|
Стр. 4
Для пунктов товарного учета конденсата рекомендуется
использовать автоматизированные расходомерные системы с
применением диафрагменных или турбинных расходомеров.
Для пунктов оперативного учета конденсата рекомендуется
использовать механические (или комбинированные
электромеханические) расходомерные системы с применением
диафрагменных или турбинных расходомеров.
Наряду с вышеупомянутыми допускается применение и других типов
расходомеров, обеспечивающих требуемую по стандартам точность
измерения, например вихревые, ультразвуковые и т.п.
14.3.3. Режим перекачки конденсата через пункт учета должен
быть стабильным. Измеряемый поток должен заполнять все поперечное
сечение измерительных трубопроводов.
Предел допустимой относительной погрешности замера не должен
превышать в пунктах товарного учета конденсата +/- 0,5% объема
конденсата; в пунктах оперативною учета +/- 4%.
14.3.4. 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).
14.3.5. 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;
- трубопоршневую установку.
Наряду с основной линией следует предусматривать байпасную для
возможности кратковременной работы системы отвода жидкости в
случае настройки или устранения неисправностей рабочих элементов
измерительной линии.
14.3.6. Конденсат при опорожнении измерительных линий и
фильтров узлов учета следует собирать в дренажную емкость.
В тех случаях, когда в аварийную емкость сбрасывается продукт
с низкими температурами, допускается дренирование замерных узлов
производить в аварийную емкость.
14.4. Узлы оперативного замера расхода технологических потоков
Оперативные замеры расхода всех технологических газовых и
жидкостных потоков производить с пределом допустимой относительной
погрешности замера не более +/- 4%.
14.5. Узлы замера расхода метанола
Замер расхода метанола при его приеме-выдаче на местах
хранения следует производить с пределом допустимой относительной
погрешности не более +/- 0,5%.
15. СКЛАДЫ ИНГИБИТОРОВ, КОНДЕНСАТА И НЕФТЕПРОДУКТОВ
15.1. При проектировании складов нефтепродуктов для ГДП
следует руководствоваться нормативными документами [23, 37, 67].
15.2. Склады ингибиторов, конденсата и нефтепродуктов могут
включать:
- резервуарный парк;
- насосную склада;
- топливораздаточные колонки или устройства;
- склад масла в таре.
15.3. Резервуарный парк
15.3.1. Резервуарный парк предназначен для выполнения
следующих производственных функций:
- прием и временное хранение ингибиторов (ДЭГ, ТЭГ, метанол,
МЭА), сжиженных газов, нестабильного и стабильного конденсата;
- прием и временное хранение бензина, керосина, дизельного
топлива, смазочных материалов, антифриза;
- прием и временное хранение печного топлива (мазута);
- прием отработанного масла;
- внутрипарковую перекачку продуктов из емкости в емкость (из
резервуара в резервуар);
- возврат некондиционных продуктов на технологические
установки промысла;
- выдачу всех видов продукции потребителям.
15.3.2. Резервуарные парки для стабильного конденсата
проектируются в соответствии с документом [32].
15.3.3. Резервуарные парки в своем составе могут содержать
следующий набор емкостей, резервуаров, оборудования и устройств:
- резервуары нестабильного конденсата;
- резервуары стабильного конденсата;
- резервуары ШФЛУ, СГ и ПБФ;
- резервуары бензина;
- резервуары керосина;
- резервуары дизельного топлива;
- резервуары мазута;
- резервуары чистого масла;
- резервуары отработанного масла;
- емкости ДЭГа, ТЭГа, МЭА;
- емкости хранения метанола;
- насосные;
- приемно-раздаточные колонки.
15.3.4. Комплектность парка, вместимость резервуаров и
емкостей для каждого продукта определяема в каждом конкретном
случае проектом.
15.3.5. Применение резервуаров не по назначению не допускается.
15.3.6. Вместимость резервуаров смазочных масел должна быть
достаточной для обеспечения подпитки газоперекачивающих агрегатов
и насосного оборудования в течение трех месяцев. Резервуары, кроме
этого, должны вмещать 50%-ый запас объема маслосистемы всех
установленных ГПА и насосов. Нормативные запасы смазочных масел
определены в разделе 28 настоящих "Норм...".
