Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий

Документ устанавливает основные статьи расхода и методы определения нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды газодобывающих и нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации независимо от форм их собственности и ведомственной подчиненности.

РД 153-39.0-111-2001

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМАТИВНОЙ ПОТРЕБНОСТИ И НОРМ РАСХОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА НА СОБСТВЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Дата введения 2002-01-01

РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

ИСПОЛНИТЕЛИ И.В. Барцев, Н.В. Даки, Ю.Г. Мутовин, О.А. Потапова, В.И. Радченко, С.А. Сидорова, А.М. Сиротин, В.В. Тюрина, Т.С. Цацулина, В.И. Шулятиков, В.С. Юшина (руководитель темы)

ВНЕСЕН Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром»

ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Минэнерго России от 26 декабря 2001 г. № 372

ВЗАМЕН РД 51-00158623-12-97

1 Область применения

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) устанавливает основные статьи расхода и методы определения нормативного расхода природного газа, используемого на собственные технологические нужды газодобывающих и нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации независимо от форм их собственности и ведомственной подчиненности.

Выбросы газа, связанные с авариями, утечками за счет разрыва трубопроводов, вынужденными остановками технологического оборудования, не нормируются и в настоящем РД не рассматриваются.

2 Нормативные ссылки

В настоящем РД использованы ссылки на следующие законодательные акты и нормативные документы:

- Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая), утвержденный Федеральным законом от 05.08.2000 № 117-ФЗ (в редакции Федеральных законов от 29.12.2000 № 166-ФЗ, от 07.08.2001 № 118-ФЗ и от 08.08.2001 № 126-ФЗ).

- Постановление Правительства РФ от 22.01.2001 № 45 «О порядке утверждения нормативов использования газодобывающими и газотранспортными организациями природного газа на собственные технологические нужды».

- ГОСТ 30167-95 Ресурсосбережение. Порядок установления показателей ресурсосбережения в документации на продукцию.

- ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов.

- ГОСТ Р 51380-99 Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции по нормативным значениям.

- ГОСТ Р 51750-2001 * Энергосбережение. Методика определения энергоемкости при производстве продукции и оказания услуг в технологических энергетических системах. Общие положения.

- ПБ 09-12-92 Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем ПУ и БЭФ-91. Госгортехнадзор России.

- РД 08-200-98 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности * . Госгортехнадзор России.

- РД 39-108-91 Методические указания по определению величины технологических потерь нефтяного газа при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспортировании. ВНИИСПТнефть.

- РД 39-142-96 Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования. ОАО «НИПИгазпереработка».

- РД 51-120-87 Методические указания по расчету норм потерь природного газа и конденсата при их переработке на газоперерабатывающих заводах Мингазпрома. ВНИПИГАЗ.

- РД 51-31323949-05-2000 Методика определения технологических потерь газового конденсата в процессе промысловой обработки газа. ВНИИГАЗ.

- РД 015900-102-87 Инструкция о порядке учета и отчетности по статьям расхода газа на собственные нужды в газодобывающих предприятиях Главтюменгазпрома. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ.

3 Определения, обозначения и сокращения

3.1 В настоящем РД применяют следующие термины и определения:

Газ - природный газ, добываемый и обрабатываемый газодобывающими предприятиями.

ГДП - газодобывающее предприятие - комплекс основных и вспомогательных газопромысловых объектов на газовом или газоконденсатном месторождении или на группе месторождений, обеспечивающих добычу природного газа (далее - газа) и подготовку его к транспорту.

Объект - газопромысловый объект - комплекс установок и оборудования основного, вспомогательного и общего технологического назначения, находящихся на балансе ГДП или эксплуатируемых ГДП на правах аренды и обеспечивающих добычу сырья (природного газа) и подготовку его к транспорту.

К объектам ГДП относятся скважины, внутрипромысловые трубопроводы, установки подготовки газа и газового конденсата, компримирования и охлаждения газа (при необходимости), регенерации реагентов, насосные, узлы замера газа и пр.

