Реконструкция установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при освоении Филипповской залежи
Аннотация
В дипломном проекте рассматриваются
вопросы эксплуатации установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при
освоении Филипповской залежи на Оренбургском нефтегазоконденсатном
месторождении. В данном проекте предложен вариант реконструкции ДНС ДКС-3,
которую можно провести без полной остановки и нарушения режима добычи
продукции.
В технологической части дипломного проекта
дано общее описание дожимной насосной станции. Рассмотрена реконструкция
насосного цеха для поддержки увеличенной добычи нефтепродуктов. Подробно
рассмотрен нефтепровод от ДНС до ОГПЗ, приведён его расчёт на пропускную
способность при увеличении перекачиваемой нефти. Аналогично был рассчитан
участок подогрева нефти.
В разделе «Безопасность и экологичность
проекта» рассмотрены основные виды техногенного воздействия ДНС-3,
количественная и качественная характеристика опасностей, основные предпосылки
возникновения нештатных ситуаций и их социально-экономические последствия.
В экономической части проведен расчет
экономической эффективности от реконструкции насосного цеха с постановкой
дополнительных насосов. Экономический эффект реконструкции достигается за счет
увеличения добычи и некоторых других факторов.
Перечень условных обозначений и
сокращений
ДКС - дожимная компрессорная станция;
КС - компрессорная станция;
ГПА - газоперекачивающий агрегат;
ГТУ - газотурбинная установка;
ЦБН - центробежный нагнетатель;
АВО - аппарат воздушного охлаждения;
УТО - утилизационный теплообменник;
ВОУ - воздухоочистительное устройство;
КИП и А - контрольно-измерительные приборы и
автоматика;
Ду - диаметр условный;
ПДК - предельно допустимая концентрация;
ДНС - дожимная насосная станция;
УКПГ - установка комплексной подготовки газа;
ГПУ - газопромысловое управление;
ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
ОНГКМ - Оренбургское нефтегазоконденсатное
месторождение;
ФЗ - Филипповская залежь;
СКЗ - Среднекаменноугольная залежь.
Введение
Открытое акционерное общество «Газпром» -
важное звено в реорганизации всей системы топлива и энергоснабжения,
осуществляемой в России.
Ее цель создание регулируемого рынка,
призванного обеспечить рентабельность функционирования топливно-энергетического
комплекса страны, способного более глубоко интегрироваться в мировое
энергетическое хозяйство.
Возникшее в период перехода экономики
России к рыночным отношениям Открытое акционерное общество «Газпром», обладая
функциями крупных газовых компаний мира, имеет специфические особенности. На
него государством возложено: обеспечение надежного газоснабжение России,
выполнение межгосударственных соглашений по экспорту газа, проведение
целенаправленной научно-технической политики в отрасли, реконструкция и
развитие Единой системы газоснабжения страны и контроль за ее
функционированием.
Газпром обеспечивает так же добычу нефти и
газового конденсата, комплексную переработку углеводородного сырья с
производством серы, сжиженных газов, моторных топлив и другой продукции.
Собственными силами ведет буровые работы, в том числе на российском шельфе
северных морей.
В составе общества имеются машиностроительные,
ремонтные, пуско-наладочные предприятия, строительные организации,
научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты. Такая
многопрофильность, не свойственная зарубежным газовым компаниям, позволяет в
условиях отсутствия в стране развитого рынка соответствующих услуг обеспечивать
нормальное функционирование газовых объектов.
В перспективе сфера его деятельности может
быть расширена за счет организации производства на базе переработки природных
газов, разнообразной химической продукции.
Роль и место Открытого акционерного
общества «Газпром» в топливно-энергетическом комплексе страны становится все
существеннее. По мнению экспертов, эта тенденция сохранится и в дальнейшем.
Бурное развитие техники и технологии
трубопроводного транспорта выдвигает принципиально новые, все более сложные
технические и экономические проблемы, которые решаются на более качественном
подходе в проектирование систем с применением ЭВМ. К приоритетным направлениям
научно-технической политики в газовой промышленности России относятся:
§ совершенствование методов
разработки газовых и газоконденсатных месторождений с целью повышения степеней
извлечения углеводородов из недр,
§ углубление комплексной
переработки углеводородного сырья с производством конечной химической
продукции,
§ внедрение
энергосберегающих технологий,
§ расширения использования
природного газа на транспорте,
§ широкое применение
методов диагностики технического состояния трубопроводов и оборудования.
Вопросы обеспечения безопасной и надежной
работы трубопроводной транспортной системы стоят перед любым газотранспортным
предприятием. Любое повышение безопасности достигается за счет необходимого
дополнительного увеличения расходов, при котором технология и производство
остаются рентабельным.
1.
Общая часть
.1 Обоснование
необходимости реконструкции ДНС ДКС-3
Необходимость реконструкции ДНС ДКС-3
вызвана разработкой Филипповского месторождения, подготовкой нефтепродуктов и
транспортировки нефти и конденсата на Оренбургский газоперерабатывающий завод
(ОГПЗ).
В настоящее время только ведётся
разработка данного месторождения, планируется к 2015 году в строй ввести 120
скважин, из них 108 добывающих и нагнетательных 23. Однако решения о будущей
транспортировке необходимо принимать уже сейчас.
Основание для разработки основных
технических решений по обустройству нефтяной оторочки Филипповской
нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ :
- Решения Центральной комиссии по разработке
месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра) по рассмотрению отчета
«Технологическая схема разработки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи
ОНГКМ» (Протокол №3404 (39-Г/2005) от 14.07.2005 г.);
- Задание на разработку проекта «Обустройство
Филипповской залежи», утвержденное Заместителем Председателя Правления ОАО
«Газпром» А.Г. Ананенковым 28.07.2008 г.
Существуют несколько проектов для
транспортировки нефти к конденсата с Филипповской залежи:
- строительство новой дожимной насосной станции недалеко от ДКС-3;
реконструкция ДНС ДКС-3 с целью увеличения пропускной способности.
Целью данного диплома является то, что без
вложения больших средств и остановки ДНС ДКС-3 можно провести реконструкцию
данного объекта на приём сырья с ФЗ.
1.2 Исходные данные
Проектирование транспорта дегазированной
нефти от ДНС ДКС-3 до ОГПЗ выполняем в соответствии требованиями СНиП
2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», «Норм технологического проектирования
магистральных нефтепроводов» (ВНТП-2-86, Москва, 1987г.) и др.
На данный момент проектная
производительность ДНС составляет:
·
по нестабильному
конденсату - до 420 тыс. тонн/год;
·
по нестабильной
нефти - до 300 тыс.тонн/год.
Для расчета нефтепровода приняты следующие
исходные данные:
Объем перекачки нефти G = 1459 тыс.т/год
(720000т/год Среднекаменноугольной залежи (СКЗ) + 739000т/год Филипповской залежи
(ФЗ) Согласно утвержденному протоколом №3404(39-Г/2005) от 14.07.2005г. ЦКР
Роснедра варианту «Технологической схемы разработки Филипповской залежи ОНГКМ»)
Длина нефтепровода (от ДНС до ОГПЗ) L = 40 км.
Начальная вертикальная координата нефтепровода Z1= 110 м.
Конечная вертикальная координата нефтепровода Z2= 155 м.
Температура перекачиваемой нефти t = 100С
Теплофизические свойства нефти:
Плотность нефти при t = 200C, r20 = 840 кг/м3.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 293 К n293 = 0,573 ´10-4 м2/с.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 323 К n323 = 0,308 ´10-4 м2/с.
.3 Общая
характеристика производства
Дожимная насосная станция (ДНС) является
объектом ДКС УКПГ-14, 15.
Генеральным проектировщиком ДНС является
ОАО"Южниигипрогаз". проект обустройства ДНС выполнен
ОАО"Южниигипрогаз". Проект АСУ ТП ДНС выполнен НПФ "ПРИС"
г. Нижне-Камск. Россия.
ДНС предназначена для приема нестабильных
конденсата и нефти, поступающих с промысловых установок УКПГ-14, 15, их
дегазации и насосного транспорта по соединительному конденсатопроводу УКПГ-15 -
ОГПЗ и нефтепроводу УКПГ-14 - ДКС-1 - ОГПЗ на Оренбургский ГПЗ.
На площадку ДНС также поступает
нестабильный конденсат из станционных сепараторов и пылеуловителей ГПА ДКС-3.