15.3.7. Необходимость обогрева и теплоизоляции резервуаров и
обвязочных трубопроводов в каждом конкретном случае должна
определяться в зависимости от физико-химических свойств хранимого
продукта и климатических условий.
15.3.8. Направление некондиционного продукта должно
определяться проектом: либо в емкость технологической установки,
либо в одну из емкостей резервуарного парка.
15.3.9. Для проведения операций по приемке реагентов, хранению
и отпуску товарной продукции резервуары (емкости) должны быть
обвязаны трубопроводами и оснащены арматурой и оборудованием,
обеспечивающими следующие функции:
- наполнение и опорожнение емкостей и резервуаров;
- зачистку и ремонт емкостей и резервуаров;
- поддержание давления в емкостях и резервуарах в безопасных
пределах;
- отстой и удаление подтоварной воды;
- замер уровня;
- пожаротушение и охлаждение резервуаров (при необходимости).
15.3.10. Отгрузка готовой продукции должна осуществляться
трубопроводным, железнодорожным транспортом либо с помощью
автоцистерн.
15.3.11. Транспорт нестабильного конденсата осуществляют по
конденсатопроводу в однофазном или двухфазном состоянии в
соответствии с принятыми техническими решениями, подтвержденными
гидравлическими и технико-экономическими расчетами.
При транспорте в однофазном состоянии давление в конце
конденсатопровода должно быть на 0,5 МПа выше давления упругости
паров конденсата при максимально возможной температуре
транспортирования.
15.3.12. Сливо-наливные эстакады следует проектировать в
соответствии с требованиями [23, 49]. При выборе типов эстакад в
проекте при необходимости следует предусматривать некоторый резерв
на случай возможного расширения предприятия и наращивания его
мощности. Величина резерва определяется индивидуально исходя из
условий возможности развития технологического процесса данного
производства и перспектив наращивания мощности.
15.4. Склады метанола
15.4.1. Склады метанола следует проектировать в соответствии с
нормативными документами [68 - 70, 269].
15.4.2. В составе склада метанола следует предусматривать
резервуары для метанола, керосина, одоранта и насосную станцию.
15.4.3. Склады метанола должны обеспечивать:
- прием метанола, керосина и одоранта в соответствующие
резервуары;
- прием на метанольные насосы для смешения одоранта, керосина
и метанола;
- передачу приготовленной смеси на раздаточные и замерные
устройства.
16. ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ И КОМПРЕССОРНЫЕ
СТАНЦИИ ПХГ
16.1. Размещение ДКС и КС ПХГ рекомендуется предусматривать на
производственных площадках УКПГ, ГС, ПХГ. Допускается их
размещение также на отдельных площадках.
Местонахождение ДКС в технологической схеме подготовки газа
газодобывающего предприятия (до или после УКПГ, ГС) решается на
основе результатов оптимизационных расчетов в проекте.
16.2. В состав ДКС и КС ПХГ, в общем случае, могут входить
следующие установки и устройства:
- сепарации и очистки компримируемого газа;
- компримирования и охлаждения газа;
- подготовки топливного, пускового и импульсного газа;
- воздухоснабжения;
- маслоснабжения;
- утилизации теплоты уходящих газов газоперекачивающих
агрегатов (ГПА);
- системы электроснабжения и молниезащиты;
- системы контроля и управления;
- автоматического пожаротушения;
- теплоснабжения;
- производственно-хозяйственного и противопожарного
водоснабжения;
- канализации;
- телефонной связи;
- системы оповещения;
- радиофикации;
- пожарной и охранной сигнализации.
Административно-бытовые, подсобно-производственные помещения и
вспомогательные объекты должны быть объединены с соответствующими
системами УКПГ, УППГ, ГС, ГРП, КС ПХГ и размещаться в зоне
служебно-производственного комплекса этих сооружений.
16.3. Проектирование ДКС и КС ПХГ следует выполнять по
требованиям, изложенным в нормах [15, 30, 45, 71, 72] и ВРД
39-1.8-055-2002 "Типовые технические требования на проектирование
КС, ДКС и КС ПХГ".
