Эксплуатация оборудования и объектов газовой отрасли

 
 
 
 
ǵ. ǯ. DZȇȒȏȔȏȞȌȔȑȕ, ǧ. ǩ. ǼȕȜȚȒȦ 
 
 
 
 
 
ȄDZǸǶDzǺǧǹǧǽǯȆ ǵǨǵǷǺǫǵǩǧǴǯȆ 
ǯ ǵǨȁǬDZǹǵǩ ǪǧǮǵǩǵǰ ǵǹǷǧǸDzǯ
 
 
 
 
 
ǷȌȑȕȓȌȔȋȕȉȇȔȕ ȚȞȌȔȢȓ ȘȕȉȌșȕȓ ǪǵǺ ǩǶǵ 
«ǫȕȔȌȝȑȏȐ ȔȇȝȏȕȔȇȒȣȔȢȐ șȌȜȔȏȞȌȘȑȏȐ ȚȔȏȉȌȗȘȏșȌș» 
ȉ ȑȇȞȌȘșȉȌ ȚȞȌȈȔȕȊȕ ȖȕȘȕȈȏȦ ȋȒȦ ȘșȚȋȌȔșȕȉ, 
ȕȈȚȞȇȥȠȏȜȘȦ Ȗȕ ȘȖȌȝȏȇȒȣȔȕȘșȏ 
21.05.06 «ǴȌțșȌȊȇȎȕȉȢȌ șȌȜȔȏȑȇ ȏ șȌȜȔȕȒȕȊȏȏ» 
(ȘȖȌȝȏȇȒȏȎȇȝȏȦ «ǹȌȜȔȕȒȕȊȏȦ ȈȚȗȌȔȏȦ ȔȌțșȦȔȢȜ ȏ ȊȇȎȕȉȢȜ ȘȑȉȇȍȏȔ») 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
dzȕȘȑȉȇ    ǩȕȒȕȊȋȇ 
ǯȔțȗȇ-ǯȔȍȌȔȌȗȏȦ 
2024 

УДК 622.324 
ББК 33.131 
К17 
 
 
Рецензенты: 
Республиканский академический научно-исследовательский  
и проектно-конструкторский институт горной геологии, геомеханики, 
геофизики и маркшейдерского дела 
(доктор технических наук, профессор Антипов И. В.); 
ГОУ ВПО «Донецкий национальный технический университет» 
(д-р техн. наук, профессор Борщевский С. В.) 
 
 
 
 
Калиниченко, О. И. 
К17    
 
Эксплуатация оборудования и объектов газовой отрасли : учебное 
пособие / О. И. Калиниченко, А. В. Хохуля. – Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2024. – 224 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-1546-0 
 
Даны краткие сведения о видах продукции газовой промышленности, типах месторождений природного газа и этапах их разработки и эксплуатации. Рассмотрены вопросы, касающиеся оборудования и технологии обустройства и подготовки газовых 
скважин к эксплуатации. Рассмотрены методы и принципиальные схемы очистки газа 
от механических примесей; осушки и очистки природного газа от сероводорода и углекислого газа; сепарации и отбензинивания природного газа; технология производства 
сжиженного газа. Показаны условия установления технологического режима работы 
газовых скважин. Приведены основные сведения и условия эксплуатации промысловых трубопроводов, требования и правила эксплуатации оборудования и объектов газоснабжения. 
Для студентов, обучающихся по специальности 21.05.06 «Нефтегазовые техника 
и технологии» (специализация «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»). 
 