Количество часов работы - 8000 часов в
год.
Для обустройства площадки ДНС применено
сепарационное, емкостное и теплообменное оборудование изготовленное в 1992¸1993 г. ПО
"Волгограднефтемаш". Оборудование изготовлено в коррозионностойком
исполнении по техпроектам ГП 1022…, разработанным ДАО "ЦКБН" для
техперевооружения УКПГ.
По оборудованию проведены технические
освидетельствования и оформлены заключения о дальнейшем его использовании.
От ДАО "ЦКБН" получены
заключения на применение оборудования на условия эксплуатации ДНС и технические
проекты на модернизацию оборудования.
К применению принято следующее
оборудование:
§ в качестве трехфазных
разделителей дегазаторов конденсата и нефти 33Е-08-01 и 33Е-07-01 - сепараторы
С-02А по черт. ГП1022.01.000 без их реконструкции и модернизации;
§ в качестве подпорных
емкостей насосов перекачки конденсата и нефти 33Е-07-02 и 33Е-08-02 -
сепараторы С-02А по ГП 1022.01.000. Реконструкция сепараторов для использования
в качестве подпорных емкостей 33Е-07-02 и 33Е-08-02 выполнена в соответствии с
разработанными ДАО "ЦКБН" рабочими проектами ГПР 1996 и ГПР 1997
соответственно:
§ в качестве дегазатора ВМС
33В-503А - дегазатор метанола В-503А по ГП 1022.07.01 без реконструкции
внутренних устройств и модернизации;
§ в качестве подогревателей
теплоносителя (60% р-р ДЭГа) 50Д-102..202 - подогреватели ГП 920.01, обвязка
подогревателей выполнена по разработанному техпроекту ГП 1974.05;
§ для приема углеводородных
дренажей - надземная дренажная емкость Е-304/0 по ГП 1022.04.01 без
реконструкции и модернизации.
Недостающее оборудование для коррозионных
сред (факельные сепараторы 33С-503, 33С-502, подземная дренажная емкость
33Е-304/2) изготовлены на основании техпроектов ДАО "ЦКБН" ГП 1974…:
Насосное оборудование.
Для транспорта сероводородсодержащих
нестабильного конденсата и нефти на ОГПЗ произведена закупка и установлены
четыре герметичных насосных агрегата с экранированным двигателем, тип САМК
50/6, фирма "Герметик-Пумпен ГмбХ". Контракт 548-3504/00043.
Насосные агрегаты комплектуются наружным
теплообменником и высоконапорным дозировочным насосом, тип ЕК-М-510-1 фирма
"LEWA", приборами контроля температуры и уровня жидкости, тип ОТV-30.
Для автоматической откачки
сероводородсодержащих конденсатов из факельных сепараторов и утилизации
углеводородных дренажей из дренажных емкостей в процесс произведена закупка и
установлены пять высоконапорных мембранно-поршневых агрегатов, тип Pro Minent.
Другое емкостное, насосное и теплообменное
оборудование для некоррозионных сред изготовлено по Техническим условиям
заводов изготовителей.
ДНС - 3 располагается в 300 м от площадки
действующей УКПГ -14 и запроектирована с учетом максимального использования
сетей и вспомогательных сооружений этой установки.
На данный момент на площадке ДНС
располагаются:
- узлы подключения конденсатопровода и нефтепровода;
- отделение дегазации;
технологическая насосная;
узел дегазации и утилизации ВМС;
дренажная система углеводородов;
установка подогрева теплоносителя;
узел хозрасчетного замера нефти;
здание аппаратной и подстанции;
факельное хозяйство.
Сбросы газа после предохранительных
клапанов и другие сбросы после факельных сепараторов ДНС направляются на
существующую факельную систему ДКС-3.
За начало трассы трубопровода
транспортирующего нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за
пределы ограждения площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на
северо-восток с поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с
понижением в сторону ДНС-3
Трасса трубопроводов проходит по землям АО
им. Пушкина в не затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого
района Оренбургской области.
Трубопровод пересекает автодорогу
"Оренбург-Самара" и озеро Гусарское.
1.4 Характеристика района
Климатическая характеристика
Территория месторождения в районе строительства
в основном равнинная, расположенная в поясе умеренно-континентального климата
степей с пониженным увлажнением. Характерными чертами климата степной зоны
являются: континентальность с резкими амплитудами климатических элементов в
отдельные месяцы, жаркое лето с частыми засухами и суховеями, очень холодная
зима с нередкими оттепелями и частыми метелями, короткая, интенсивно
протекающая весна и продолжительная сухая, моловетренная осень.
Продолжительность солнечного сияния
составляет 2165 часов в год. Величина радиационного баланса составляет 40-45
Ккал/см2 в год и является положительным в течении 9 месяцев.
Температура воздуха. Средняя годовая
температура воздуха положительная. Самый холодный месяц года - январь. Средняя
месячная температура этого месяца по району близка к -14,50С.
Абсолютный минимум составляет минус 42-430С. В самом теплом месяце -
июле температура в среднем составляет 21-230С, достигая в отдельные
годы максимальных значений 420С.
Влажность воздуха. Влажность воздуха
характеризуется упругостью водяного пара, относительной влажностью и
недостатком насыщения воздуха водяным паром. Упругость водяного пара
(абсолютная влажность) в годовом ходе, как и температура воздуха, достигает
наименьших значений зимой в январе-феврале, наибольших в июле. Относительная
влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром,
меняется в течение года в широких пределах (по замерам на 13 часов от 53% в мае
и до 83% в марте).
Атмосферные осадки. Рассматриваемая
территория относится к зоне пониженного увлажнения, в среднем за многолетний
период годовая сумма осадков составляет 425 мм, а экстремальные значения
достигают величин 200-750 мм. Жидкие осадки составляют до 65% от годовой суммы.
Суточный максимум осадков может достигать 60 мм. Число дней с осадками в году
составляет в среднем 132 дня. Число же с осадками более 100 мм составляет всего
6 дней.
Снежный покров. На рассматриваемой
территории зима длится 4-5 месяцев. Средняя дата образования устойчивого
снежного покрова приходится на 26 ноября, а дата разрушения его - на 6 апреля.
Продолжительность залегания снежного покрова в среднем составляет 140 дней.
Экстремальная продолжительность залегания снежного покрова на территории может
составлять от 100 до 180 дней. Высота снежного покрова колеблется от 7см в
ноябре и до 44см в феврале. Максимальная высота снежного покрова составляет 77
см.
Температура и промерзание почвы. По данным
метеостанции Оренбурга средняя глубина промерзания почвы к концу зимы
составляет 120 см, наибольшая - 171 см, наименьшая - 62 см. Средняя дата начала
устойчивого промерзания почвы приходится на 14 ноября, а полного оттаивания -
на 13 апреля. Средняя годовая температура на глубине 0,2 м - 6,60С,
на глубине 0,8 м - 6,20С, на глубине 1,6 м - 6,50С.
Ветер. Ветер на описываемой территории
отличается крайней изменчивостью, как по направлению, так и по скоростному
режиму. В среднем 45 дней в году бывают безветренными. Наибольшее число дней с
сильным ветром (более 15 м/с) наблюдается в феврале-марте (10 дней в месяц),
наименьшее число дней (3) приходится на июнь. В году наибольшее число дней с
сильным ветром составляет 31. Ветер со скоростью 24 м/сек на рассматриваемой
территории наблюдается ежегодно, ветер же со скоростью 31 м/сек возможен один
раз в 20 лет. Повторяемость направлений ветра и штилей: С - 14%, СВ - 11%, В -
20%, ЮВ - 8%, Ю - 6%, ЮЗ - 16%, З - 15%, СЗ - 10%, ШТИЛЬ - 9%.
Для рассеивания вредных веществ в
атмосфере, кроме приведенных данных, также существенное значение имеет
атмосферная циркуляция. Неблагоприятные метеоусловия, сточки зрения атмосферной
циркуляции наблюдаются нечасто в течении года.
Из приведенных данных можно сделать вывод,
что с точки зрения рассеивания вредных веществ в атмосфере климатические
условия в районе Оренбургского месторождения в целом благоприятны.
1.5 Топографо-геодезические условия
Площадка для дожимной насосной станции
нефти расположена в западной части территории, отведённой для строительства ДКС
для УКПГ-14,15.