16.4. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть
очищен от механических примесей и капельной жидкости в
соответствии с требованиями ВРД 39-1.8-055-2002 "Типовые
технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ".
Выделенные жидкие примеси из сепараторов следует направлять в
систему сбора жидкости (конденсата) установки подготовки газа.
16.5. На всасывающих линиях центробежных компрессоров должны
устанавливаться защитные решетки, а у поршневых компрессоров -
газовые фильтры.
16.6. На нагнетательных линиях компрессоров, работающих на
общий коллектор, должен быть установлен обратный клапан.
16.7. Компримирование газа на ДКС газовых промыслов и КС ПХГ с
обеспечением величины степени повышения давления газа следует
предусматривать в одну, или, при технико-экономическом
обосновании, в несколько ступеней. После каждой ступени сжатия
предусматривается охлаждение компримируемого газа в АВО.
16.8. При многоступенчатом сжатии с промежуточным охлаждением
газа необходимо проводить расчеты на возможное выпадение
конденсата после каждой ступени исходя из условий наиболее
холодного периода года. В случае выпадения конденсата после
установок охлаждения газа предусматриваются сепараторы с отводом
конденсата в промысловую конденсатосборную систему.
16.9. При многоступенчатом сжатии поршневыми компрессорами
после каждой ступени следует устанавливать маслоотделители,
которые располагают между ступенями компрессора за охладителями.
Продувки маслоотделителей производятся в специальную емкость,
оборудованную обогревом.
16.10. Для пуска ГПА и регулирования его производительности
необходимо предусматривать перепуск газа с нагнетательной линии
через аппараты охлаждения на прием ГПА с установкой
соответствующей запорной или регулирующей арматуры.
16.11. Газопроводная обвязка ГПА должна проектироваться с
учетом самокомпенсации перемещений от изменения температуры стенок
труб и напряжений от вибрационных нагрузок.
16.12. Для производства огневых и взрывоопасных работ,
ремонтов со вскрытием компрессора предусматривать возможность
установки на всасывающем и нагнетательном патрубках резиновых
шаров, заглушек, свечей согласно правилам [71, 72].
16.13. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора
должен быть установлен предохранительный клапан, срабатывающий при
давлении, превышающем рабочее на 10%.
16.14. Запорная арматура, отключающая компрессор от газовых
коллекторов, должна располагаться вне помещения, на открытой
площадке.
16.15. При ДКС и КС ПХГ должно быть организовано масляное
хозяйство, оборудованное в соответствии с ВРД 39-1.8-055-2002
"Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС
ПХГ". При технико-экономическом обосновании возможно включение в
состав хозяйства установки регенерации масла.
Вместимость единичного резервуара определяется проектом.
16.16. Компрессорный цех должен иметь запас масла,
обеспечивающего подпитку газоперекачивающих агрегатов в течение
3-х месяцев, а при значительных трудностях доставки - в течение 6
месяцев, также 50% запас объема маслосистемы всех установленных
газоперекачивающих агрегатов.
16.17. При проектировании ДКС для компримирования газа,
содержащего сероводород, следует соблюдать условия в соответствии
с нормами [67].
17. СИСТЕМЫ СБРОСА ГАЗА И ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ
17.1. Проецирование систем сброса газа для объектов ГДП, МГДП
и СПХГ следует выполнять и соответствии с Правилами [22, 45].
17.2. В зависимости от давления газа в источнике выброса
системы сброса могут быть:
- низкого давления - принимают выбросы из аппаратов,
работающих под давлением до 0,3 МПа;
- высокого давления - принимают выбросы из аппаратов,
работающих под давлением выше 0,3 МПа.
17.3. 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.).
17.4. Количество обособленных сбросных систем на предприятии
должно быть минимальным. Достигается это путем подачи газовых
выбросов от нескольких различных источников на общий факел или
свечу.
При одном факельном коллекторе и наличии горизонтального
факела для продувки шлейфов и коллекторов допускается
строительство одной факельной установки (одного ствола факела).