Расход газа на собственные технологические нужды - неизбежный расход газа на технологические топливные и нетопливные нужды и технологические потери ГДП (Приложение А), связанный с проведением обязательных технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации и обусловленный степенью совершенства применяемых технологических процессов и качеством эксплуатации газопромысловых объектов.

Газ на технологические топливные нужды - газ, потребляемый в качестве топлива для обеспечения работоспособности объектов ГДП.

Газ на технологические нетопливные нужды - газ, расходуемый для проведения обязательных технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации объектов ГДП.

Технологические потери газа - неизбежные потери газа, связанные с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения, включая объекты добычи, подготовки и внутрипромысловой транспортировки газа, а также с уровнем техники и технических средств, применяемых на ГДП.

Нормативный расход газа на собственные технологические нужды - расход газа в пределах нормативов, обусловленных технологиями добычи, подготовки и внутрипромысловой транспортировки газа в соответствии с утвержденным проектом обустройства месторождения.

Нормативный расход газа устанавливает предельное значение потребления газа за расчетный период при проектных (регламентных) параметрах эксплуатации газопромысловых объектов и обосновывается соответствующими расчетами и (или) экспериментами.

Величину нормативного расхода газа на собственные технологические нужды ГДП за расчетный период времени (1 год или менее) определяют в м 3 .

Нормативный плановый (прогнозный) расход газа на технологические нужды рассчитывают на основании проектных и (или) регламентных данных для каждого объекта с учетом намечаемого объема и параметров добываемого газа за расчетный период времени, технического состояния технологических установок и т.д. при соблюдении правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и установок.

Норматив расхода газа на собственные технологические нужды ГДП - научно и технически обоснованная величина нормы расхода газа на собственные технологические нужды, устанавливаемая в нормативной и технической документации, характеризующая предельно допустимое значение потребления газа на единицу валовой продукции ГДП (ГОСТ 51750). Величину норматива расхода газа на собственные технологические нужды выражают в м 3 /тыс. м 3 .

Норма расхода газа на собственные технические нужды ГДП - удельный показатель нормативного расхода (потребления) газа для производства единицы продукции при проектных (регламентных) условиях эксплуатации объекта в планируемый период (м 3 /тыс. м 3 ).

Нормативная потребность ГДП в газе - нормативный расход газа для ГДП, необходимый для производства планового объема валовой продукции ГДП при эксплуатации объектов в проектном (регламентном) режиме (м 3 ).

При определении расхода газа на собственные технологические нужды по настоящему РД объем газообразных сред принимают при стандартных условиях: К; Па.

3.2 В РД применены следующие сокращения:

ГПА - газоперекачивающий агрегат,

ГТУ - газотурбинная установка,

ДКС - дожимная компрессорная станция,

КИП - контрольно-измерительные приборы,

КЦ - компрессорный цех,

ПБ - правила безопасности,

РД - руководящий документ,

СОГ - станция охлаждения газа,

СПЧ - сменная проточная часть компрессора,

ТПА - топливопотребляющие агрегаты,

ХС - холодильная станция,

ЭСН - электростанции собственных нужд,

4 Газ на продувку скважин

На ГДП периодически осуществляют продувку скважин, находящихся на балансе ГДП или эксплуатируемых ГДП на правах аренды. Продувка скважин связана с проведением гидрогазодинамических исследований, проверкой забойных клапанов-отсекателей и других технологических и геологических операций (см. п. 2.1 Приложения А), необходимых для поддержания эксплуатационного режима скважин.

4.1 Гидрогазодинамические исследования скважин с выпуском газа в атмосферу производят при отсутствии технической возможности исследований с подачей газа в газосборные сети (отсутствие газосборного коллектора, высокое давление в системе).

