Защита газопровода от коррозии

Необходимые документы

Список обязательных документов и дополнительных (при необходимости):

• Паспортные данные заявителя
• Принципиальная схема места производства работ
• Ордер на производство земляных работ

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Установки подготовки газа (УПГ) должны проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологического назначения.

Примечание. К оборудованию общего технологического назначения относится оборудование, входящее в состав технологической установки (технологической линии) и обеспечивающее функциональную работоспособность всей технологической установки (технологической линии). Например: блоки дренажной емкости, топливного газа, подогрева и подачи теплоносителя в обогреваемые места технологического оборудования, отключающей арматуры на входе и выходе с площадок УППГ, УКПГ и ГС, факельное хозяйство и т.д.

При выборе мощности УПГ на ГДП, СПХГ и МГДП следует руководствоваться рядами мощностей, приведенными в приложениях.

В случае применения метанола в системе сбора следует предусматривать мероприятия, позволяющие выделять из газа метанольную воду и направлять ее на утилизацию. Способ утилизации определяется технико-экономическим обоснованием.

Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях должны быть спроектированы с учетом влияния снижения пластового давления на их работу. В первую очередь имеются в виду изменения состава и количества сырья, снижение в составе конденсата тяжелых фракций, когда конденсат используется для производства какого-либо продукта: абсорбента, моторных топлив и т.д. При отсутствии таких данных в проект установок через определенный период вносятся соответствующие изменения.

При размещении на одной площадке нескольких установок (технологических линий) одного назначения, состоящих из одинаковых блоков, необходимо обеспечить взаимозаменяемость этих блоков и возможность переработки промежуточных потоков одной установки (технологической линии) на другой. Кроме того, технологические схемы установок, состоящих из нескольких технологических линий, должны обеспечивать автономную эксплуатацию каждой линии и возможность отключения оборудования без полной остановки установки.

Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости осуществляется в сепараторах на УКПГ, УППГ, ГРП, в пылеуловителях на ДКС ГДП и КС СПХГ.

Для осушки и отбензинивания газа принимаются следующие типовые способы:

• На газовых (бесконденсатных) месторождениях для подготовки газа рекомендуются способы абсорбционной или адсорбционной осушки. Причем последний используется, если по условиям транспортирования требуется минимальная точка росы обрабатываемого газа (ниже минус 25 °C). Другие способы могут быть применены при соответствующем ТЭО.

Степень насыщения осушителя влаги и его удельный расход устанавливаются с учетом режима процесса (P, t), числа контактных устройств в абсорбере, качества осушителя.

Осушка и отбензинивание газа на газоконденсатных месторождениях

Количество подаваемого в абсорбер осушителя (гликоля) определяется расчетом для каждого конкретного случая, исходя из начального влагосодержания поступаемого сырья, требований к конечному продукту и конструкции абсорбера.

Потери осушителя при абсорбционной осушке газа не должны превышать:

• 0,02 кг (20 г) на 1000 м3 газа для ДЭГа
• 0,01 кг (10 г) на 1000 м3 для ТЭГа.

Установка абсорбционной осушки включает следующее оборудование:

• насосы и фильтры раствора.

Установка адсорбционной осушки включает следующее оборудование:

• сепаратор сырого газа;
• компрессоры для дожатия газа регенерации.

Отбензинивание газа на газоконденсатных месторождениях

На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа могут применяться различные способы, и выбор конкретного определяется результатами технико-экономического обоснования.

Оборудование установки НТС

Установка НТС включает минимальный набор оборудования:

• сепаратор 1 ступени;
• узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования;
• дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильную машину;
• низкотемпературный сепаратор (сепаратор тонкой очистки);
• разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования.

Особенности установок НТА

Установки НТА охлаждение газа производят за счет дроссель-эффекта, и в случае его отсутствия необходимо включить источник искусственного холода.

Дополнительные сведения

• Для обеспечения кондиции газа, установка масляной абсорбции должна комбинироваться с установкой осушки газа.
• Установка масляной абсорбции включает абсорбционную колонну или абсорбер-сепаратор, а также установку регенерации абсорбента.

Итоги

Рекомендуется использовать единый технологический процесс осушки и отбензинивания газа методом НТС с впрыском метанола для разработки малых месторождений с целью поддержания высоких устьевых давлений. Данная методика подходит как для газоконденсатных, так и для чисто газовых месторождений с высоким давлением, с использованием холода от дроссель-эффекта или искусственного холода.

Проект установки НТС должен предусматривать возможность будущего подключения к турбодетандеру или источнику холода.

Выбор технологической схемы подготовки газа

На СПХГ выбор технологической схемы подготовки газа осуществляется в зависимости от типа и структуры ПХГ и на основании технико-экономических расчетов.

Осушка газа в зависимости от типа месторождения

На ПХГ, создаваемых в истощенных газовых бесконденсатных месторождениях, рекомендуется абсорбционная осушка газа раствором гликоля. На ПХГ, создаваемых в газоконденсатных или нефтяных месторождениях, подготовку газа, содержащего конденсирующиеся углеводороды С5+В, рекомендуется осуществлять способом НТС, обеспечивающим одновременную осушку и отбензинивание газа.