Допускается строительство одной факельной установки (одного
стола факела) при возможности остановки газодобывающего
предприятия для проведения ремонта факельной установки.
17.5. Газовые сбросы от продувки аппаратов и трубопроводной
обвязки при вытеснении из них воздуха должны производиться через
свечи рассеивания.
17.6. 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.
Обязательному 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.
17.7. 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.
17.8. 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.
Для МГДП допускается сжигание жидких продуктов в земляных
амбарах.
17.9. 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.
17.10. Периодические сбросы при опорожнении установок и
аппаратов должны рассчитываться исходя из максимально допустимой
скорости истечения газа из факела или свечи (120 м/с) в начальный
период опорожнения в соответствии с требованием п. 5.3 Правил
[22].
17.11. Требования к высотным факельным установкам
17.11.1. Высоту ствола факела следует рассчитывать с учетом
допустимой плотности облучения земной поверхности и допустимой
концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха [21, 22].
17.11.2. Расстояние от вертикального ствола факела до зданий и
сооружений с производством категорий А, Б и В1 - 4 должно
устанавливаться в соответствии с требованиями [22].
17.11.3. Верхнюю часть ствола факела (не менее 4 м) следует
выполнять из жаропрочной стали.
17.11.4. Факел должен быть оборудован электрозапальным
устройством с автоматическим и дистанционным управлением,
горелками постоянного горения, подводом топливного газа.
На газопроводах перед вводом в факельную трубу должны
устанавливаться огнепреградители, доступные для осмотра и ремонта.
17.11.5. Компенсация температурных расширений газопроводов
факельных установок рассчитывается на максимальную и минимальную
температуры сбрасываемых газов и проверяется на максимальную
температуру пара, применяемого для пропарки.
17.11.6. 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.
17.11.7. Факельные коллекторы и трубопроводы для сбросов газа
на УПГ следует прокладывать надземно с уклоном в сторону
сепаратора не менее 0,003. Если односторонний уклон выдержать
невозможно, то из низких точек факельных коллекторов и
трубопроводов следует предусматривать устройства отвода жидкости в
сборник факельного сепаратора или в систему сбора жидкости
установки подготовки газа, при этом следует руководствоваться
Правилами [22].
17.11.8. 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.
Отвод жидкости из сборника рекомендуется осуществлять насосами
либо передавливанием. Направление отвода определяется проектом.
17.11.9. 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.
Допускается продувка шлейфов и коллекторов на горизонтальный
факел.
17.11.10. Факельный сепаратор, сборник жидкости, факельные
газопроводы и установленную на них арматуру при необходимости
рекомендуется теплоизолировать и обогревать.
17.11.11. 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.
17.11.12. На СПХГ при исследовании эксплуатационных скважин
рекомендуется производить их продувку через замерный сепаратор,
устанавливаемый на ГРП.
17.12. Требования к горизонтальным факельным установкам (ГФУ)
17.12.1. 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.
17.12.2. Токсичность продуктов сгорания (содержание монооксида
углерода и азота) не должна превышать величин, нормируемых для
топок газоиспользующих установок.
17.12.3. ГФУ должна быть укомплектована устройством
дистанционного розжига и контроля наличия пламени, а при
термическом обезвреживании жидких промотходов - соответствующей
системой автоматического управления.
17.12.4. Амбар и шкафы управления ГФУ должны иметь ограждения,
исключающие несанкционированный доступ персонала.
17.12.5. Трубопроводы к ГФУ должны иметь уклон в сторону
амбара не менее 0,003.
17.13. Предохранительные клапаны
17.13.1. 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.
17.13.2. 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.
В 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.
Не допускается объединение сбросов от предохранительных
клапанов, систем, линий, сосудов с разным рабочим давлением газа
[72].
17.13.3. Для возможности отключения предохранительного клапана
на ревизию до него (а при объединении сбросов и после него)
следует предусматривать арматуру, при эксплуатации апломбируемую в
положении "открыто". Одновременно отключается только один клапан.
17.13.4. При установке на аппарате нескольких рабочих
предохранительных клапанов количество резервных клапанов той же
производительности и марки определяется по таблице 17.1.