Предельно допустимое количество газа, выпускаемое в атмосферу, рассчитывают на основе геолого-технической информации о скважине и продуктивном пласте и указывают в технологическом регламенте на проведение работ на скважине [1]. Величины необходимых предельно допустимых отборов газа из скважин и длительность работы на них рассчитывают на основании требований, обусловленных задачами, решаемыми в ходе проведения работ:

- удаление жидкости и механических примесей из скважины для поддержания ее работы или исключения засорения трубопровода от скважины до установки сбора и подготовки газа к транспорту (ввод в действие после ожидания подключения, после капитального и подземного ремонта, прогрева ствола простаивающих скважин, для ликвидации гидратных пробок);

- определение характеристик продуктивного пласта при давлениях меньших, чем давление в газосборном коллекторе, при проведении гидрогазодинамических и геофизических исследований;

- тарировка и проверка готовности к срабатыванию в случае аварийной ситуации клапанов-отсекателей и другого оборудования для обеспечения надежности эксплуатации скважин.

4.2 Расход газа на продувку скважины , м 3 , определяют по формуле

где - дебит продуваемой скважины по газу при заданном режиме, м 3 /сут;

- продолжительность продувки скважины при заданном режиме, сут.

Количество режимов при исследовании скважин, продолжительность работы на режимах определяют в соответствии с действующей инструкцией по исследованию скважин. Периодичность проведения исследований регламентируется проектным документом и рекомендациями по результатам авторского сопровождения разработки месторождения.

4.3 Дебит скважины по газу должен обеспечивать стабильность работы скважины и предотвращать ее самопроизвольное глушение из-за накопления жидкости. Величина дебита газа скважины должна быть больше величины базового дебита, при которой потери давления в стволе скважины минимальны, а жидкость выносится с забоя по мере ее поступления из продуктивного пласта. Величину базового дебита , м , рассчитывают по [2]

где - комплексный критерий, характеризующий величину потерь давления в вертикальных трубах и учитывающий соотношения плотностей газа и жидкости и числа Фруда, определяемый по формуле

где - давление газа, рассчитываемое по формуле

где - пластовое давление газа, МПа;

- депрессия на пласт, МПа;

- атмосферное давление, МПа;

- относительная плотность жидкости по воде (для оценочных расчетов );

- внутренний диаметр фонтанной колонны, м;

- коэффициент, учитывающий дебит жидкости (для оценочных расчетов );

- коэффициент, учитывающий корректировку критерия для условий конкретного месторождения (при суточном дебите жидкости менее 5000 кг принимают равным 1, более 5000 кг - равным 1,2);

- относительная плотность газа по воздуху ;

- комплексный коэффициент, определяемый по формуле

где - коэффициент сжимаемости газа (принимают равным 0,95);

- температура газа, К (принимают равной 303 К);

- давление, рассчитываемое по формуле (4.4).

При значении потери давления минимальны (установлено опытным путем). Для ориентировочных расчетов принимают это значение .

4.4 Продолжительность работы скважины на каждом из устанавливаемых режимов рассчитывают исходя из необходимости подъема от забоя до устья скважины жидкости или механических примесей; она зависит от глубины скважины и скорости газа, необходимой для поддержания выносимой жидкости или песка в подвешенном барботируемом состоянии.

4.4.1 Для удаления жидкости длительность продувки , сут, рассчитывают исходя из условий фактического среднего давления по стволу скважины, площади проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, и величины базового дебита по формуле

где - глубина скважины, м;

- площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м ;

- абсолютное атмосферное давление, МПа;

- среднее по стволу скважины давление, МПа, определяемое по формуле

где - забойное давление, МПа;

- устьевое давление, МПа.

4.4.2 При удалении с забоя скважины механических примесей (например, песка, содержащегося в жидкости) величину необходимого дебита газа устанавливают исходя из увеличенной в 3 раза величины базового дебита, рассчитанного по формуле (4.2), а продолжительность продувки, рассчитанной по формуле (4.6), увеличивают в 2 раза.