Очистка газа

При наличии сероводорода, оставшегося в залежи, предлагается абсорбционный (аминовый) способ сероочистки с последующей утилизацией кислых газов.

Газ для магистрального газопровода

Для месторождений, расположенных в северных районах, газ, поступающий в магистральный газопровод, должен иметь температуру, близкую к температуре грунта, в целях обеспечения стационарного состояния системы газопровод-многолетнемерзлые грунты.

Установки получения серы

Выбор способа производства серы решается в каждом конкретном случае индивидуально на основании результатов технико-экономических расчетов, учитывающих содержание серы в исходном сырье и прочие факторы.

Получение серы из газа

• До 1 т/сут: утилизация серы не обязательна.
• От 3 до 5 т/сут: сера получается окислительным методом.
• От 5 до 10 т/сут и выше: рекомендуется схема установки по одной из модификаций процесса Клауса.

В установке метода Клауса должны быть:

• Сборник жидкой серы.

Для хранения и отгрузки продукта необходима специальная площадка с оборудованием.

Узлы учета продукции ГДП и СПХГ

Узлы замера продукции скважин

Для контроля за режимом работы эксплуатационных скважин и замера их дебита в обвязке устьев скважин следует применять:

• Расходомеры (измерители докритического течения).
• ДИКТ (диафрагменные измерители критического течения).

Тип замерного устройства выбирается в зависимости от конкретных условий исследуемой скважины – дебита скважины, максимального рабочего давления, наличия мехпримесей, влаги и т.д.

Газогидродинамические исследования скважин

Для газогидродинамических исследований скважин и определения количественного содержания в газе твердых и жидких фаз рекомендуются блочные замерные установки, которые монтируются на продувочной линии.

Для измерения количества продукции по каждой отдельной скважине на площадках кустов скважин могут предусматриваться также передвижные замерные сепараторы.

Замер продукции скважин

Для замера продукции скважин на промысле ГДП (УКПГ, УППГ), МГДП с количеством скважин более 4-х (УКПГ) или на ПХГ (ГРП) следует предусматривать блоки замерных сепараторов, позволяющих замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластовая вода.

При проектировании замерных сепараторов должны учитываться следующие требования:

• блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов замерных сепараторов;
• обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;
• обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения газожидкостной смеси в сепараторе;
• отделение капельной жидкости от газа;
• обеспечение замера продукции скважин (газа, жидкости).

Для ГДП и СПХГ на каждой УКПГ, УППГ предусматривается один-два замерных сепаратора.

Узлы замера расхода газа

На МГДП с количеством скважин не более 3-х – 4-х замер продукции скважин производится с помощью узлов оперативного замера газа, предусматриваемых в схемах установок подготовки газа, путем отключения из отбора газа всех скважин, кроме одной – исследуемой. Количество жидкости, отделяемой от газа, в этом случае замеряется счетчиком или на выходе из сепаратора, или на выходе из разделителя жидкости.

Узлы коммерческого учета газа предназначены для замера и учета товарного газа, поступающего с объектов ГДП, МГДП или ПХГ в газопровод или потребителю.

Оборудование узлов замера газа

Информация, получаемая на замерных узлах, должны регистрироваться и использоваться для взаимных коммерческих операций между поставщиками и потребителями газа.

Замерные узлы следует оборудовать подводящими коллекторами, замерными нитками, замерными устройствами, контрольно-измерительными приборами, запорнопредохранительной арматурой, средствами автоматики и телемеханики, факельными устройствами или продувочными свечами.

В узлах замера расхода газа должны быть предусмотрены приборы, оценивающие качество продукции.

Количество рабочих замерных ниток следует обосновывать технико-экономическим расчетом. На каждую группу замерных ниток, присоединенных к одному коллектору, следует предусматривать одну резервную.

Замерные узлы рекомендуется размещать на открытой площадке. Прокладку замерных ниток следует осуществлять надземно, на низких опорах.

В северной климатической зоне установку измерительных диафрагм следует предусматривать в помещении.

Сброс газа из остановленных замерных ниток и коллекторов следует осуществлять в факельную систему высокого давления или систему сброса на свечу также высокого давления.

Приборы КИП и средства телемеханики следует размещать в отапливаемых помещениях или блок-боксах, при температуре окружающей среды не ниже 5 °С на минимальном расстоянии от отборных устройств. Импульсные линии, при необходимости, следует теплоизолировать и обогревать.

Узлы учета конденсата

Выбор типа измерителя расхода определяется при проектировании.

ля пунктов товарного учета конденсата рекомендуется использовать автоматизированные расходомерные системы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.

ля пунктов оперативного учета конденсата рекомендуется использовать механические (или комбинированные электромеханические) расходомерные системы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.

аряду с вышеупомянутыми допускается применение и других типов расходомеров, обеспечивающих требуемую по стандартам точность измерения, например вихревые, ультразвуковые и т.п.

Режим перекачки конденсата через пункт учета должен быть стабильным. Измеряемый поток должен заполнять все поперечное сечение измерительных трубопроводов.