Таблица 17.1
-------------------------------------------¬
¦ Количество предохранительных клапанов ¦
+---------------------T--------------------+
¦ рабочих ¦ резервных ¦
+---------------------+--------------------+
¦1 ¦1 ¦
+---------------------+--------------------+
¦2 ¦1 ¦
+---------------------+--------------------+
¦3 ¦1 ¦
+---------------------+--------------------+
¦4 и более ¦2 ¦
L---------------------+---------------------
17.13.5. 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.
Количество паров, на которое должен быть рассчитан
предохранительный клапан, определяется в соответствии с Правилами
[44].
17.13.6. Выбор и расчет предохранительных устройств должен
осуществляться в соответствии со стандартом [73] и правилами [4].
Примечание. Установочное давление и номер пружины
предохранительного клапана должны быть указаны в чертеже.
18. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В УЗЛАХ
И ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ
18.1. Технические решения по борьбе с гидратообразованием
должны обеспечивать предупреждение гидратообразования в фонтанной
арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и
звеньях системы сбора, подготовки и транспорта газа объектов ГДП,
МГДП и СПХГ. Одновременно должна обеспечиваться возможность
ликвидации возникших гидратных отложений в перечисленных выше
местах.
18.2. Борьба с гидратообразованием может осуществляться с
помощью следующих мероприятий, проводимых в зависимости от
конкретных условий как по отдельности, так и в комплексе:
а) обогрев отдельных узлов и участков для увеличения
температуры газа до значения, превышающего температуру возможного
гидратообразования. Выбор способа обогрева обосновывается
технико-экономическим расчетом;
б) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих
равновесную температуру гидратообразования. В качестве
антигидратных ингибиторов рекомендуется применять гликоли такие,
как ДЭГ, ТЭГ, метанол. Возможно применение хлористого кальция, а
также других ингибиторов;
г) по возможности, избежание резких перепадов давления в
технологических трубопроводах, вызывающих снижение температуры
газа и образование гидратов, за счет ликвидации утечек газа через
неплотности в арматуре и плавных переходов от одного диаметра к
другому;
д) снижение давления в системе сбора и транспорта газа не ниже
равновесного давления гидратообразования;
е) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью
снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;
ж) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в
пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта
газа, при помощи конденсатосборников или дренажных трубопроводов.
18.3. Метанол следует применять ограниченно. При применении
метанола на месторождениях необходимо предусматривать его
последующее улавливание и регенерацию.
18.4. При использовании хлористого кальция в качестве
ингибитора следует предусматривать мероприятия, снижающие его
коррозионную активность, например обескислороживание,
нейтрализация примесей и т.п.
18.5. Для предотвращения гидратообразования, вызванного
перепадом давления в штуцере скважины, применяются следующие
методы:
а) обогрев узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера
до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в
штуцере;
б) применение многоступенчатого штуцирования;
в) подача антигидратных ингибиторов в трубопровод
непосредственно перед местом установки штуцера.
18.6. Для предотвращения гидратообразования в стволе скважины
ингибитор следует подавать на забой скважины.
18.7. В технологических установках ингибитор должен подаваться
в поток газа перед местом возможного образования гидратов:
- в места резкого снижения температуры газа;
- перед дросселирующими устройствами;
- в теплообменники.
18.8. Образование гидратов в теплообменниках следует
предотвращать или повышением температуры охлаждаемого газа до
величины, превышающей температуру гидратообразования, или подачей
ингибитора в линию охлаждаемого газа.
18.9. Подача и распределение ингибитора гидратообразования
между УППГ, УКПГ или ГРП должна производиться по специальным
трубопроводам, прокладываемым от ГС до УППГ, от УКПГ до скважин,
от промплощадки КС СПХГ до ГРП.
18.10. Распределение ингибитора по точкам ввода (скважины,
трубопроводы - шлейфы от скважин и технологические установки)
осуществляется специальными устройствами, расположенными на УППГ,
УКПГ или ГРП.
