ГОСТ Р 55415—2013
7.6.5 Система сбора газа должна обеспечивать и предусматривать:
- возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для
обеспечения равномерной отработки залежи по площади и разрезу;
- минимизацию потерь давления при движении газа;
- технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к газосборному пункту;
- возможность проведения газодинамических и газоконденсатных исследований скважин (групп
скважин);
- возможность технического и технологического регулирования работы скважин со сборного пун
кта (автоматическое дистанционное управление запорно-регулирующей аппаратурой) и оперативность
их остановки при сокращении или прекращении добычи.
- устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольце
вых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь
углеводородов при авариях;
- минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактиче
ских работах:
- возможность ее реконструкции при изменении условий добычи (снижении пластового давления);
- возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объ
ектов или объектов разработки, и использование энергии высоконапорных скважин для транспорта
низконапорного газа.
7.6.6 Совместный сбор продукции, добываемой из различных эксплуатационных объектов (в пре делах
одного и того же объекта разработки) или различных объектов разработки, не допускается, если: -
смешение потоков добываемого сырья приводит к изменению промышленной значимости полу чаемой
смеси по отдельным компонентам (гелию, углеводородному конденсату, другим сопутствующим
ценным компонентам);
- продукция подключаемого объекта по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов (се
роводорода. углекислоты, органических кислот) не соответствует характеристикам существующей си
стемы сбора;
- рабочее давление в системе сбора существенно снижает добывные возможности скважин объ
екта с меньшим пластовым давлением.
7.6.7 Расчетное допускаемое давление в шлейфе должно превышать начальное статическое
устьевое давление скважины. Если рабочее давление в шлейфе менее статического устьевого давле
ния скважины, то на ее устье должны быть предусмотрены системы редуцирования газа и автоматиче
ского перекрытия потока продукции, гарантирующие защиту шлейфа от превышения давления сверх
допускаемого.
7.6.8 Число и расположение пунктов сбора газа для каждого вновь вводимого в эксплуатацию
месторождения (объекта разработки) определяют технико-экономическими расчетами с учетом обеспе
чения безопасности при аварийных ситуациях. Для близко расположенных месторождений допускают
использование системы сбора с общим сборным пунктом. Сборные пункты, как правило, совмещают с
установками подготовки добываемого сырья.
7.6.9 Для крупных длительно разрабатываемых месторождений при неравномерном снижении
пластовогодавлония должны быть рассмотрены варианты реконструкции системы сбора с раздельным
сбором продукции скважин с высоким давлением и низконапорного газа.
7.6.10 Природный газ. добываемый на газовых и газоконденсатных месторождениях и подготов
ленный на промысле, при его подаче в магистральный газопровод должен отвечать стандартам или
условиям договоров на поставку газа, а при подаче промышленным предприятиям и населениюдолжен
иметь ощутимый запах (т. е. быть одоризованным) по ГОСТ 5542.
7.6.11 Выбор процесса подготовки газа (низкотемпературная сепарация, абсорбционная или ад
сорбционная очистка газа от воды, выделяющегося конденсата, нефти, сероводорода, механических
примесей) и типа технологических установок проводят на основе технико-экономических расчетов, ис
ходя из;
- компонентного и фракционного составадобываемого газа (смеси газа, конденсата, нефти, воды,
механических примесей и технологических жидкостей);
- содержания в газе сероводорода, сераорганических соединений, углекислоты, органических кис
лот и других агрессивных компонентов;
- количества и состава присутствующей в потоке конденсационной и пластовой воды;
10