Площадка размещается на выгонных землях АО
им. Пушкина на расстоянии 300 м восточнее УКПГ-14 и в 120 м южнее существующего
коридора коммуникации.
Район зоны УКПГ-14 и ДНС расположен в 50
км от г.Оренбура на правом берегу р.Урал. Площадка находится в незатапливаемой
пойменной зоне р.Урал на территории Переволоцкого района Оренбургской области.
Перекачиваемая нестабильная нефть и
конденсат поступают в существующий нефтепровод УКПГ-14 - ОГПЗ.
Река Урал протекает в 2000 м от площадки.
Ближайшие населенные пункты - села Татищево и Зубочистка-2 расположены в 4,7 и
13,0 км соответственно. За начало трассы трубопроводов транспортирующих нефть
от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения
площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на северо-восток с
поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с понижением в
сторону ДНС-3 Трасса трубопроводов проходит по землям АО им. Пушкина
Переволоцкого района Оренбургской области.
Трубопровод пересекает автодорогу
"Оренбург-Самара".
1.6
Геологическое строение
В геоморфологическом отношении территория
ДНС и нефтепровода располагается на Урало-Самарском водоразделе и приурочена к
юго-восточному склону Общего Сырта, долине реки Урал.
Вся территория расположена в черноземной
зоне в подзоне южных черноземов, которые развиты на делювиальных желто-бурых и
светло-коричневых глинах и суглинках, местами карбонатизированных. Мощность
гумусового горизонта 25-51 см, содержание гумуса от 2-6%.
Вдоль р. Урал широкой полосой простираются
серые лесные почвы и дерно-луговые пойменные почвы с мощным гумусовым
горизонтом.
Рельеф территории строительства -
спокойная полого-волнистая равнина, благоприятен для возделывания
сельскохозяйственных культур. Около 80% площади приходится на
сельскохозяйственные угодия, 11% - на леса и водоемы, 9% составляет государственный
и специальный земельный фонд.
1.7
Гидрологические условия
Площадка строительства ДНС расположена на
северном берегу реки Урал в 2000 м от него. Русло реки сопровождается поймой
2-3 км и более с надпойменными террасами.
Площадка и нефтепровод находятся в не
затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого района Оренбургской
области.
Основным источником пополнения р. Урал
является снежный покров, на долю которого приходится более 80% годового стока.
Пополнение воды в реке происходит почти
исключительно в период весеннего снеготаяния, которое начинается в период с 29
марта по 6 апреля.
По химическому составу вода р. Урал может
быть отнесена к гидрокарбонатному классу. По величине минерализации воды Урала
в его среднем течении могут быть отнесены к рекам средней (200-500 мг/л) и даже
к повышенной (500-1000 мг/л) минерализацией.
2.
Технологическая
часть
2.1 Расчет характеристик перекачиваемой нефти
Плотность нефти rt при
температуре транспортировки определяем по формуле:
rt = r20 -x ( t -20), (1)
где rt - плотность при 10оС,
кг/м3
x - температурная поправка, кг/(м3 оС), x= 1,825-0,001315r20
x= 1,825-0,001315r20 =
1,825-0,001315´ 840 =
0,72 кг/(м3 оС)
r10 = r20 -x ( t -20) = 840 - 0,72 ( 10 -20) = 847,2 кг/м3
Вязкость нефти при температуре транспортировки определяем по формуле
Филонова-Рейнольдца :
, (2)
где
u
= 
; (3)
где
n1 и n2 - известные значения вязкости
при температурах t1 и t2.
u
= =
= 0.0185
Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при
температуре транспортировки нефти 100С, равное n=0,646´10-4 м2/с.
.2
Дожимная насосная станция
Выбор
основного насосно-силового оборудования
Определяем объемный расход нефти в
нефтепроводе:
; (4)
. (5)
На данный момент на ДНС-3 установлено четыре
насоса марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», по два насоса на линию конденсата и
линию нефти. Ввиду того, что на станции идет параллельная перекачка нефти и
конденсата на ОГПЗ (смешение в одной тубе) и работает только один насос, по
выбору инженера-технолога, установленный либо на линии конденсата, либо на
линии нефти, остальные насосы находятся в резерве.
По заданной пропускной способности на
насосной станции принимаем к установке центробежные насосы марки САМК- 50/6
фирмы «Герметик» в количестве шести штук (по три на каждой линии; 5 рабочих+1
резерв). Подпор насосов осуществляется из двух подпорных емкостей нефти
давлением Ризб =2,3 МПа, установленных на этажерке на высоте Dh= 8 м относительно оси
насоса.
По характеристике H-Q насоса (Приложение
1) при Qv=40 м3/час находим Ннас=435 м.
Общий напор, создаваемый головной насосной
станцией, будет равен:
Нгнс = Ризб /rнg
+ Ннас+Dh =
2,3´106/(847,2´9,81) + 435+8 = 716,74 м, (6)
а расчетное давление в нефтепроводе будет равно:
1
= rнgHгнс = 847,2 ´9,81´716,74 = 6,0 МПа. (7)
Состав
сооружений ДНС
Основным назначением ДНС является:
- приём, дегазация и транспорт нефти, поступающей с УКПГ-14,15 и
Филипповской залежи (из магистральных трубопроводов);
утилизация газов дегазации нефти;
коммерческий учёт нефти.
В соответствии с назначением в состав
основных сооружений ДНС входят:
- насосное отделение;
узел дегазации нестабильной нефти;
узел коммерческого учета нефти;
технологические трубопроводы.
Кроме технологических установок,
обеспечивающих нормальную работу основного оборудования ДНС, предусмотрены
вспомогательные системы:
-отделение подогрева теплоносителя;
узел редуцирования топливного газа;
дренажная система;
факельная система;
-система воздуха КИП.
Перечень основного технологического
оборудования и его техническая характеристика приведены в Таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Перечень основного
технологического оборудования
|
№ пп.
|
Наименование оборудования
|
Технологический индекс
|
Кол-во
|
Техническая характеристика
|
|
1.
|
Трехфазный разделитель
нефти
|
33Е-07-1¸2
|
2
|
V = 26,3 м3 Pрас = 7,5 МПа
Pраб = 2,5 МПа
|
|
2
|
Подпорная емкость нефти
|
33Е-08-1¸2
|
2
|
V = 26,3 м3 Pрас = 7,5 МПа
Pраб = 2,5 МПа
|
|
3.
|
Насосный агрегат для
перекачки нефти САМК-50/6 «Герметик»
|
33Н-08-1¸4
|
6
|
Q = 40 м3/ч Н = 435 м
|
|
4.
|
Электронасосный агрегат для
откачки углеводородов
|
33J-502А.В 33J-503А.В
|
4
|
Q = 4 м3/ч Р = 6,3МПа
|
|
5.
|
Полупогружной
электронасосный агрегат
|
33Н-304/2
|
1
|
Q = 45 м3/ч Н = 31 м
|
|
6.
|
Факельный сепаратор низкого
давления
|
33С-502
|
1
|
V = 2,3 м3 Pрас = 0,6 МПа
Pраб = 0,58 МПа
|
|
7.
|
Факельный сепаратор
высокого давления
|
33С-503
|
1
|
V = 23,6 м3 Pрас = 1,0 МПа
Pраб = 0,96 МПа
|
|
8.
|
Подземная дренажная емкость
нефти
|
33Е-304/2
|
1
|
V = 36 м3 Pрас =4,0 МПа
Pраб =2,0 МПа
|
|
9.
|
Выветриватель ВМС
|
33Е-503А
|
1
|
V = 20,0 м3 Pрас =1,0 МПа
Pраб =0,25 МПа
|
|
10.
|
Насос для откачки ВМС
|
33Н-503-1¸2
|
2
|
Q = 0,63 м3/ч Р = 4 МПа
|
|
11.
|
Емкость антифриза
|
33Е10
|
1
|
V = 10,0 м3 Pрас = 1,0 МПа
Pраб = 0,6 МПа
|
|
12.
|
Насос циркуляции антифриза
ЦМГ-12.5/50-УХЛ2
|
33Н-01
|
3
|
Q = 12,5 м3/ч Н =50 м
|
|
13.
|
Подогреватель теплоносителя
|
50Д-102 50Д-202
|
2
|
Q = 1403,8 кВт V = 25 м3/ч
|
|
14.