18.11. Общие потери ингибиторов гидратообразования
складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и
унос), потерь в результате неполного отделения от газа в
сепараторах, растворения в конденсате и газе, всевозможных утечек
и др.
18.12. Требуемый расход ингибитора гидратообразования должен
определяться технологическим расчетом по методике, рекомендуемой
документом [74].
19. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ
19.1. Решения по защите от коррозии, предотвращению
парафиноотложений и солеотложений должны приниматься на основе
технологических регламентов на проектирование, выполняемых
согласно Инструкции [5].
19.2. Защита от коррозии внутренней поверхности труб и
оборудования
19.2.1. При обустройстве ГДП, МГДП и СПХГ на месторождениях,
газ которых содержит сероводород, углекислоту и другие агрессивные
компоненты, необходимо предусматривать мероприятия по защите
оборудования и трубопроводов от коррозии в соответствии с
указаниями [30, 75 - 77].
Для защиты оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии
следует предусматривать:
- внутреннее защитное покрытие;
- ввод ингибиторов коррозии;
- применение стойких к коррозии металлов.
Для защиты оборудования и трубопроводов от подземной коррозии
следует предусматривать:
- изоляционные покрытия;
- электрохимическую защиту.
Наружные изоляционные покрытия следует выбирать,
руководствуясь стандартом [76].
19.2.2. Материальное исполнение оборудования и трубопроводов
следует выбирать в зависимости от величины парциального давления
сероводорода в газе согласно стандарту [54, 242].
19.2.3. Аппараты для обработки газа, конденсата и насыщенных
сероводородом реагентов рекомендуется предусматривать, как
правило, в монометаллическом исполнении из сталей в соответствии с
требованиями [78].
19.2.4. Технологические и промысловые трубопроводы, включая
соединительные газопроводы скважин, должны иметь материальное
исполнение, соответствующее требованиям документов [30, 57 - 59,
242].
19.2.5. Запорная, предохранительная и регулирующая арматура, в
том числе закупаемая по импорту, должна отвечать требованиям
документов [53, 54].
19.2.6. Приборы КиА следует предусматривать в специальном
исполнении, оговоренном документом [79]. Импульсные линии - из
труб по стандарту [80], командные пневмолинии - из труб по
стандарту [81], при этом пневмоприводная арматура должна
автоматически закрываться (открываться) при повреждении труб,
обеспечивая безаварийную остановку технологических установок.
19.2.7. Технические средства, имеющие в своей конструкции
элементы из меди (медесодержащих сплавов), допускается применять,
если эти элементы имеют специальное защитное покрытие.
19.2.8. В случаях применения сталей и сплавов с твердостью
свыше 22 HRe, независимо от степени их легирования, необходимо
заключение специализированной организации.
19.2.9. Расчет на прочность трубопроводов, оборудования,
элементов сосудов и аппаратов, работающих в средах, вызывающих
сульфидное растрескивание металлов, должен производиться в
соответствии с требованиями документов [30, 59, 78, 242).
19.2.10. При проектировании трубопроводов, транспортирующих
сероводородсодержащие продукты, необходимо предусматривать
послесварочную обработку стыков согласно Инструкции [82, 242].
19.2.11. Согласно указаниям [75] основным средством защиты от
коррозии оборудования и трубопроводов, в транспортируемой среде
которых содержится углекислота, является ввод ингибиторов.
19.2.12. При наличии в газе сероводорода, как правило, должен
предусматриваться комплексный ингибитор гидратообразования и
коррозии. Выбор ингибитора должен производиться с учетом его
технологических свойств:
- вязкости;
- температуры застывания;
- осмоляемости;
- коксуемости;
- растворимости в рабочих веществах;
- влияния на качество сорбентов и катализаторов;
- стабильности при хранении.
Свойства ингибиторов при хранении должны быть стабильными не
менее 7 суток.
Рекомендуется применять комплексные ингибиторы на основе
метанола.
19.2.13. Ингибитор не должен вызывать эмульсообразования при
контакте с газом, газовым конденсатом и водой.