редел допустимой относительной погрешности замера не должен превышать в пунктах товарного учета конденсата ± 0,5 % объема конденсата; в пунктах оперативного учета ± 4 %.

При установке турбинных и диафрагменных расходомеров в пунктах учета следует соблюдать следующие требования:

поток жидкости через расходомер должен быть однофазным (без выделения растворенного газа);

поток жидкости, проходящий через расходомер, должен быть однородным по физическим свойствам и не расслаиваться на воду и конденсат (конденсатную эмульсию).

В составе узлов товарного и оперативного учета конденсата следует предусматривать:

рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием: фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, автоматически управляемой регулирующей и контрольно-предохранительной арматурой и устройством контроля протечек, вторичными приборами обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения параметров конденсата;

блок контроля качества, включающий циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы: влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

аряду с основной линией следует предусматривать байпасную для возможности кратковременной работы системы отвода жидкости в случае настройки или устранения неисправностей рабочих элементов измерительной линии.

Конденсат при опорожнении измерительных линий и фильтров узлов учета следует собирать в дренажную емкость.

тех случаях, когда в аварийную емкость сбрасывается продукт с низкими температурами, допускается дренирование замерных узлов производить в аварийную емкость.

Узлы оперативного замера расхода технологических потоков

перативные замеры расхода всех технологических газовых и жидкостных потоков производить с пределом допустимой относительной погрешности замера не более ± 4 %.

Узлы замера расхода метанола

амер расхода метанола при его приеме – выдаче на местах хранения, следует производить с пределом допустимой относительной погрешности не более ± 0,5 %.

МЕХАНИЗАЦИЯ ТРУДОЕМКИХ РАБОТ

Механизация труда на объектах должна предусматривать:

применение передвижных подъемно-транспортных средств – пневмоколесных и автомобильных кранов, автопогрузчиков, электропогрузчиков, башенных кранов, трайлеров и других подъемно-транспортных механизмов;

механизацию монтажных и демонтажных работ по всему комплексу оборудования объектов;

ремонтные площадки с въездом автотранспорта для монтажа и демонтажа оборудования, расположенного под навесом;

компоновочные решения, позволяющие использование передвижных подъемно-транспортных средств.

Стационарные подъемные средства рекомендуется применять для оборудования, устанавливаемого внутри помещений, либо в случае невозможности использовать передвижные средства.

При выборе самоходных средств механизации следует иметь в виду, что въезд их во взрывоопасные зоны допускается при оборудовании их соответствующими взрывозащитными устройствами.

В местах пересечения проездов с трассами надземных трубопроводов расстояние от низа трубы до поверхности дорог должно быть не менее 5 м. В случаях применения кранов большей грузоподъемности (больше 25 т) эта высота должна быть увеличена, при этом высоту крана принимать в транспортном положении.

Технологические установки следует обустроить сетью для подключения электросварочного оборудования.

Трудоемкие операции по складированию должны быть механизированы, а применение ручного труда сведено к минимуму.

ыпучие грузы в упаковке, как правило, должны располагаться на поддонах.

еханизация работ на установках по видам оборудования

В компрессорных цехах, расположенных в закрытых зданиях или под навесом, следует применять передвижные мостовые или стационарные подвесные грузоподъемные средства соответствующего конструктивного исполнения в зависимости от класса взрывоопасной зоны, категории группы взрывоопасной смеси.

остовые краны применяются только при технико-экономическом обосновании.

Грузоподъемность крана должна быть рассчитана на массу наиболее тяжелого узла агрегата.

случае применения малогабаритного компрессорного оборудования допускается принимать грузоподъемность крана по массе всего агрегата, включая электродвигатель.

В насосных, расположенных в закрытых зданиях или под навесом, следует применять передвижные или стационарные подвесные грузоподъемные средства, монорельсы, а также проезды для электропогрузчиков и тележек. Грузоподъемные устройства должны обеспечивать возможность погрузки насосов и отдельных узлов на передвижные транспортные средства.

лину несущих балок подвесных кранов следует выбирать с учетом зоны монтажных-демонтажных работ в насосной.

При проектировании предусматривать выполнение монтажа, исключающего необходимость передвижения груза над оборудованием. При необходимости перемещения груза над оборудованием должно быть обосновано увеличение высоты здания, навеса или постамента.

Колонные аппараты, реакторы, мешалки

На колонных аппаратах целесообразно предусматривать поворотные краны-укосины и отводные блоки. Грузоподъемность и вылет принимать с учетом диаметра колонны, максимальной массы поднимаемого груза и размеров вспомогательных площадок. Укосина должна, как правило, обеспечивать подъем груза лебедкой непосредственно с нулевой отметки.

ыход из лифтов в помещение с производственной категорией А, Б должен производиться через тамбур-шлюз.

Теплообменная аппаратура и аппараты воздушного охлаждения

се ремонтные работы на теплообменных кожухотрубчатых аппаратах и воздушного охлаждения должны производиться с помощью передвижных кранов и приспособлений для демонтажа-монтажа съемных частей (салазки, тележки и т.д.).