УДК 622.324 
ББК 33.131 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-1546-0 
” Калиниченко О. И., Хохуля А. В., 2024 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
ПРЕДИСЛОВИЕ 
.......................................................................................................... 6 
1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВОЙ  ПРОМЫШЛЕННОСТИ 
....... 7 
1.1. 
 Природные и нефтяные газы 
............................................................................... 7 
1.2. 
 Газообразные чистые углеводороды и инертные газы .................................. 12 
1.3. 
 Жидкие смеси углеводородов  .......................................................................... 14 
2. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА 
...................................................... 20 
2.1. 
 Газовое месторождение ..................................................................................... 20 
2.2. 
 Газонефтяное и нефтегазовое месторождения 
................................................ 20 
2.3. 
 Газоконденсатное месторождение ................................................................... 21 
3. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА 
........................... 23 
3.1. 
 Технологический комплекс для разработки 
месторождений природного газа ............................................................................. 23 
3.2. 
 Этапы разработки природного газа на газовом промысле ............................ 24 
3.3. 
 Строительство эксплуатационных скважин на месторождении 
................... 25 
3.3.1. Выбор конструкции призабойного участка скважины 
................................ 26 
3.3.2. Обоснование количества и глубины спуска обсадных колон .................... 28 
3.3.3. Согласование диаметров обсадных труб и диаметров долот  
под обсадные колонны 
.............................................................................................. 31 
3.4. 
 Цементирование обсадных колонн .................................................................. 40 
3.4.1. Состав, свойства и объемы жидкостей, используемых  
для цементирования обсадных колонн ................................................................... 40 
3.4.2. Рецептура и количества компонентов тампонажного раствора 
................. 42 
3.4.3. Обоснование способа цементирования колонн ........................................... 44 
3.4.4. Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн  
...................... 46 
3.5. Основы проектирования и конструирования эксплуатационной  
колонны газовой скважины 
...................................................................................... 52 
3.5.1. Проектирование эксплуатационной колонны .............................................. 52 
3.5.2. Разработка конструкции эксплуатационной колонны ................................ 63 
3.6. 
 Испытание эксплуатационных колонн на герметичность ............................. 67 
3.7. 
 Обвязка устья газовой скважины в процессе ее проводки ............................ 69 
3.8. Противовыбросовое оборудование в обвязке устья газовой скважины  
в процессе ее проводки ............................................................................................. 72 
4. ОБУСТРОЙСТВО И ПОДГОТОВКА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН  
К ЭКСПЛУАТАЦИИ ................................................................................................ 77 
4.1. 
 Устьевое оборудование газовой скважины ..................................................... 78 
4.1.1. Манифольд в обвязке наземного оборудования скважины ........................ 78 
4.1.2. Фонтанная арматура в системе устьевого оборудования скважины ......... 80 
4.1.3. Схемы оборудования устья скважины фонтанной арматурой ................... 82 
4.1.4. Схемы подвески НКТ на устьевом оборудовании скважины .................... 86 
4.1.5. Запорная и регулирующая арматуры в системе обвязки газовой  
скважины .................................................................................................................... 90 
4.2. Оборудование ствола скважины 
....................................................................... 98 
3 

4.2.1. Насосно-компрессорная колонна .................................................................. 98 
4.2.2. Расчет НКТ на порочность в процессе эксплуатации скважины ............. 100 
4.2.3. Пакеры и якоря .............................................................................................. 106 
4.3. Оборудование ствола при раздельной одновременной эксплуатации  
нескольких пластов одной скважиной .................................................................. 112 
5. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА ГАЗА 
......................................... 116 
5.1. Системы промыслового сбора природного газа ........................................... 116 
5.2. Подготовка природного газа на газосборных пунктах 
................................. 120 
5.3. Групповая установка предварительной подготовки газа 
............................. 122 
5.4. Промысловая переработка газа в установках УКПГ 
.................................... 123 
5.4.1. Оборудование для очистки газа от механических примесей ................... 124 
5.4.2. Оборудование и методы осушки и очистки природного газа  
от сероводорода и углекислого газа ...................................................................... 129 
5.4.3. Технологические схемы осушки газа 
.......................................................... 132 
5.4.4. Технологические схемы очистки газа от сероводорода 
............................ 140 
5.4.5. Технологическая схема очистки от углекислого газа ............................... 143 
5.5. Обвязки скважин при сборе, сепарации и отбензинивании  
природного газа ....................................................................................................... 144 
6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ  
И ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ................................................. 148 
6.1. Условия допустимого отбора газа из скважины ........................................... 148 
6.2. Регулирование режима работы газовой скважины 
....................................... 149 
6.3. Предупреждение осложнений при эксплуатации надземного  
и подземного оборудования скважины 
................................................................. 149 
6.3.1. Меры предупреждения гидратов ................................................................. 149 
6.3.2. Предупреждение коррозии устьевого и скважинного оборудования 
...... 151 
7. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ  ............................................................ 153 
7.1. Классификации промышленных трубопроводов 
.......................................... 153 
7.2. Запорная арматура в составе ПТ 
..................................................................... 157 
7.3. Основные виды работ при строительстве промысловых  
трубопроводов ......................................................................................................... 159 
7.4. Строительство переходов ПТ через естественные и искусственные  
препятствия .............................................................................................................. 164 
7.5. Защита трубопроводов от коррозии на промысловых объектах 
................. 167 
7.5.1. Предотвращение коррозионных повреждений промысловых труб  
на основе применения коррозионностойких сталей и специальных  
покрытий .................................................................................................................. 168 
7.5.2. Предотвращение внутренней коррозии методом внутритрубной  
очистки ..................................................................................................................... 172 
7.5.3. Ингибированная защита от коррозийных повреждений  
промысловых трубопроводов ................................................................................ 175 
7.5.4. Защита промыслового трубопровода от электрохимической  
коррозии ................................................................................................................... 176 
8. ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА 
.......................... 178 
4 

9. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ  
ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ СИТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ 
..................... 185 
9.1. Эксплуатация наружных газопроводов ......................................................... 185 
9.2. Эксплуатация газопроводов из полиэтиленовых труб ................................. 187 
9.3. Эксплуатация технологических газопроводов и инженерных 
коммуникаций 
.......................................................................................................... 188 
9.4. Эксплуатация газорегуляторных пунктов и газорегуляторных  
установок 
.................................................................................................................. 189 
9.5. Эксплуатация средств электрохимической защиты ..................................... 191 
9.6. Эксплуатация компрессоров и насосов 
.......................................................... 192 
9.7. Аварийно-восстановительные работы ........................................................... 194  
9.8. Аварийно-диспетчерское обслуживание систем газоснабжения 
................ 195 
10. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ  
В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ 
.................................................................................... 198 
ЛИТЕРАТУРА ......................................................................................................... 222 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 

ПРЕДИСЛОВИЕ 
 
Газовая отрасль представляет собой топливно-энергетический комплекс, 
включающий разведку, разработку и эксплуатацию месторождений природного 
газа, его комплексную переработку, подземное хранение, транспортирование по 
магистральным трубопроводам, а также поставку различным областям промышленности и коммунально-бытовому хозяйству для использования в качестве источника энергии и химического сырья.  
В энергетическом балансе промышленно развитых стран природный газ 
играет существенную роль. Его мировая добыча превышает 5500 млрд м3/год, 
при прогнозных мировых запасах – более 120 триллионов кубометров.  
Страной с наибольшими запасами природного газа является Россия, обладающая начальными разведанными запасами более 60 000 млрд м3, а добыча газа практически стабилизировалась на значении 630–640 млрд м3/год. В стратегическом плане развития нефтегазовой отрасли предусматривается существенное увеличение добычи природного газа за счет привлечении сырьевого потенциала из бассейнов континентального шельфа, Восточной и Западной Сибири, 
где сосредоточено около 70 % запасов природного газа. 
Решение задач ввода в разработку, как новых газовых месторождений, так 
и разрабатываемых объективно требуют расширения информативности современного инженера, обучающегося по специальности «Технология бурения 
нефтяных и газовых скважин». Выпускник вуза по выделенной специальности 
должен представлять конечную цель своей работы, связанную с решением задач подготовки скважин к эксплуатации (добыче), ориентируясь при этом в основных принципах и закономерностях подготовки продукции газовых скважин 
к дальнейшей передаче потребителям. Это в свою очередь требует от специалистов знаний, касающихся основных элементов промыслового обустройства 
скважин; систем сбора и головных сооружений для кондиционной подготовки 
газа и др. 
При написании учебного пособия использованы и обобщены труды, опубликованные в открытой печати таких известных ученых как  Булатов А.И., Вадецкий Ю.В., Ганджумян Р.А., Ильский А.Л., Иогансен К.В., Калинин А.Г., Левицкий А.З., Литвиненко В.С., Мессер А.Г., Мохов М.А, Никитин Б.А., Проселков Ю.М., Рыбальченко Ю.М, Сахаров В.А., Сваровская Н.А., Сердюк Н.И., 
Соловьев Н.В., Тагиров К.М., Третьяк А.Я., Шаманов С.А. и др., которыми решен ряд важнейших проблем в рассматриваемой области производства, а также 
в области подготовки специалистов для нефтегазовой отрасли. 
 
