех процессов;