ри невозможности использования передвижных средств (отсутствие шарниров на крышках и коробах) допускается механизация ремонтных работ на базе стационарно установленных средств для снятия крышек и распределительных коробок.

Механизация при обслуживании светильников

ри высоте подвесных светильников более 4,5 м предусматривать специальные устройства для их обслуживания:

а) обслуживающие площадки на мостовых и подвесных кранах;

б) специальные передвижные устройства;

в) стационарные мостики (в обоснованных случаях).

Оборудование, устанавливаемое на этажерках

Для монтажа-демонтажа оборудования, устанавливаемого на этажерках, необходимо предусматривать подвесные краны грузоподъемностью, соответствующей максимальной массе монтируемой детали, или монорельсы, при расположении оборудования в линию, с возможностью передачи узлов к монтажному проему и обеспечению погрузки на автотранспорт.

ля монтажа-демонтажа узлов и оборудования с верхнего этажа необходимо применять передвижные крановые средства.

Предохранительные клапаны и трубопроводная арматура

Над всеми предохранительными клапанами, масса которых превышает 50 кг, необходимо устанавливать монорельсы или поворотные краны-укосины, либо предусматривать возможность использования передвижных грузоподъемных устройств.

Монтаж-демонтаж трубопроводной арматуры массой более 50 кгдолжен осуществляться средствами механизации. Внутри зданий, под навесами, под постаментами механизация демонтажно-монтажных работ по ремонту арматуры, как правило, должна решаться грузоподъемными средствами, предназначенными для ремонта оборудования.

ля арматуры, устанавливаемой вне зданий на открытых площадках, в зависимости от технических возможностей монтажа, предусматривать передвижные подъемно-транспортные средства.

Места установки тяжелой арматуры (масса узла более 50 кг) на трассах трубопроводов определять с учетом обеспечения механизации работ по их ремонту, монтажу и демонтажу.

ля механизации этих работ следует предусматривать использование соответствующих передвижных грузоподъемных механизмов и обеспечивать необходимые подъезды для них.

ри невозможности использования передвижных механизмов могут применяться стационарные средства механизации типа монорельса.

емонтные работы на печах производить передвижными кранами и тракторными лебедками, для чего предусмотреть подъезды и свободное пространство для работы автокрана.

тационарные средства механизации должны предусматриваться для съемки тяжелого оборудования или его частей (деталей).

Оборудование резервуарных парков

ля проведения ремонтных работ в резервуарных парках в зависимости от массы арматуры предусматривать передвижные подъемно-транспортные средства.

рубопроводы должны быть проложены с учетом обеспечения монтажа-демонтажа арматуры передвижными подъемно-транспортными средствами.

одъем на крышу резервуаров арматуры и клапанов массой более 50 кг и более осуществлять с помощью кранов-укосин, либо передвижных грузоподъемных механизмов.

УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ КОНДЕНСАТА

Установки переработки конденсата (УПК) предназначены для осуществления процессов переработки стабильного конденсата в моторные топлива: бензин, дизельное топливо. При этом остаточные фракции переработки стабильного конденсата могут быть использованы как печное топливо – мазут.

Номенклатура продукции УПК определяется на основании результатов техники – экономических расчетов, учитывающих количество и состав исходного сырья, его физико-химических свойств, наличие потребителей продукции в ближайших районах и ряд других факторов.

Качество получаемых в результате переработки углеводородного конденсата продуктов должно соответствовать требованиям технических условий:

Установки переработки конденсата (УПК) должны проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологического назначения.

Мощность УПК устанавливается в зависимости от количества сырья (стабильного конденсата), поступающего с УСК.

В общем случае в составе технологических линий УПК должно предусматриваться следующее основное технологическое оборудование:

колонна для получения бензиновых фракций;

колонна для получения дизтоплива с выделением остаточных фракций;

АВО паров отделяемых фракций;

печь подогрева циркулирующей кубовой жидкости колонны;

насосы орошения колонн и перекачки циркулирующей жидкости. Рекомендуется, при возможности, агрегатировать оборудование в единый многофункциональный блок.

Для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов и насосов при технологической необходимости или в аварийных ситуациях в составе УПК следует предусматривать емкости дренажные и аварийные, обеспечивающие прием и откачку углеводородов либо на повторную переработку, либо на склад некондиции.

Хранение продуктов переработки конденсата должно осуществляться при атмосферном давлении в резервуарах или другой таре, размещаемых на складах нефтепродуктов или на площадке резервуарного парка.

8 УСТАНОВКИ СЕРООЧИСТКИ ГАЗА

Технология подготовки газа, содержащего агрессивные примеси HS и CO, принципиально не отличается от подготовки бессернистого газа, за исключением необходимости очистки газа от этих примесей.

ребования настоящего раздела распространяются на проектирование технологических установок сероочистки газа для МГДП, ГДП и СПХГ.

По содержанию агрессивных примесей HS и СО2 все месторождения классифицируются на.

месторождения с неагрессивной средой с содержанием S – менее 0,0013 % об, СО2 – менее 1 % об;

месторождения с агрессивной средой, с содержанием S – более 0,0013 % об, СО2 – более 1 % об.