19.2.14. Режим ввода ингибитора - периодический или
непрерывный - устанавливается проектом. При периодическом вводе
ингибитора:
- По фонтанным трубам при помощи цементировочного агрегата
ингибитор закачивается в призабойную зону пласта, откуда
газожидкостным потоком выносится по эксплуатационной колонне,
обеспечивая защиту фонтанной арматуры и шлейфов.
- Защита от коррозии внутренней поверхности резервуаров
обеспечивается путем заполнения внутренней полости.
- Защита конденсатопроводов и газопроводов диаметром свыше 500
мм осуществляется пропуском через внутреннюю полость пробки из
ингибитора.
- Поверхности горизонтальных и вертикальных аппаратов,
контактирующих с паровой фазой, защищаются орошением ингибитором
путем впрыска.
19.2.15. Более качественную и надежную защиту от общей
коррозии обеспечивает непрерывный ввод ингибитора, который
осуществляется при помощи насосов по системе ингибиторопроводов в
специально предусмотренные точки.
19.2.16. Для защиты скважинного оборудования от коррозии
предусматривается ввод ингибитора в трубную головку фонтанной
арматуры. При этом скважина должна быть оборудована ингибиторным
клапаном, устанавливаемым над пакером, через который из
межтрубного пространства обеспечивается поступление ингибиторов.
Кроме указанной точки необходимо предусмотреть следующие точки
ввода:
- боковые отводы фонтанной арматуры в начале факельных
коллекторов;
- камеры пуска очистных устройств на газопроводах, в
технологические аппараты и газопроводы диаметром до 500 мм.
19.2.17. На объектах, газ которых содержит сероводород и
углекислоту, необходимо предусматривать мероприятия по контролю за
общей коррозией и наводораживанием металла. Контроль должен
осуществляться без нарушения технологического регламента работ
соответствующего оборудования и трубопроводов согласно [75, 83].
19.2.18. Антикоррозионная защита строительных конструкций
должна отвечать требованиям [84].
19.2.19. Контроль общей коррозии металла должен вестись путем
систематического измерения толщины стенок соответствующего
оборудования и трубопроводов с использованием ультразвукового или
любого другого наружного метода и лишь в крайнем случае - путем
определения потерь массы образцами-свидетелями, помещаемыми внутрь
соответствующего оборудования и трубопроводов.
19.2.20. Контроль наводораживания металла должен вестись с
помощью устройств контроля коррозионного разрушения, в которых
различным участкам трубы задаются различные уровни напряжения. При
разрушении ступени подается сигнал в операторную.
19.2.21. Для обеспечения возможности комплексной оценки
состояния металла точки контроля общей коррозии и наводораживания
следует предусматривать в непосредственной близости друг к другу,
как правило, в местах ожидаемой наибольшей коррозии и эрозии
металла.
19.2.22. Рекомендуется предусматривать контроль общей коррозии
и наводораживания следующих видов оборудования:
- обвязочных газопроводов устьев скважин;
- газопроводов на входе и выходе установок подготовки газа,
стабилизации и переработки конденсата;
- аппаратов всех видов с рабочей средой, содержащей
минерализованную воду, а также газопаровую фазу;
- факельной линии в 1 - 4 точках низа газопровода.
19.3. Предотвращение парафиноотложения и солеотложения
19.3.1. При повышенном содержании в пластовом газе
газоконденсатного месторождения парафинов, обуславливающих
застывание газового конденсата, в проекте рекомендуется принимать
следующие решения:
- вывод парафина вместе с конденсатом при высоких температурах;
- ввод в поток газа поверхностно-активных веществ,
предотвращающих выпадение парафина на внутренние поверхности
оборудования, трубопроводов и приборов КиА.
Не исключается применение других прогрессивных решений,
предотвращающих парафиноотложение.
19.3.2. При наличии в газе пластовой воды с повышенным
содержанием минеральных солей в проекте рекомендуется принимать
следующие решения:
- предотвращение выпадения солей на внутренних поверхностях
оборудования, арматуры, трубопроводов и приборов КиА;
- удаление сильно минерализованной пластовой воды из газового
конденсата путем отстоя и вывода из системы;
- ввод реагентов в систему технологических установок до
установки стабилизации конденсата.