|
Электронасосный агрегат
циркуляции теплоносителя
|
50J-102А.В 50J-202А.В
|
4
|
Q = 12,5 м3/ч Н = 80 м N =
15кВт
|
|
15.
|
Подпиточный электронасосный
агрегат
|
50J-501А.В
|
2
|
Q = 6,3 м3/ч Н =32 м N =
5,5 кВт
|
|
16.
|
Емкость подпиточная теплоносителя
|
50Е-504
|
1
|
V = 50,0 м3
|
|
17.
|
Подземная дренажная емкость
ДЭГа
|
33Е-304/3
|
1
|
V = 40,0 м3 Pрас = 0,1 МПа
|
|
18.
|
Агрегат электронасосный
полупогружной
|
33Н-304/3
|
1
|
Q = 45 м3/ч Н =31 м N =
15кВт
|
|
19.
|
Ресивер силового воздуха
|
33В-01 33В-01
|
2
|
V = 25 м3 Pрас=2,5 МПа
|
|
20.
|
Резервуар для хранения
дизтоплива
|
33Е-11-1 33Е-11-2
|
2
|
V = 5 м3 Pрас=0,04 МПа
|
|
21.
|
Воздушный холодильник
антифриза
|
33ВХ-01
|
2
|
F = 585м2 N =3 кВТ´2
|
|
22.
|
Градирня
|
33Г-01
|
2
|
Q = 10 м3/час N =1,1 кВТ
|
Технологическая
схема ДНС после реконструкции
Нефть и конденсат с УКПГ-14,15 и с
Филипповской залежи через узел подключения с давлением 2,8 МПа направляется на
вход ДНС в общий коллектор.
Из общего коллектора нефть поступает на
установку подготовки нефти и конденсата, где происходит её нагрев, добавление
деэмульгатора, а затем сырьё поступает в трёхфазные разделители нефти и
конденсата 33Е-07¸08-01 ( по выбору инженера технолога).
Регулирование давления в ёмкостях
осуществляется регулятором 33РСV08 и 33РСV02 (до себя).
При превышении давления в ёмкостях более
2,5 МПа предусмотрен сброс избыточного давления газа через СППК 33ПК-07-01¸02.
В ёмкостях выветривания нестабильная нефть
дегазируется до давления 2,3¸2,5 МПа и отделяется от водометанольной смеси.
Далее дегазированная нефть из ёмкостей выветривания нефти поступает в подпорные
емкости 33Е-07¸08-02, где она дополнительно дегазируется. При превышении
давления в ёмкостях более 2,3 МПа предусмотрен сброс избыточного давления газа
через СППК 33ПК-08-01¸02. Затем нефть поступает в насосное отделение на
всас насосов 33Н-07¸08-01¸03, а водометанольная
смесь - в коллектор ВМС и ёмкость 33Е-503А откуда водометанольная смесь
насосами 33Н-503-01¸02 (Q=0.63МПа, Р=4МПа) откачивается на УКПГ-3.
Газы дегазации поступают в сборный
коллектор и далее по трубопроводу через эжектор или при помощи компрессоров
газов выветривания (КГВ) при наличии постоянного расхода в размере 30000 нм3/ч
на ДКС-3.
Регулирование уровня в каждой из ёмкостей
33Е-07¸08-02 по нефти обеспечивается регуляторами уровня 33LCV01,
33LCV02. Регулирование уровня водометанольного раствора (раздел фаз)
обеспечивается регулятором 33LdCV01, 33LdCV02, а в ёмкости 33Е-503А регулятором
33LCV03.
Перекачка нефти осуществляется пятью
центробежными насосами марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», установленными по три
на каждой линии подготовки нефти, соединенных параллельно.
Насос САМК- 50/6 с погружным
электродвигателем защищенного статора представляет собой симбиоз, состоящий из
шестиступенчатого центробежного насоса с предвключенным ротором (индусером) и
трехфазного индукционного двигателя, при чем непосредственная связь существует
между гидравлической частью и приводным двигателем.
Короткозамкнутый ротор электродвигателя
защищен при помощи оболочки ротора (экрана) от коррозии. Как статорная гильза,
так и экран выполнены из коррозионностойкого немагнитного материала. Тепло
экранированного электродвигателя отводится через выносной теплообменник при
помощи охлаждающей жидкости.
Электродвигатель имеет собственную систему
циркуляции (вторичный контур). Вспомогательное рабочее колесо подает жидкость
(дизельное топливо), находящуюся в полости ротора, через холодильник,
расположенный непосредственно на двигателе.
Благодаря тепловому затвору между насосом
и электродвигателем (в виде промежуточного фонаря) достигается значительная
независимость тепловых балансов в насосе и в электродвигателе.
Насосы оборудованы средствами КИП, с
помощью которых осуществляется управление насосами.
Для циркуляции охлаждающей жидкости в
дополнительном контуре охлаждения, а также для установки точного контроля
количества охлаждающей жидкости, используется мембранно-поршневой дозировочный
насос. Требуемый поток охлаждающей жидкости является относительно небольшим и
составляет 2-10 л/ч. Если необходимо сведение втекающего в первичный контур
промывочного потока к минимуму, то вместо кольцевого зазора предусматривается
механическое уплотнение контактным кольцом, а вторичный контур оснащается
соответствующим приспособлением (подключение трубопровода газоулавливающей
системы).
Узел
коммерческого учета нефти
Учет нестабильного конденсата и нефти,
поступающих из ДНС на ОГПЗ, выполняется на индивидуальных узлах замера, для
каждого прокачиваемого продукта33EF 07-01(02) и 33EF 08-01(02).
В состав каждого узла входят: рабочая и
резервная линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными
трубопроводами.
Резервная линия используется также как
поверочная для рабочей линии.
По выходу узлы замера соединяются
трубопроводом перемычкой, по которму возможно поступление прокачиваемых
продуктов, либо в соединительный нефтепровод УКПГ-14-ДНС-3-ОГПЗ, либо
соединительный конденсатопровод УКПГ-15-ДНС-3-ОГПЗ.
Измерение предусмотрено датчиками
массового расхода Micro-Motion модели CMF 200m, 33FE-08-01; 02, обеспечивающими
высокую точность измерения потока и их функционирование не зависит от изменения
температуры, вязкости, проводимости и характера течения потока.
Результаты измерения передается
дистанционно в операторные ДНС и ДКС-3 на микропроцессорный комплекс для
представления мгновенного и суммарного расхода и регистрации на цифропечатающем
устройстве.
До массовых расходомеров 33FF- 08;07-01;02
выполняется:
§ контроль давления по
месту техническим манометром, дистанционно в операторской от датчика -
измерение, регистрация;
§ контроль температуры по
месту термометром, дистанционно в операторской от датчика - измерение,
регистрация.
После массовых расходомеров выполняются:
§ контроль давления по
месту, техническим манометром;
§ контроль температуры по
месту , термометром;
§ отбор проб конденсата для
лабораторного контроля качества.
Рабочие параметры среды:
§ рабочее давление до 6,3
Мпа;
§ расход от 20 до 100 т/ч;
§ плотность от 0,55 до 0,9
т/м3;
§ температура то минус 2 до
плюс 400С;
§ содержание сероводорода
до 5% массовых.
Опорожнение ТПУ и коммуникации узлов учёта
предусматривается в дренажную ёмкость 33Е-304/2.
Отделение
подогрева теплоносителя
Отделение предназначено для подогрева
водного 60% раствора ДЭГа, который используется в качестве теплоносителя для
обогрева технологических аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов
внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3, дренажной
емкости 11Е-304/2А ДКС-3, УПК и Н и компрессорной газов выветривания.
Потребление тепла для технологического
обогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады
ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3 и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3
составляет - 0,4¸0,8 Гкал/час.
Потребление тепла для технологического
подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, обогрева трубопроводов
УПК и Н и компрессорной газов выветривания в общем составляет - 0,4¸0,8 Гкал/час.
В состав отделения подогрева теплоносителя
входят:
§ подогревали теплоносителя
50Д-102; 202;
§ насосы циркуляции ДЭГа
50J-102A; B, 50J-202A; B;
§ линия подогрева аппаратов
и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14,
трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости
11Е-304/2А ДКС-3;
§ линия подогрева
конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н,
емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания;
§ емкость приготовления
теплоносителя 50Е-504 (60% вес. р-р ДЭГа);
§ насосные агрегаты
подпитки теплоносителя 50J-501A; B;
§ подземная дренажная
емкость ДЭГа 33Е-304/3 с погружным насосом 33Н-304/3.