В свою очередь, месторождения с агрессивной средой подразделяются на:

S – от 0,0013 до 3 % об, СO от 1 до 4 % об;

S – от 3 до 6 % об и более, СO от 4 до 6 % об.

Известные методы очистки газов от сероводорода можно разделить на три группы:

1 группа – абсорбционные;

2 группа – адсорбционные;

3 группа – окислительные.

бсорбционные методы очистки подразделяются на:

химическую абсорбцию с помощью водных растворов аминов (МЭА, ДЭА, МДЭА), поташа, щелочей и др.;

физико-химическую абсорбцию (процесс ректизол, а также другие процессы, в которых сероводород растворяется в поглотителе при пониженных температурах и повышенном давлении).

дсорбционные методы очистки основаны на способности сероводорода сорбироваться на твердых поверхностях различных веществ, таких, как искусственные и естественные цеолиты, активированный уголь, твердые хемосорбенты на основе окислов железа и др.

кислительные методы основаны на том, что сероводород является восстановителем и легко может быть окислен до элементарной серы, сульфитов и сульфатов различными веществами (водно-щелочной раствор комплексных соединений железа).

Принятая классификация достаточно условна, так как оптимальный метод очистки газов может быть применен в различных сочетаниях и выбирается в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от исходных данных и требований к конечному продукту.

Для высокосернистых газов в качестве типового предлагается аминовый способ очистки.

Для очистки от сероводорода малосернистых газов могут использоваться два типа способов: окислительные и адсорбционные.

сли в составе этих газов концентрация СO во много раз (20 30) выше, чем концентрация HS, то для них предпочтительны окислительные способы очистки.

Установка аминовой очистки газа включает следующее оборудование:

Установка очистки газа гидроокисью железа включает следующее оборудование:

Установка очистки газа методом адсорбции включает следующее оборудование:

печь подогрева газа регенерации;

Состав и параметры природного газа, поступающего на очистку, нормами не регламентируются и должны приниматься в соответствии с заданиями на проектирование обустройств месторождения и учитываться при проектировании установок сероочистки.

Для подготовки сероводородсодержащего газа малых месторождений необходимо провести весь комплекс очистки от агрессивных примесей в соответствии с вышеизложенными методами очистки. Основной характеристикой для выбора способа очистки сероводородсодержащего газа малых месторождений, кроме доведения параметров газа до требований соответствующего стандарта, является количество извлекаемой из газа серы (мах).

По количеству извлекаемой из газа серы маломощные сернистые месторождения можно квалифицировать на три группы-

группа 1 – с извлечением серы до 1 т/сут;

группа 2 – с извлечением серы до 10 т/сут;

группа 3 – с извлечением серы до 100 т/сут.

Для месторождений группы 1 могут быть рекомендованы следующие безутилизационные способы очистки от сероводорода:

адсорбция сероводорода твердыми хемосорбентами на основе окислов железа с получением твердых нетоксичных отходов;

абсорбционно-окислительный – с использованием хелатного железа и со сбросом серы в отвал после фильтрации из раствора без специальной обработки, т.к. она не является токсичным продуктом.

Для месторождений группы 2 рекомендуется абсорбционно-окислительный метод очистки с выделением серы в процессе регенерации сорбента.

рименение абсорбционно-окислительного метода экономически целесообразно для месторождений с извлечением серы примерно до 3 – 5 т/сут. В случае, когда в исходном сыром газе наряду с HS присутствует и СО2, то диапазон экономичности окислительного метода расширяется в сторону более высокой производительности по сере тем в большей степени, чем выше концентрация СО2 в исходном газе.

ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

Исходные данные для проектирования систем водоснабжения и канализации ГДП и СПХГ определяются технологией подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата, наличием инфраструктуры.

ля МГДП решения по водоснабжению и канализации принимаются проектной организацией.

На объектах МГДП, ГДП и СПХГ, как правило, предусматриваются следующие системы водоснабжения:

Производственное водопотребление включает расходы воды:

на технологические процессы подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата;

промывку технологического оборудования;

нужды капитального и текущего ремонтов эксплуатационных скважин;

глушение газовых скважин в аварийных ситуациях;

подпитку тепловых сетей, разбавление продувочной воды и нужды ХВО в котельной;

размыв подземных резервуаров при создании ПХГ в отложениях каменной соли.

Периодичность и параметры воды на промывку различных аппаратов технологических установок определяются при проектировании. Расход воды определятся трехкратным объемом аппарата и трубопровода.

Расход воды на промывку резервуаров после их проветривания и пропаривания определяется по нормам, изложенным в таблице

Емкость резервуара, м3Количество гидромониторов для промывки, шт.Производительность гидромонитора, м3/чВремя промывки резервуара, часРасход воды для промывки, м3

Определение расходов воды на хозяйственно-питьевые нужды производится исходя из численности работающих и норм расхода воды на одного работающего.

ри проектировании жилых поселков при ГДП и СПХГ водопотребление определяется на основании удельного водопотребления на одного жителя в зависимости от степени благоустройства жилой застройки и расхода воды на пожаротушение.