5 Газ на продувку и опорожнение внутрипромысловых трубопроводов и технологических аппаратов

5.1 Расход газа на технологические нужды систем сбора и промыслового транспорта углеводородов связан:

- с продувкой шлейфов, газо-, конденсато- и нефтепроводов коллекторов (далее - трубопроводов) в период их ввода в эксплуатацию после проведения гидроиспытаний;

- с продувкой трубопроводов для удаления скопившейся жидкости и мехпримесей в процессе эксплуатации;

- с продувкой шлейфов и газопроводов-коллекторов при ликвидации гидратообразования;

- с опорожнением трубопроводов перед проведением ремонтных работ.

5.2 При опорожнении трубопроводов перед проведением ремонтных работ расход газа на опорожняемом участке , м 3 , ориентировочно определяют по [4]:

где - геометрический объем опорожняемого участка, м 3 ;

и - соответствующие коэффициенты сжимаемости газа;

и - среднее абсолютное давление газа перед началом работы и после опорожнения участка, кг/см 3 .

Среднее давление определяют по формуле

где , - абсолютное давление газа в начале и конце трубопровода, кг/см 2 .

5.3 После окончания ремонта трубопровода и проведения гидроиспытаний на герметичность, в зависимости от рельефа трассы участка, проводят продувку этого участка для удаления оставшейся жидкости.

Общий расход газа на продувку трубопровода , м 3 , определяют по формуле

где - расход газа при режиме докритического истечения, м 3 ;

- расход газа при режиме критического истечения, м 3 .

Критическое истечение - скорость потока газа в сечении диафрагмы, равная скорости звука в данной среде. В общем виде это происходит при условии, когда давление перед диафрагмой в два и более раз выше давления в сечении диафрагмы [1, с. 168 - 169].

5.3.1 Расход газа при режиме докритического истечения , м 3 , ориентировочно определяют по [4]:

где - площадь сечения трубы, через которую производят продувку, м 2 ;

- давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см 2 ;

- время продувки при докритическом истечении, с.

5.3.2 Расход газа при продувке в режиме критического истечения , м 3 , определяют ориентировочно по формуле

где - время продувки при критическом истечении, с; остальные обозначения такие же, как для формулы (5.4).

5.3.3 При наличии ДКС, расположенной перед продуваемым участком трубопровода, определение расхода газа на продувку трубопровода , м 3 , производят по [4]:

где - объем продуваемого участка трубопровода, м 3 ;

, - давление газа в начале и конце продуваемого участка, кг/см 2 ;

, - коэффициент сжимаемости в начале и в конце продуваемого участка;

- производительность ДКС, работающей для целей продувки, м 3 /мин;

- время работы ДКС для продувки трубопровода, мин.

5.3.4 В случае продувки шлейфа с использованием газа, подаваемого от устья скважины, расход газа рассчитывают по формуле (5.6), используя следующие исходные данные:

- дебит скважины при продувке, м 3 /мин;

- время продувки, мин.

5.4 Расход газа на вытеснение воздуха из продутого участка трубопровода , м 3 , ориентировочно определяют по формуле [4]:

где - геометрический объем участка трубопровода, м 3 ;

- среднее давление газа на участке трубопровода после вытеснения воздуха, кг/см 2 ;

- конечное давление, равное 1 кг/см 2 .

5.5 При эксплуатации промысловых трубопроводов при снижении отборов газа и одновременном выносе из скважин жидкости возможно накопление жидкой фазы и механических примесей в рельефных участках трассы. Для повышения эффективности работы таких трубопроводов применяют периодические продувки. В этих случаях расход газа при одной продувке определяют по формулам (5.4) и (5.5) или по (5.7) с учетом уточнений, изложенных в 5.3.4.

5.6 При ликвидации гидратных пробок с использованием технологии снижения давления количество газа, частично стравливаемого из загидраченного участка газопровода , м 3 , определяют по [4]:

где - количество стравливаний газа за расчетный период;

- геометрический объем участка газопровода, м 3 ;

- давление газа на участке газопровода перед стравливанием, кг/см 2 ;

- давление газа на участке газопровода после стравливания, кг/см 2 ;

- температура газа на участке газопровода перед стравливанием, К;

- температура газа на участке газопровода после стравливания, К;

- коэффициент сжимаемости газа на участке газопровода перед стравливанием;

- коэффициент сжимаемости газа на участке газопровода после стравливания.