В период эксплуатации ДНС в работе
находятся две линии подогрева:
§ подогреваль теплоносителя
50Д-102, насосы циркуляции ДЭГа 50J-102A; В, линия подогрева конденсата и нефти
в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и
трубопроводов компрессорной газов выветривания;
§ подогреваль теплоносителя
50Д-202, насосы циркуляции ДЭГа 50J-202A; В, линия подогрева аппаратов и
трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14,
трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости
11Е-304/2А ДКС-3.
В случае выхода из строя подогревателя
теплоносителя 50Д-202 пустить в работу подогреватель теплоносителя 50Д-102 по
линии подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной
эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и
дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3. Линию подогрева конденсата и нефти в
теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и
трубопроводов компрессорной газов выветривания остановить.
Потребление тепла для технологического
обогрева составляет -1,3 Гкал/час.
Параметры 1 линии подогрева теплоносителя
Производительность -1,3 Гкал/ч
Температура на входе - 50¸700С
Температура на выходе - 80¸1000С
Состав линии подогрева теплоносителя:
§ подогреватель
теплоносителя 50Д-102 (ГП 920.01.000.ВО);
§ три насоса циркуляции
ДЭГа 50У-102А, В, С (2 раб.+1 рез.) типа ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2.
§ Общее оборудование для
отделения:
§ ёмкость подпиточная
50Е-504-V=50м3.
§ 2 подпиточных насоса
50J-501А, В (1 раб.+ 1 рез.) типа АХ-Е-40-25-160-А-5-У2.
Подогрев 60% ДЭГа осуществляется в котлах
50 Д-102 с 50-700С до 80-1000С.
Циркуляция осуществляется насосами типа
ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2. Расчётное давление системы 1,0 Мпа.
Пополнение системы 60% раствором ДЭГа
осуществляется насосами подпитки. Хранение 60% раствора ДЭГа и его
приготовление происходит в подпиточной ёмкости ТП 704-1-162.83, V=50м3.
Расчет
подогревателя ДЭГа
Расчет подогревателя заключается в
определении необходимой площади поверхности для подогрева 60% раствора ДЭГа в
воде Q = 25 м3/час от температуры Т1= 50 0С до Т2 = 100 0С,
подаваемого в змеевики обогрева для стабилизации и дегазации перекачиваемой
нефти \10\.
Раствор ДЭГа в воде подается
циркуляционными насосами в межтрубное пространство подогревателя, а продукты
сгорания топливного газа - в трубное.
Исходные данные для расчета:= 25 м3/час - объемный расход ДЭГа
Т1= 50 0С - начальная температура ДЭГа.
Т2 = 100 0С - конечная температура ДЭГа.
Сд = 0,8 Ккал/кг´град. - массовая теплоемкость ДЭГа
r20д = 1100
кг/м31 = 650 0С - начальная температура
продуктов сгорания.1 = 400 0С - конечная температура
продуктов сгорания.
Спс = 0,27 Ккал/кг´град. - массовая теплоемкость продуктов сгорания.
Определяем плотность ДЭГа при средней
температуре теплоносителя Тср:
Тср= 0,5(Т1+Т2) = 0,5(50+100) = 75 0С.
rt = r20 -x ( t -20), (8)
где rt - плотность при 20оС,
кг/м3
x - температурная поправка, кг/(м3 оС), j = 1,825-0,00064r20
x= 1,825-0,00064r20 =
1,825-0,00064´1100 =
1,121 кг/(м3 оС) (9)
r75 = r20 -x ( t -20) = 1100 - 1,121 ( 75 -20) = 1038,345 кг/м3
Определяем массовый расход ДЭГа:
д
= Qд´ r75 = 25´1038,345 = 25958,625 кг/час (10)
Тогда количество теплоты переданное ДЭГу
продуктами сгорания топливного газа будет равно:
Q = Gд
´ Сд ´ (Т2-Т1) = 25958,625´1´(100-50) =1297931,25Ккал/час. (11)
Площадь поверхности теплообмена находим по
формуле:
, (12)
где
k - коэффициент теплопередачи, k = 100 кКал/м2´час´ 0С.
Dt - средний
температурный напор, 0С.
Вычисляем средний температурный напор, как
среднелогарифмический:
Dt = 
(13)
Таким образом необходимая площадь
теплообмена составит:
, (14)
что соответствует площади теплообмена
выбранного в проекте котла подогрева ДЭГа с F = 29.5 м2.
Таким образом отделение подогрева ДЭГа по
мощности соответствует увеличению прокачки нефтепродукта и с Филипповской
залежи без реконструкции.
Узел
редуцирования очищенного газа
Узел редуцирования предусмотрен для
обеспечения площадки ДНС:
§ газом силовым для
пневмоприводов кранов, давление 4,0 МПа;
§ газом продувочным для
узлов распыла ингибитора коррозии и гидратообразования с давлением 4,0 МПа;
§ газом топливным для
котлов подогрева теплоносителя давлением 0,6 МПа;
§ продувочным газом для
трубопроводов и оборудования станции при авариях и перед ремонтами с давлением
0,6 МПа;
§ продувочным газом для
подачи в факельные коллектора с целью постоянной продувки для предотвращения
попадания воздуха, с давлением 0,6 МПа.
Снабжение очищенным газом
предусматривается от коммуникаций товарного очищенного газа давлением 4,0 МПа
ППТПУИГ ДКС-3.
Дренажная
система
Система дренирования аппаратов, в которых
обращаются сероводородсодержащие нестабильный конденсат и нефть, является
закрытой, герметичной.
Система дренирования включает:
§ надземные дренажные
трубопроводы;
§ подземную дренажную
емкость 33Е-304/2, оборудованную погружным насосным агрегатом 33Н-304/2;
§ надземную дренажную
емкость 33Е-304/0;
§ поршневой мембранный
насосный агрегат утилизации углеводородных дренажей в технологию 33Н-304/0, (в
резерве 33J-503А;В)
тип MFS 600/75, фирма ProMinent.
Дренажные емкости и дренажные трубопроводы
обогреваются и изолируются. Дренажные трубопроводы проложены надземно, с
уклоном в подземную дренажную емкость 33Е-304/2.
В подземную дренажную емкость поступают:
§ жидкие углеводороды
продувки визуальных уровнемеров, камер уровнемеров - периодически;
§ жидкие углеводороды
опорожнения аппаратов при плановых либо аварийных остановках периодически;
Дренажи из аппаратов выполняются только
после отключения аппаратов от процесса и разгрузки (сброса давления) газовой
фазы в факельную систему высокого давления - самотечное дренирование.
По мере накопления жидкости в подземной
дренажной емкости 33Е-304/2 и заполнения ее объема до 50 %, производится
откачка дренажей погружным насосным агрегатом 33Н-304/2 в надземную дренажную
емкость 33Е-304/0, откуда утилизированные дренажи поршневым мембранным насосным
агрегатом 33Н-304/0 (в резерве 33J-503А;В) возвращаются в технологию, в трехфазные разделители
33Е-07-01, 33Е-08-01.
На нагнетательном трубопроводе погружного
насосного агрегата 33Н-304/2 подземной дренажной емкости установлен узел отбора
проб, отбор проб производиться
при откачке насосом 33Н-304/2 с емкости 33Е-304/2.
Предусматривается аварийное освобождение
подземной дренажной емкости 33Е-304/2 передвижным автотранспортом.
Дренажные емкости 33Е-304/2, 33Е-304/0 по
газовой фазе соединены с факельной системой низкого давления. На факельных
трубопроводах установлены разбрызгивающие устройства пленкообразующего
ингибитора для периодического ингибирования трубопроводов факельной системы.
Для исключения кавитации на всасе
поршневого мембранного насоса 33Н-304/0, надземная дренажная емкость 33Е-304/0
установлена на этажерке, на отметке 2,5м относительно всасывающего патрубка
насоса.
Дренажные емкости 33Е-304/2 и 33Е-304/0
обогреваются внутренними встроенными змеевиками, обеспечивающими компенсацию
тепловых потерь.
Для исключения поступления жидкости в
грунт подземная дренажная емкость 33Е-304/2 устанавливается в бетонном
"колодце", заполненным керамзитом.