ля хозяйственно-питьевого водоснабжения отдельно стоящих зданий и сооружений с расходом воды до 2 м3/сут допускается использовать привозную воду.

В зависимости от конкретных условий района расположения месторождения возможны следующие источники водоснабжения МГДП, ГДП и СПХГ:

водотоки, водоемы, подземные воды и т.д.;

Выбор схемы, системы водоснабжения, а также метода водоподготовки должен производиться исходя из принятой технологии производства на основании технико-экономического сравнения возможных вариантов и технических условий на водоснабжение.

На МГДП, ГДП и СПХГ образуются, как правило, следующие виды сточных вод:

производственные, загрязненные нефтепродуктами, метанолом, ДЭГом, сероводородом, минеральными солями, механическими примесями, ингибиторами коррозии и парафиноотложениями;

производственные, имеющие повышенное солеотложение и незагрязненные технологическими продуктами, образующимися при продувке систем открытых циклов водоснабжения, котлов и ХВО котельных;

дождевые, загрязненные преимущественно взвешенными веществами минерального происхождения и нефтепродуктами, с обвалованных и отбортованных технологических площадок;

еобходимо предусматривать в составе очистных сооружений:

устройства для равномерного распределения сточных вод;

устройства для измерения расхода;

лаборатории для контроля качества поступающих и очищенных сточных вод.

Производственные сточные воды рекомендуется очищать:

от механических примесей – в песколовках, в прудах дополнительного отстоя, во флотаторах и на фильтрах;

от нефтепродуктов – в нефтеловушках, флотаторах, отстойниках, на фильтрах, в гидроциклонах;

от солей – на ионообменных, электродиализных, обратноосмотических или термических опреснительных установках;

от метанола – в отпарных колоннах и на установках биологической очистки;

от сероводорода – аэрацией, обработкой солями железа, биологической очисткой.

Для очистки бытовых сточных вод, как правило, используются биологические очистные сооружения следующих типов:

септики и поля подземной фильтрации;

аэротенки без наполнителей и с наполнителями;

биофильтры с различной нагрузкой.

Перед очистными сооружениями бытовых и производственных сточных вод при необходимости предусматриваются усреднители, предназначенные для выравнивания состава сточных вод и их равномерной подачи на очистные сооружения.

В зависимости от конкретных условий возможны следующие методы утилизации очищенных сточных вод:

возврат на повторное использование;

сброс в поверхностные водные объекты (водотоки, водоемы);

закачка в поглощающие скважины.

В случае, когда технология не требует постоянного производственного водопотребления и, следовательно, постоянного водоотвода, отделяемая от газа пластовая и кондиционная вода с примесями ингибитора гидратообразования, вода от промывки технологических аппаратов, а также вода после использования в хозяйственных нуждах с объемом до 3 м3/сут должна собираться в накопительной емкости.

з накопительной емкости собранная жидкость постоянно или периодически должна вывозиться на очистные сооружения или специальной насосной установкой через нагнетательную скважину направляться в пласт.

Закачка производственных сточных вод в пласт производится в каждом конкретном случае с разрешения республиканских или областных органов геологии и охраны недр, геологических управлений и по согласованию с органами Государственного санитарно-эпидемиологического надзора и комитетами по охране окружающей среды.

На случай перебоя в приеме сточных вод поглощающими скважинами должны быть предусмотрены резервные скважины, а также резервные емкости, рассчитанные на прием сточных вод на время, необходимое для переключения на резервную скважину.

Запрещается располагать нагнетательную скважину на территории зоны санитарной охраны источников водоснабжения.

6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

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;

безопасное и безаварийное ведение всех процессов;

учет товарной продукции промысла;

охрану окружающей среды;

приемистость установок, т.е. возможность их работы в условиях уменьшения объема сырья и вырабатываемых продуктов;

возможность ввода предприятия в эксплуатацию очередями и отдельными объектами.

Разработка технологических схем установок должна вестись с соблюдением технических требований:

повышения термодинамической эффективности и снижения энергозатрат процессов;

повышения степени извлечения целевых компонентов;

повышения степени чистоты конечных продуктов;

автоматизации работы установки с применением схем оптимального регулирования и минимального числа обслуживающего персонала;

обеспечения максимальной безопасности установок.

В схемы технологических установок следует закладывать технические решения по рекуперации теплоты и утилизации его вторичных источников (теплоты уходящих газов печей, выхлопных газов газомотокомпрессоров и газовых турбин, горячего воздуха агрегатов воздушного охлаждения, вытяжного воздуха в системах вентиляции и др.). Экономическая целесообразность таких решений должна быть подтверждена расчетом.

ехнологические установки подготовки газа и конденсата к транспорту следует применять в блочном и блочно-комплектном исполнении. Они должны определяться составом сырья, количеством и ассортиментом готовой продукции, которая должна быть получена на предприятии в соответствии с утвержденным заданием на проектирование.

В технологических схемах установок следует предусмотреть возможность опорожнения технологических аппаратов, содержащих СУГ, ЛВЖ, ГЖ и токсичные жидкости, с помощью насосов или любыми другими способами (обеспечивающими требуемый уровень пожаровзрывобезопасности) в емкости резервуарных парков или в специально предназначенные для этой цели аварийные или дренажные емкости, объем которых должен приниматься на 25 % больше объема направляемого в эти емкости продукта.