 
 
 
 
 
 
6 

1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВОЙ 
ПРОМЫШЛЕННОСТИ 
 
К основным видам продукции газовой промышленности относятся:  
x природные и нефтяные газы;  
x газообразные чистые углеводороды и инертные газы, а также газовые 
смеси заданного состава для специальных целей;  
x жидкие смеси углеводородов (пропан, бутан и их смеси); углеводородные конденсаты, газовые бензины и продукты их переработки и т. д.;  
x твердые продукты газопереработки: сажа специальная, технический углерод, техническая сера и др. 
 
1.1. Природные и нефтяные газы 
 
Природный газ представляет собой газообразную смесь, состоящую в основном из легкого углеводорода – метана, не конденсирующегося при изменении пластового давления и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов. Выделенные виды газов подаются в магистральные газопроводы к конечному потребителю, а также на переработку. 
По своему составу газ в основном представляет собой сложное соединение 
двух основных элементов – углерода и водорода. 
Самым простейшим углеводородом является газ метан. Молекула метана 
состоит из одного атома углерода и четырех атомов водорода – СН4. 
Следующим углеводородом по числу атомов углерода в молекуле является 
этан: С2Н6. 
Пропан С3Н8 имеет три атома углерода и восемь атомов водорода в молекуле. 
Углеводороды от метана до бутана С4Н10 включительно при атмосферном 
давлении находятся в газообразном состоянии.  
Нефтяной (попутный) газ обычно относится к газу, добываемому из скважины вместе (попутно) с сырой нефтью. В нефтяных газах содержание метана 
составляет от 40 до 95 %. Чем больше в составе газа метана и этана, тем легче 
газ и тем меньше его теплотворная способность. 
Остаточный газ – это любой газ, поступающий с установки по переработке газа и пригодный для продажи в качестве коммерческого продукта. Это 
название подразумевает, что содержание всех действительно сжижающихся составляющих снижено до удовлетворительных пропорций.  
Нефтяные и природные газы делят на сухие, в которых содержание тяжелых углеводородов (от пропана и далее по ряду) незначительно и жирные, в 
которых содержание тяжелых углеводород позволяет с экономической выгодой 
получать из них сжиженные газы или газовый бензин. Сухими считают газы, 
содержащие менее 60 г газового бензина в 1 м3 газа. Газы с большим содержа7 

нием газового бензина относят к жирным. Как правило, жирные газы сопутствуют легким видам нефти. 
Малосернистый газ – газ, содержание в котором сероводорода и других 
соединений серы и СО2 достаточно низко, чтобы газ можно было продавать, не 
прилагая дополнительных усилий по удалению этих соединений. Название высокосернистый газ относится к противоположной ситуации. 
Кроме углерода и водорода в газе содержится кислород, азот, сера и в незначительных количествах, в виде следов, другие химические элементы.  
Количественной мерой оценки природного газа является процентное содержание в его составе различных химических компонентов. Основным компонентом природного газа является метан, остальные компоненты в основном содержатся в следовых количествах (табл. 1.1). 
 
Т а б л и ц а  1.1 
Типичные компоненты природного газа 
Углеводородные 
Количество, % 
Неуглеводородные  
соединения 
Количество, 
% 
Метан (СН4) 
70–98 
Этан (С2Н6) 
1–10 
Азот (N2) 
Следы – 15 
Пропан (С3Н8) 
Следы – 5 
Двуокись 
углерода (СО2) 
Следы – 1 
Бутан (С4Н10) 
Следы – 2 
Пентан (С5Н12) 
Следы – 1 
Сероводород H2S 
Иногда следы 
Гексан С6Н14 
Следы – 0,5 
Гелий (Не) 
Следы – 5 
Гептан и тяжелые 
компоненты 
отсутствие – 
следы 
Аргон (Ar) 
Следы – 2 
 
Физические свойства газа и их качественная характеристика зависят 
от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп и в 
конечном итоге определяют технические и технологические аспекты его добычи, хранения и переработки. 
Плотность газов. Этот параметр существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении Р = 0,1 МПа и температуре 0qС плотность углеводородных газов изменяется от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). При стандартных условиях (Р = 0,1013 МПа и  
Т = 293 К) плотность природного газа составляет примерно 0,7 кг/м3. 
Плотности некоторых природных газов приведены в табл. 1.2. 
Относительной плотностью газа называют отношение массы определенного газа к массе того же объема воздуха при атмосферном давлении (0,1 МПа) 
и температуре (обычно 0 qС).  
возд
см
отн
см
U
U
U
/
 
 
При известной средней молекулярной массе газовой смеси (P ), (табл. 1.2), 
плотность смеси газовых компонентов может рассчитываться как отношение 
молекулярной массы смеси газа к его мольному объёму.  
 