Наиболее эффективно разложение гидратных пробок происходит при атмосферном давлении; при этом формула (5.8) примет вид

5.7 При проведении планово-предупредительных и текущих ремонтов в процессах остановки и пуска технологических установок происходит сброс газа в факельную систему или в атмосферу. Суммарный расход газа при остановке и пуске аппарата, участка газопровода или технологической установки в целом , м 3 , состоит из трех составляющих [4]:

где - сброс газа на факел для предварительного опорожнения аппарата или технологической установки при подготовке их к продувке, м 3 ;

- расход газа, выдуваемого на факел или свечу при продувке аппарата или технологической установки, м 3 ;

- расход газа на вытеснение инертного газа из продутого аппарата или технологической установки, м 3 .

5.8 При опорожнении от газа высокого давления технологических аппаратов (в том числе компрессоров) или установок в целом, включая промысловые коммуникации, и стравливании этого газа на факел расход газа , м 3 , рассчитывают по [4]:

где - геометрический объем аппарата, участка газопровода или технологической линии, опорожняемых для ремонта или внутреннего осмотра, м 3 ;

и - соответственно абсолютное давление газа перед началом и после опорожнения, кг/см 2 ;

и - соответствующие коэффициенты сжимаемости газа.

5.9 Продувку технологического оборудования осуществляют при проведении планово-предупредительных и текущих ремонтов с целью очистки внутренней полости и улучшения работы оборудования.

Расход газа для продувки оборудования , м 3 , определяют по РД 015900-102 и РД 39-108 по формуле

где - геометрический объем продуваемого участка, м 3 ;

- средняя температура при продувке, К;

, - давление в начале и конце продувки, кг/см 2 ;

, - коэффициенты сжимаемости в начале и конце продувки;

- кратность продувки, обеспечивающая требования безопасной эксплуатации аппаратуры и оборудования. Если продувку производят в атмосферу, то .

5.10 Технологическое оборудование, ранее заполненное углеводородными взрывоопасными средами, в соответствии с РД 08-200 должны продувать инертным газом. Расход вытесняемого при этом природного газа, сбрасываемого на свечу, , м 3 , определяют по формуле

где - геометрический объем аппарата, участка газопровода или технологической линии, м 3 ;

- рабочее давление газа до его вытеснения, кгс/см 2 ;

- температура газа при стандартных условиях (293,15 К);

- давление газа при стандартных условиях, кг/см 2 ;

- рабочая температура газа до его вытеснения, К;

- коэффициент сжимаемости газа при рабочих параметрах.

5.11 Затраты газа на продувку аппаратов с жидкостью (вода, газовый конденсат) с целью ее вытеснения , м 3 , определяют по [4]:

где - площадь сечения трубки, по которой сливается жидкость, м 2 ;

- среднее давление газа в аппарате, кг/см 2 ;

- время однократной продувки, с;

- объем жидкости, слитой из аппарата, м 3 ;

- количество газа, растворенного в жидкости, м 3 /м 3 (для конденсата в соответствии с разделом 8; для воды в соответствии с разделом 9).

5.12 Расход газа на технологические нужды компрессорного цеха ДКС , м 3 , определяют по [5]

где - расход газа на запуск ГПА (работа пусковой расширительной турбины-турбодетандера и продувка контура нагнетателя), м 3 ;

- расход газа на остановку ГПА (стравливание газа из контура нагнетателя), м 3 ;

- расход газа на обслуживание установки очистки газа (продувка аппаратов), м 3 .

5.12.1 Расход газа при пуске ГПА включает в себя потребность газа для работы пускового турбодетандера по данным технических условий (или технических заданий), усредненное количество газа для продувки контура нагнетателя и усредненные затраты импульсного газа для работы кранов [5].

Для разрабатываемых и эксплуатируемых типов ГПА данные о количестве природного газа, необходимого для одного запуска ГПА , м 3 , представлены в таблицах 5.1 и 5.2 [6].