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ЛАБОРАТОРИЯ

Для проведения анализов сырья, реагентов, готовой продукции, санитарного надзора на ГДП, МГДП и СПХГ должна функционировать производственная лаборатория.

оздухообмен в производственных лабораториях следует определять по количеству удаляемого воздуха от вытяжных шкафов и укрытий, но при этом должна обеспечиваться кратность воздухообмена (табл.

Наименование помещенийКратность воздухообмена в час

а) при наличии местных отсосов;по скоростям в рабочем проеме вытяжного шкафа

б) при отсутствии местных отсосов

6. Склад посуды и реактивов

7. Помещение для подготовки проб к анализу

Кроме механической вентиляции в производственных лабораториях должна предусматриваться естественная вентиляция, рассчитанная на удаление 0,5 объема воздуха в час в нерабочее время.

Объем воздуха, удаляемого через вытяжные шкафы, следует определять по скорости движения воздуха в расчетном проеме шкафа (0,2 м2 на метр длины шкафа) в зависимости от ПДК вредных веществ (таблица

ПДК вредных веществ, мг/м3Расчетная скорость движения воздуха, м/с

От 20 до 50

От 5 до 20

До 5 включительно

Подачу приточного воздуха в помещение лаборатории следует предусматривать в размере 90 % от количества воздуха, удаляемого вытяжными системами. Остальное количество воздуха подается в коридор.

Лаборатории должны оснащаться мебелью, изготовленной специально для производственных лабораторий:

столами химическими лабораторными;

шкафами вытяжными химическими;

столами лабораторными для нагревательных приборов;

тумбами с лабораторными раковинами и др.

Для проведения анализов сырья, реагентов, готовой продукции, санитарного надзора в лаборатории следует предусматривать:

химические реагенты и вещества.

При сравнительно небольших объемах производства МГДП загрузка лаборатории может быть не обеспечена. Анализы в этом случае рекомендуется выполнять силами производственных лабораторий других предприятий. Лаборатория в составе МГДП может быть предусмотрена проектом, если такое требование заказчика установлено в задании на проектирование.

СИСТЕМЫ СБРОСА ГАЗА И ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ

В зависимости от давления газа в источнике выброса системы сброса могут быть:

никакогодавления – принимают выбросы из аппаратов, работающих под давлением до 0,3

высокого давления – принимают выбросы из аппаратов, работающих под давлением выше 0,3 МПа;

В зависимости от режима действия системы сброса подразделяются на три вида:

постоянный – из установок регенерации сорбентов, стабилизации и переработки углеводородных конденсатов, в случае, когда утилизация газов экономически нецелесообразна,

периодический – при освобождении технологических установок или отдельных аппаратов от газа перед пропаркой, ремонтом, при аварийном отключении, при выводе установок на режим, при выбросе пускового газа, продувке газовой обвязки ГПА, при их пуске и остановке;

аварийный – из предохранительных устройств, обеспечивающих безопасные условия работы установок (предохранительных клапанов и пластин, автоматов сброса давления и т.п.).

Количество обособленных сбросных систем на предприятии должно быть минимальным. Достигается это путем подачи газовых выбросов от нескольких различных источников на общий факел или свечу.

ри одном факельном коллекторе и наличии горизонтального факела для продувки шлейфов и коллекторов допускается строительство одной факельной установки (одного ствола факела).

опускается строительство одной факельной установки (одного ствола факела) при возможности остановки газодобывающего предприятия для проведения ремонта факельной установки.

Газовые сбросы от продувки аппаратов и трубопроводной обвязки, при вытеснении из них воздуха, должны производиться через свечи рассеивания.

Для всех объектов и сооружений ГДП и ПХГ, относительная плотность газа (по воздуху) которых не превышает 0,8 и в газе не содержатся примеси сероводорода, допускается вместо факелов предусматривать свечи рассеивания.

бязательному сжиганию на факеле подлежат:

выбросы, содержащие резкопахнущие или ядовитые вещества: сероводород, сероорганические соединения и т.п., которые не могут быть утилизированы;

газ продувки эксплуатационных скважин газоконденсатных месторождений;

газы с относительной плотностью (по воздуху), равной или больше 0,8 (тяжелые газы): газы широкой фракции легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы.

Максимальным аварийным сбросом считается:

для технологической линии (установки), сброс через предохранительное устройство всего количества газа, поступающего в линии (установки) с наибольшей пропускной способностью по газу;

для УППГ, УКПГ, ДКС, ГРП, КС ПХГ – расход газа, равный 25 % от общей суточной производительности этих объектов, но не менее суточной производительности одной технологической линии. В этом случае проектом должно быть предусмотрено дистанционное отключение скважин со щита управления.

Сброс жидких продуктов в аварийных ситуациях должен производиться в аварийные или дренажные емкости с последующим возвратом продукта в технологический цикл. При невозможности возврата продукта в технологический цикл следует производить вывоз его автотранспортом в места, согласованные с соответствующими организациями. Сжигание продуктов в амбарах запрещается.