Надземная дренажная емкость 33Е-304/0
теплоизолируется, подземная дренажная емкость 33Е-304/2 гидроизолируется.
Факельная
система
Факельное хозяйство включает две системы
факельных сбросов:
§ факельную систему
высокого давления;
§ факельную систему низкого
давления.
Факельные системы высокого и низкого
давлений являются общими для ДНС и ДКС.
Оборудование факельных систем (факельные
сепараторы, дренажная емкость) и факельные трубопроводы обогреваются и
теплоизолируются. В качестве теплоносителя используется циркулирующий
теплоноситель 60% ДЭГ.
Факельная система высокого давления
Факельная система высокого давления
является герметичной и включает:
§ узлы автоматической
подачи затворного (продувочного) газа в начало факельных коллекторов (33FT-02,
33FCV-02, 11FT-01, 11FCV-01; 22FT-12, 22FCV-12; 38FT-11, 38FCV-11);
§ факельный сепаратор
33С-503;
§ герметичные поршневые
мембранные насосы 33J-503А/В для автоматической откачки факельных конденсатов
из 33С-503 (рабочий, резервный);
§ факельные отводы и
коллекторы;
§ факельную установку
сжигания сероводород содержащих газов УФВОС-700У1 в комплекте со средствами
контроля и розжига ОФЛ -700УХЛ-1 (разработчик ОАО "ТатНИИнефтемаш" ,
размещается за оградой ДНС в районе факелов УКПГ-14.
§ подземную дренажную
емкость утилизации дренажей факелов 36Е-207. Дренажная емкость оборудована
погружным насосом 36Н-207;
В факельную систему высокого давления
направляются:
§ аварийные сбросы
сероводородсодержащих газов в случае сбрасывания предохранительных клапанов
33ПК-07-01, 33ПК-07-02, 33ПК-08-01, 33ПК-08-02 на трехфазных разделителях и
подпорных емкостях конденсата и нефти 33Е-07-01..02, 33Е-08-01..02 и 33ПК-01 на
трубопроводе газов дегазации ДНС.
§ сбросы
сероводородсодержащих газов при продувке дегазаторов и подпорных емкостей
33Е-07-01..02, 33Е-08-01..02 (поступление периодическое при остановке
аппарата);
§ сероводородсодержащий газ
при аварийном либо плановом сбросе при остановке ГПА или ДКС в целом и при
продувке компрессоров газов выветривания (поступление периодическое).
Факельная система низкого давления
Факельная система низкого давления
является герметичной и включает:
§ узел автоматической
подачи затворного (продувочного) газа в начало факельных коллекторов
§ вертикальный факельный
сепаратор 33С-502;
§ герметичные мембранные
насосные агрегаты 33J-502А; В, для автоматической откачки факельных конденсатов
из 33С-502 (рабочий, резервный);
§ факельные коллекторы.
Факел низкого давления G-502 входит в
состав факельной установки сдвоенной УФВОС-700У1 оборудован системой розжига и
контроля погасания пламени.
На подводящем факельном коллекторе из
нижней точки происходит естественный слив образовавшегося конденсата в
подземную дренажную емкость 36Е-207.
В факельную систему низкого давления и
сепаратор 33С-502, в частности, поступают:
§ аварийные сбросы
сероводородсодержащих газов в случае срабатывания 33ПК-503А на дегазаторе ВМС
33В-503А;
§ газы "дыхания"
дренажных емкостей углеводородов 11 Е-304/2А, 33Е-304/2, 33Е-304/0, 36Е-207
(постоянно);
§ газы дегазации ВМС из
дегазатора 33В-503А (постоянно);
§ сероводород содержащие
газы продувки дегазатора ВМС 33В-503А (периодически - при плановой установке);
§ Сероводород содержащие
газы продувки сальника компрессоров газов выветривания;
§ протечки буферного
(затворного) газа "сухих" уплотнений нагнетателей ГПА (постоянно).при
эксплуатации ДКС-3.
Для предотвращения образования гидратов и
снижения коррозийного воздействия агрессивной среды в факельные системы
предусматривается подача комплексных ингибиторов коррозии и гидратообразования.
Система
воздуха КИП
Воздух КИП и А и силовой воздух поступает
на ДНС с ДКС-3, в случае выхода из строя компрессорной воздуха КИП и А на ДКС-3
имеется возможность снабжения воздухом с УКПГ-14.
На площадке ДНС обеспечивается:
§ часовой запас воздуха КИП
и А в ресивере 33В-01, объем ресивера 20 м3;
§ запас силового воздуха в
рессивере 33В-02 для двухкратного срабатывания пневмокранов.
Давление в ресиверах 33В-01, 33В-02
поддерживается на уровне 0,5¸0,7 МПа, по температуре окружающего воздуха.
Ресиверы 33В-01, 33В-02 оборудуются
предохранительными клапанами 33ПК-10, 33ПК-11, непримерзающими продувочными
вентилями.
Продувка накопившейся влаги выполняется по
месту дренажными вентилями.
Система
ингибирования
Ингибитор на площадку ДНС подаётся
насосами, находящимися на площадке ДКС-3, по трубопроводу диаметром 50 мм.
Расчётное давление ингибиторопровода 16,0 МПа.
Ингибитор распределяется:
§ в аппараты 33Е-07-01¸02, 33Е-08-01¸02, 33С-503, 33С-502,
33Е-304/2;
§ в форсунки распыла для
ингибирования факельных коллекторов.
В качестве ингибитора коррозии
используется 50%-й раствор ИКТ-1 в метаноле.
При проведении ремонтных работ на площадке
ДНС предусматривается осуществлять пропарку оборудования с помощью передвижных
паровых котлов ТКУ-0,7 Г Оренбургского ГПУ.
Контроль и
автоматизация
Уровень и объём контроля, управления и
автоматизации технологических установок основного и вспомогательного назначения
приняты из условия их безаварийной эксплуатации без постоянного присутствия
обслуживающего персонала на установках.
Контроль и управление осуществляется из
аппаратной ДНС и операторной ДКС, средствами информационно-управляющей системы.
Система автоматизации, контроля и
управления построена на современных средствах автоматизации и обеспечивает:
§ коммерческий учёт сырья и
готовой продукции;
§ автоматическое
поддержание технологического режима на заданном уровне;
§ автоматическую защиту
оборудования и агрегатов в аварийных случаях с сигнализацией причины;
§ автоматическое и
дистанционное отключение оборудования и агрегатов;
§ дистанционный контроль
параметров с регистрацией;
§ сигнализацию (световую
мигающую и звуковую) отключения технологических параметров от заданных
пределов;
§ сигнализацию положения
арматуры и агрегатов;
§ дистанционное управление
агрегатами и арматурой;
§ автоматический контроль
воздуха помещений и наружных установок по содержанию взрывоопасных и токсичных
газов в соответствии с ТУ Нефтегаз РД БТ-39-0147171-003-88.
В проекте применены отечественные датчики
и средства автоматизации с токовым входом-выходом 4-20 мА, а на агрессивных
средах применены датчики, закупаемые по импорту с выходом 4-20 мА или цифровым.
На агрессивной среде нефтепродуктов
применены датчики с мембранным разделителем и отборным вентилем большого
диаметра в связи с наличием в среде парафинов.
Электрохимзащита
коммуникаций
В основу проекта электрохимической защиты
нефтепроводов заложены требования ГОСТа 9.602-89 «Единая система защиты от
коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от
коррозии» и действующих инструкций проектированию электрохимической защиты
трубопроводов.
Проектом предусматривается реконструкция
существующей СКЗ с заменой на более мощную типа ОПС-63-48. Дополнительно к
действующим анодным зазамлителям существующей СКЗ предусматривается монтаж 2
шт.ГАЗ из труб 219´8 мм длиной 50 метров. Подключение СКЗ к
защищаемым трубопроводам выполнено кабелем АПВГ-1´50 через КУ. Для контроля
защищенности трубопроводов проектом предусмотрена установка электрода сравнения
длительного пользования типа ЭНЕС.
Подключение водовода в систему ЭХЗ
газопроводов-шлейфов УКПГ-14 выполнено кабельными шунтирующими перемычками
через КИП. С целью улучшения электрической проводимости трубопровода на всех
задвижках в колодцах смонтированы шунтирующие электроперемычки полосой 6´60. В каждой точке КИП
предусмотрена установка электрода сравнения ЭНЕС.