19.4. Электрохимзащита
19.4.1. Трубопроводы, проложенные подземно, надземно в насыпи
или подводно в траншее, подлежат комплексной защите от коррозии
защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты
независимо от коррозионной агрессивности грунта. Электрохимзащите
подлежат наружные поверхности стальных трубопроводов,
транспортирующих природный газ, нефть, нефтепродукты и т.п.,
обсадные колонны скважин, резервуары, подземные стальные
коммуникации промплощадок в соответствии с требованиями
нормативных документов [15, 16, 76, 77, 85].
19.4.2. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение
всего срока эксплуатации непрерывную катодную поляризацию
трубопровода на всем его протяжении таким образом, чтобы значения
потенциалов были в пределах установленных величин.
19.4.3. Система катодной защиты, как правило, должна
проектироваться на основе применения блочных установок с
автоматическими станциями катодной защиты (СКЗ) и электродами
сравнения длительного действия, глубинных анодных заземлений. Срок
службы анодных заземлений должен быть не менее 15 лет.
19.4.4. Система протекторной защиты может включать в себя
применение одиночных, групповых или протяженных протекторов.
19.4.5. Система дренажной защиты должна предусматривать
применение в зонах блуждающих токов станций дренажной защиты или
автоматических СКЗ, резисторов или поляризованных блоков.
19.4.6. Все системы электрохимзащиты предусматривают
подключение электрических цепей через контрольно-измерительные
пункты. В целях повышения надежности работы всей системы
рекомендуется применение медных проводов и кабелей.
19.4.7. Для оперативного контроля за работой СКЗ необходимо
использовать систему телемеханики.
19.4.8. Электроснабжение СКЗ должно осуществляться по 2
категориям надежности от двух независимых источников питания.
19.4.9. При составлении проекта электрохимзащиты следует
учитывать возможные изменения коррозионных условий района
строительства во времени.
19.4.10. Выбор системы защиты и схемы электроснабжения зависит
от конкретных условий обустраиваемого объекта и региона.
20. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
20.1. При проектировании систем автоматизации объектов
основного и вспомогательного производственного назначения ГДП,
МГДП и СПХГ необходимо руководствоваться нормативными документами
[86 - 91].
20.2. Для каждого МГДП, ГДП и СПХГ должна быть создана
многоуровневая информационно-управляющая система (ИУС),
осуществляющая управление объемами с применением высокоэффективных
средств вычислительной техники, локальных средств автоматики,
запорно-регулирующей арматуры. При этом должно обеспечиваться
получение оптимальных технико-экономических показателей работы
ГДП, МГДП и СПХГ.
20.3. ИУС должна обеспечивать:
- автоматическое регулирование, дистанционный контроль и
управление технологическими процессами подготовки и переработки
газа и конденсата, подачу газа и конденсата в магистральные
трубопроводы, на заводы переработки газового конденсата или
потребителю;
- автоматическое, дистанционное и местное отключение комплекса
аппаратов и трубопроводов установки с байпасированием газа или
отключением его подачи при повышении на 10% или при понижении на
20% давления по отношению к рабочему, повышении температуры при
аварии, загазованности или пожаре;
- поддержание оптимальных режимов процессов на основных и
вспомогательных производственных объектах, определяющих
технико-экономические показатели работы без постоянного
обслуживающего персонала;
- непрерывный контроль утечек взрывоопасных газов на наружных
технологических площадках и в производственных помещениях, с
предоставлением информации (световой, звуковой) о появлении
опасных концентраций в воздухе (предупредительный сигнал и
включение систем аварийной вентиляции при 10% от НКПРП и аварийный
при 20% от НКПРП) в помещении операторной. Места установки и
количество датчиков газоанализаторов определяются проектом в
соответствии с требованиями [92];
- оперативный контроль и управление рассредоточенными
объектами ГДП и СПХГ;
- безопасность и безаварийную работу технологического
оборудования, агрегатов, механизмов и отдельных объектов;
- эффективную защиту оборудования установок и систем
газосборных трубопроводов при аварийных состояниях и локализацию
возможных аварий;
|