8 

Для нормальных условий плотность газовой смеси или газа 
414
,
22
/
P
U
 
см
. 
Для стационарных условий плотность газовой смеси или газа 
055
,
24
/
P
U
 
см
. 
 
Т а б л и ц а  1.2 
Значения молекулярной массы P , относительной плотности, критического  
давления и критической температуры газов 
Плотность некоторых газов 
Газ 
Плотность, 
кг/м³ 
Газ 
Плотность, 
кг/м³ 
Водород 
0,0898 
Этан 
1,356 
Гелий 
0,1785 
Сероводород 
1,539 
Метан 
0,7168 
Углекислый газ 
1,976 
Азот 
1,2507 
Пропан 
2,019 
Воздух 
1,293 
Бутан 
2,668 
Значения молекулярной массы P , относительной плотности, критического 
давления и критической температуры газов 
Критическая 
температура 
Критическое  
давление, 
МПа 
Газ 
P  
Относит. 
плотность  
по воздуху 
Метан 
16,042 
0,554 
4,641 
190,55 
Этан 
30,068 
1,049 
4,913 
305,50 
Пропан 
44,094 
1,562 
4,264 
369,80 
Изобутан 
58,120 
2,066 
3,570 
407,90 
Бутан 
58,120 
2,091 
3,796 
425,17 
Пентан 
73,146 
2,480 
3,374 
469,78 
Азот 
24,016 
0,970 
3,396 
126,25 
Кислород 
32,000 
1,104 
4,876 
154,18 
Сероводород 
34,900 
1,190 
8,721 
373,56 
Углекислый газ 
44,011 
1,535 
7,382 
304,19 
Водород 
2,020 
0,069 
1,256 
33,10 
Гелий 
4,000 
1,136 
0,222 
5,00 
Воздух 
28,966 
1,000 
3,780 
132,46 
 
Критическая температура – наибольшая температура, при которой газ не 
переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Если при по9 

стоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет 
в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.  
Критическое давление – давление, соответствующее критической температуре – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит 
в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 °С. 
Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С обычно не превышает 0,01 МПа Â с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение 
температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость. 
Коэффициент сжимаемости газа – степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных (отношение объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях). Определяется экспериментально и находится в пределах 0,4–0,95. 
Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 °С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная – в кДж/м3. 
Теплота сгорания газа (Q ) какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема 
данного вещества. Выражается в кДж/кг и кДж/м3. 
Число Воббе (W ) – показатель, который нормируется техническими условиями на природный газ по ГОСТ 5542-87, как определяющий взаимозаменяемость газа при сжигании в бытовых горелочных устройствах. В соответствии с 
ГОСТ 22667-82, число Воббе определяется по измеренным или расчетным значения относительной плотности газа (
отн
г
U
) и теплоты его сгорания (Q )  
.
/
отн
г
Q
W
U
 
 
Растворимость газа в нефти оценивается коэффициентом растворимости газа, который показывает, сколько газа растворяется в единице объема 
жидкости при увеличении давления на 1 МПа. Коэффициент растворимости 
различных газов в нефти в зависимости от условий изменяется от 0,4 ā 10-5 до 
1,0 ā 10-5 на 1 МПа. При низких давлениях он заметно больше, чем при высоких. 
Одновременно его величина зависит от соотношения объемов газа и нефти, 
находящихся в контакте. С ростом температуры растворимость газа уменьшается, с увеличением молекулярной массы растворимость газов возрастает. 
Давлением насыщения пластовой нефти – давление, при котором из нефти 
начинают выделяться первые пузырьки растворенного в ней газа. Выделенный 
параметр тесно связан с растворимостью газов в нефти. При наличии в пласте 
свободного газа в виде газовой шапки давление насыщения равно пластовому 
10