2.3
Транспорт нефти на ОГПЗ
По существующей схеме транспорт нефти
среднекаменноугольной нефтяной залежи до Оренбургского ГПЗ осуществлялся с
установок УКПГ-14,15 поступает на ДНС - 3 и далее в однофазном потоке на ОГПЗ.
В связи с возникновением трудностей,
связанных с падением пластового давления и разработкой Филипповской залежи,
данным проектом предусматривается реализация схемы насосного транспорта
частично дегазированной нефти в однофазном состоянии.
Количество транспортируемой нефти
составляет 1,459 млн.т/год.
Механический
расчет нефтепровода
Определение толщины стенки трубопровода
выполняем в соответствии с ведомственными нормами «Проектирование промысловых
стальных трубопроводов» \3\ с учетом требований СниП 2.05.06-85*
\2\.
Для расчета принимаем трубы, изготовленные
по ТУ 14-3-460-75 из Ст.20 диаметром: 273, 325, 377, 426 мм.
Так как нефтепровод предназначен для
транспортировки нефти с содержанием сероводорода до 4,5% по объему, изменяющим
механические свойства металла труб и сварных соединений, то определение толщины
стенки трубопровода выполняем по формуле:
, (15)
где
Р - расчетное давление в нефтепроводе, Па;н- наружный диаметр
нефтепровода, м;d- коэффициент уровня допускаемых напряжений [2.табл.1.]2н - нормативное сопротивление растяжению(сжатию),
принимаемое равным минимальному значению пределу текучести для ст.20 по
ТУ14-3-460-75 R2н= 215,8 МПа
С1
- минусовой допуск на толщину стенки трубы, составляет 8% от толщины стенки;
С2
- добавка к толщине стенки на общую коррозию, С2= 0,002м.
Результаты
расчета сводим в таблицу 2.2
Таблица
2.2 - Результаты расчета толщины стенки трубопровода
|
№ пп
|
DН, мм.
|
R2н, МПа
|
Категория участка
|
Р, МПа
|
Kd
|
Расчетная толщина стенки, м
|
Принятая толщина стенки по
ГОСТ, мм
|
|
1.
|
273
|
215,8
|
1
|
6,0
|
0,5
|
0,009766
|
10
|
|
2.
|
325
|
215,8
|
1
|
6,0
|
0,5
|
0,011245
|
13
|
|
3.
|
377
|
215,8
|
1
|
6,0
|
0,5
|
0,012724
|
13
|
|
4.
|
426
|
215,8
|
1
|
6,0
|
0,5
|
0,014118
|
15
|
Гидравлический расчет нефтепровода
Для определения потерь напора в
трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся
критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра
трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления
трубопровода \1\.
Величину критерия Рейнольдса вычисляем по
формуле:
(16)
где
Qv - объемный расход трубопровода,- внутренний диаметр трубопровода,
n - кинематическая
вязкость нефти.
Определяем режим течения нефти для
трубопровода Æ273´10 мм:
Границей между областями трения для
нефтепровода Æ273´10 мм будет величина
(17)
где
к=0,03 мм - абсолютная эквивалентная шероховатость.
Так
как 2000< Re273 < Re1,
то режим течения нефти в трубопроводе Æ273´10 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета
коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу
Блазиуса:
(18)
Определяем режим течения нефти для
трубопровода Æ325´13 мм:
Так как 2000< Re325 < Re1, то режим
течения нефти в трубопроводеÆ325´13 мм лежит в области
гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
трубопровода применяем формулу Блазиуса:
Определяем режим течения нефти для
трубопровода Æ377´13 мм:
Так как 2000< Re377 < Re1, то режим
течения нефти в трубопроводе Æ377 ´13 мм лежит в области
гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
трубопровода применяем формулу Блазиуса:
Определяем режим течения нефти для
трубопровода Æ426´15 мм:
Так как 2000< Re426 < Re1, то режим
течения нефти в трубопроводе Æ426´15 мм лежит в области гладкого
трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода
применяем формулу Блазиуса:
.
Расчет гидравлических потерь напора в
нефтепроводе на трение производим по формуле:
(19)
где L - длина нефтепровода, м,
W - скорость движения жидкости в нефтепроводе, м/с. Она
определяется по формуле:
(20)
м/с,
м/с,
м/с,
м/с.
жидкий углеводород нефтепровод качество стык
Получаем:
,
Потери напора на преодоление местных
сопротивлений принимаем равные 1% от величины потерь напора на трение:
hxi=0,01hti (21)
hx273=0,01ht273=0,01´393,35=3,933 м,x325=0,01ht325=0,01´181,37=1,813 м,x377=0,01ht377=0,01´88,486=0,884 м,
hx426=0,01ht426=0,01´47,81=0,4781 м.
Общие потери напора в нефтепроводе будут равны:
Hi=hti+hxi+Dz (22)
H273=ht273+hx273+Dz= 393,35+ 3,933 + 45=
442,283 м.325=ht325+hx325+Dz= 181,37+ 1,813 +45 =
228,183 м.325=ht377+hx377+Dz= 88,486+ 0,884 + 45 =
134,7 м.426=ht426+hx426+Dz= 47,81+ 0,4781 +45 = 92,57 м.
Определяем давление в нефтепроводе на
входе ОГПЗ по формуле:
2 = P1- HÆrнg;
(23)2 = P1- H273rнg = 6,0´106-442,238´847,2´9,81= 3,456 МПа2 = P1- H325rнg =6,0´106-228,183´847,2´9,81= 4,65 МПа2 = P1- H377rнg =6,0´106-134,7´847,2´9,81= 5,167 МПа2 = P1- H426rнg =6,0´106-92,57´847,2´9,81= 5,367 МПа
Учитывая, что давление на входе ОГПЗ
необходимо поддерживать не менее 5,0 МПа и в данный момент уже построен
трубопровод Æ 377´13 мм, то для транспортировки 1,459 млн. тонн
нефти необходимо и достаточно нефтепровода Æ 377´13 мм длиною 40 км. В
данной части реконструкции не требуется.
.4
Совмещенная характеристики нефтепровода и ДНС
Для построения характеристики нефтепровода
воспользуемся формулой Лейбензона для режима течения Блазиуса \1\:
, (24)
b=0,0247, m=0,25.
Подставив
значение для f в формулу Лейбензона, получим:
Н
= 12925Q2-m+DZ+ =3649,6Q1,75+45+
.
Теперь, подставляя вместо Q цифровые
значения объемного расхода, находим соответствующие им значения напора и сводим
их в таблицу 2.3, по данным которой строим характеристику нефтепровода.
Таблица 2.3 - Объемный расход и напор ДНС
|
Q, м3/час
|
0
|
50
|
100
|
150
|
200
|
250
|
|
Q, м3/с
|
0
|
0,111
|
0,222
|
0,333
|
0,444
|
0,555
|
|
Н, м
|
666,7
|
671,68
|
683,23
|
700,3
|
716,7
|
748,68
|
Суммарная характеристика ДНС (5
параллельно работающих насоса), получается путем сложения отдельных подач
насосов при одинаковых напорах (Приложение 1).
Нднс= Ннас +DН = Ннас +Dh + 
= Ннас+ 5 + 
= Ннас+5+ 281,74.
Для построения характеристики перекачивающих станций составляем таблицу
2.4, куда заносим значения Ннпс, вычисленные в зависимости от Qнас
по характеристике Q(H) основного насосного оборудования
Таблица 2.4 - Характеристики перекачивающих станций
|
Qн, м3/час
|
0
|
10
|
20
|
30
|
40
|
50
|
|
Qст, м3/час
|
0
|
50
|
100
|
150
|
200
|
250
|
|
Нн, м
|
468
|
465
|
460
|
450
|
435
|
420
|
|
НДНС, м
|
749,74
|
746,74
|
741,74
|
731,74
|
716,74
|
701,74
|
По данным таблиц 3 и 4 строим совмещенную
характеристику работы перекачивающих станций и нефтепровода (Рис.1). Находим
рабочую точку: Q=205м3/час., Н = 716,74 м.
Трубы поставляемые на строительство
нефтепровода должны быть подвергнуты термообработке и гидравлическому
испытанию.
Требуемая величина заводского испытательного
давления определена по ГОСТ 3845-75 из условия допускаемого напряжения при
испытаниях, равного 80% от нормативного значения предела текучести металла труб
по ТУ 14-3-460-75.