ля МГДП допускается сжигание жидких продуктов в земляных амбарах.

Пропускная способность сбросной системы должна рассчитываться на максимальный аварийный выброс. При этом гидравлическое сопротивление сбросных газопроводов на участках от любого предохранительного клапана до выхода из факела или свечи принимать с учетом технической характеристики клапана.

Требования к высотным факельным установкам

Верхнюю часть ствола факела (не менее 4 м) следует выполнять из жаропрочной стали.

Факел должен быть оборудован электрозапальным устройством с автоматическим и дистанционным управлением, горелками постоянного горения, подводом топливного газа.

а газопроводах перед вводом в факельную трубу должны устанавливаться огнепреградители, доступные для осмотра и ремонта.

Компенсация температурных расширений газопроводов факельных установок рассчитывается на максимальную и минимальную температуры сбрасываемых газов и проверяется на максимальную температуру пара, применяемого для пропарки.

При содержании в газовом сбросе конденсата, воды и других жидкостей перед факелом, в границах технологической установки, устанавливается факельный сепаратор (отбойник газового конденсата). Пропускная способность сепаратора определяется расчетом.

Жидкость из факельного сепаратора и из низких точек факельных газопроводов должна отводиться самотеком в специальную емкость – сборник жидкости, рассчитанный на рабочее давление установки и снабженный контролем уровня.

твод жидкости из сборника рекомендуется осуществлять насосами либо передавливанием. Направление отвода определяется проектом.

Трубопровод продувки шлейфов скважин прокладывают отдельно от других факельных линий и врезают в общий коллектор перед факельным сепаратором, установив перед врезкой в коллектор регулирующий штуцер или задвижку для возможности регулирования скорости продувки. Этот трубопровод должен быть рассчитан на то же давление, что и шлейф.

опускается продувка шлейфов и коллекторов на горизонтальный факел.

Факельный сепаратор, сборник жидкости, факельные газопроводы и установленную на них арматуру при необходимости рекомендуется теплоизолировать и обогревать.

В обоснованных случаях на УПГ вдали от населенных местностей для сжигания газов и паров допускается применение горизонтальных наземных факельных установок. Продувку скважин при их исследовании также предпочтительней производить в горизонтальные факельные установки с устройством земляных амбаров.

На СПХГ при исследовании эксплуатационных скважин рекомендуется производить их продувку через замерный сепаратор, устанавливаемый на ГРП.

Требования к горизонтальным факельным установкам (ГФУ)

Расстояние от амбара до указанных объектов должно быть определено исходя из расчета рассеивания вредных выбросов при сжигании газовых и газожидкостных сбросов при наиболее неблагоприятных условиях эксплуатации (сильном ветре в направлении от амбара на промышленный объект, наибольшей производительности факельной установки).

Примечание. Вследствие особенностей конструкции ГФУ тепловым воздействием восходящего потока продуктов сгорания и нагретого воздуха от ГФУ на расстоянии, определенным по пункту 17.12.1, можно пренебречь.

Токсичность продуктов сгорания (содержание монооксида углерода и азота) не должна превышать величин, нормируемых для топок газоиспользующих установок.

ГФУ должна быть укомплектована устройством дистанционного розжига и контроля наличия пламени, а при термическом обезвреживании жидких промотходов соответствующей системой автоматического управления.

Амбар и шкафы управления ГФУ должны иметь ограждения, исключающие несанкционированный доступ персонала.

Трубопроводы к ГФУ должны иметь уклон в сторону амбара не менее 0,003.

Сброс газа из предохранительных клапанов и сброс газа при опорожнении (продувке) аппаратов и трубопроводов должен осуществляться по самостоятельным коллекторам, объединяемым в общую факельную линию (коллектор) перед факелом (отбойником газового конденсата). При этом на продувочном коллекторе перед врезкой в общий коллектор следует установить регулируемый штуцер (вентиль) или шайбу для предотвращения увеличения давления газа в общем коллекторе.

При объединении выходных труб от нескольких предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном аппарате, сечение коллектора должно быть не менее суммарного сечения выходных труб, отводимых из этих клапанов.

случае объединения выходных труб от предохранительных клапанов, устанавливаемых на нескольких аппаратах, диаметр общего коллектора должен быть не меньше диаметра коллектора от предохранительных клапанов, установленных на аппарате, из которого возможен наибольший выброс.

Для возможности отключения предохранительного клапана на ревизию, до нею (а при объединении сбросов и после него) следует предусматривать, арматуру, при эксплуатации апломбируемую в положении «открыто». Одновременно отключается только один клапан.

При установке на аппарате нескольких рабочих предохранительных клапанов количество резервных клапанов той же производительности и марки определяется по таблице

Предохранительные клапаны на емкостях для сжиженных газов и ЛВЖ с температурой кипения ниже + 45 °С, рассчитанные на рабочее давление по упругости паров продукта при температуре + 50 °С, рекомендуется подбирать исходя из условий пожара вблизи емкости при закрытых выходах из нее.

Примечание Установочное давление и номер пружины предохранительного клапана должны быть указаны в чертеже.