В качестве запорной арматуры проектом
предусматривается установка задвижек Ду 300, Ру 8.0 МПа.
Соединительные детали для нефтепровода
должны изготавливаться из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию,
должны быть подвергнуты термообработке и испытаны на 1.5Рраб.
Рис. 1. Совмещенная характеристика.
Таким образом реконструкция насосного
парка ДНС заключается в установке дополнительно двух насосов САМК-50/6
«Герметик» с соответствующей обвязкой и запорной арматурой.
2.5 Узлы
подключения нефтепровода к ДНС
Для подключения ДНС предусматриваются
следующие трубопроводы и сооружения (рис. 2):
§ входной нефтепровод из
труб диаметром Æ 377 мм от существующего нефтепровода УКПГ-15 -
ОГПЗ до ДНС, протяженностью 2,72 км;
§ выходной нефтепровод из
труб диаметром Æ 377 мм от ДНС до существующего нефтепровода Æ 377 мм УКПГ-14,
протяженностью 1,04 км;
§ нефтепровод - перемычка
из труб диаметром Æ 377 мм от нефтепровода Æ 377 мм УКПГ-14 до
входного нефтепровода насосной станции, протяженностью 0,08 км;
§ узел приема очистного
устройства на существующем нефтепроводе с УКПГ-15 перед подключением входного
нефтепровода;
§ узел пуска очистного
устройства на существующем нефтепроводе после подключения выходного
нефтепровода.
После ДНС дегазированная нефть при
температуре 10 0С транспортируется на ОГПЗ в однофазном потоке.
2.6
Конструктивная характеристика нефтепровода
Для нефтепровода Ду 350 проектом приняты
трубы Æ377´13 ТУ 14-3-460-75, длина трассы 40 км.
Нефтепровод в целях повышения надежности, обеспечения
безопасности при эксплуатации, охраны окружающей среды на всем протяжении
отнесен к участкам 1 категории.
Определение толщины стенки трубопровода
выполнены в соответствии с ведомственными нормами «Проектирование промысловых
стальных трубопроводов»(ВСН 51-3-85 Мингазпром, ВСН 52-2.38-85 Мингазпром) с
учетом требований СНиП 2.05.06-85*.
Трубы, поставляемые на строительство
нефтепровода должны быть подвергнуты термообработке и гидравлическому
испытанию, а также отвечать нормам ТУ 14-3-460-75.
Требуемая величина заводского
испытательного давления определяется по ГОСТ 3845-75 из условия допускаемого
напряжения при испытаниях, равного 80% от нормативного значения предела
текучести металла труб по ТУ 14-3-460-75 Рисп = 12,6 МПа.
В качестве запорной арматуры
предусматривается установка на нефтепроводе задвижек Ду 350, Ру 8,0 МПа с
электроприводом с концами под приварку для подземной установки.
Соединительные детали для нефтепровода
должны изготавливаться из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию,
должны быть подвергнуты термообработке и испытаны пробным давлением, равным 1,5
Рраб.
2.7
Прокладка нефтепровода
Нефтепровод на участке длиною 350 м от
границы ДНС проложен через коридор коммуникаций надземно на одной эстакаде, на
остальных участках проектируемый нефтепровод проложен подземно в грунтах,
представленных молопрочными аргиллитами и малопрочными песчаниками. При
прокладке в данных грунтах для защиты изоляции от механических повреждений
предусмотрены устройство подушки 0,2 м над верхом трубы из привозного мягкого
грунта (песка).
Заглубление нефтепровода принято не менее
1,0 м от поверхности трубы до верха трубы.
Криволинейные очертания проектируемого
трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях при укладке в траншею
достигаются:
§ укладкой сваренных плетей
труб в соответственно спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба;
§ применением отводов
индукционного гнутья радиусом 5Ду импортной поставки.
Переходы через подземные коммуникации
запроектированы двухниточными (вход и выход). По обоим нефтепроводам
предусматривается периодическое пропускание очистных поршней; из этого условия
радиусы отводов приняты равными 5Dу.
В качестве опор перехода приняты рамные
конструкции из труб 219´8, опирающиеся на свайное основание из трубчатых
свай длиной 3 метра. Сварку всех элементов вести электродами Э-50А. Оголовки
свай и опоры окрашиваются за два раза масляной краской по двухслойной грунтовке
ПФ-200 с добавлением 15% алюминиевой пудры.
Проектом предусматривается теплоизоляция
трубопроводов надземных участков минераловатными прошивными матами с защитной
оберткой из двух слоев полиэтиленовой пленки и алюминиевого листа.
В местах установки опор предусматривается
электроизоляция из пяти слоев стеклоткани на эпоксидной смоле. При выходе трубопроводов
из грунта на дневную поверхность устанавливаются приямки, трубопроводы
защищаются дополнительно двумя слоями полиэтиленовой пленки по 6 м в обе
стороны. Плеть нефтепровода на прямых участках должна быть полностью сварена
перед подъемом на опоры.
Замыкание подземного участка с наземным
производить только после тщательной засыпки прилегающих подземных участков.
Центровка трубопроводов должна осуществляться за счет точного соблюдения
геометрии компенсаторов. Стыковка с помощью натяга недопустима.
.8 Изоляция
трубопроводов
Для защиты металла труб от почвенной
коррозии предусмотрено:
§ покрытие трубопровода
противокоррозионной изоляцией с защитной оберткой от механических повреждений;
§ применением
электрохимической защиты, сооружаемой одновременно со строительством
трубопровода.
Противокоррозионная изоляция нефтепровода
принята в соответствии с ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные.
Общие требования к защите от коррозии», усиленного типа.
В качестве изоляционного покрытия
подземных трубопроводов приняты лента полимерная «Полилен» ТУ 102-610-92 в один
слой с защитной оберткой полимерной лентой «Полилен» ТУ 102-610-92 в один слой
с праймером Нитто R-80.
.9 Очистка
и испытание трубопроводов
Смонтированные и уложенные трубопроводы
подвергаются продувке и испытаниям на прочность и герметичность в соответствии
с ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и
организация»; ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых
трубопроводов. Технология и организация».
Очистка полости нефтепровода от
загрязнений производится продувкой воздухом с пропуском очистных устройств.
Испытание нефтепроводов на прочность
предусмотрено гидравлическим способом давлением, равным Рисп=1,5Рраб=
9,0 МПа без последующего удаления воды из трубопровода.
Испытание нефтепровода на герметичность
производится рабочим давлением, равным Рраб= 6,0 МПа.
2.10
Контроль качества сварных стыков
Объемы контроля стыков нефтепровода
неразрушающими методами приняты в соответствии с ВСН 005-88 «Строительство
промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация» \4\; ВСН 006-89
«Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и
приемка работ» \5\.
Проектом предусмотрены:
§ 100% контроль сварных
соединений нефтепровода радиографическим методом до термообработки;
§ 100% термообработка
сварных соединений;
§ 20% контроль сварных
соединений после термообработки ультразвуком для проверки на отсутствие трещин;
§ 100% контроль сварных
соединений на твердость.
2.11
Расчет перехода нефтепровода через автодорогу
Одним из наиболее серьезных искусственных
препятствий являются автомобильные дороги. Прокладка участков переходов
трубопроводов через автомобильные дороги (кроме V категории) предусматривается
в защитном футляре, который является основной деталью перехода и предназначен
для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия
нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при авариях
трубопровода -для предохранения полотна дороги от разрушения.
Переходы трубопроводов через дороги
следует проектировать с учетом обеспечения полной безопасности движения
транспорта в период проведения работ по прокладке трубопроводов и их
эксплуатации, предохранения земляного полотна дороги от размыва при авариях на
продуктопроводах, надежности трубопровода при действии статических и
динамических нагрузок.
Участок трубопроводов, прокладываемых на
переходе через автомобильную дорогу II категории должен предусматриваться в
защитном футляре из стальных труб, диаметр которых должен быть больше наружного
диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.
Расчет футляра выполняем по методике,
изложенной в учебном пособии В.Б.Тарана «Сооружение магистральных
трубопроводов» \ 6 \
Для нефтепровода диаметром - 377´13 мм принимаем прокладку
в защитном футляре dy - 630 мм.
Угол пересечения трубопровода с
автодорогой должен быть 90°.
Концы футляра выведены на 10 м от бровки
земляного полотна.
Длину кожуха L определим по формуле:
= 2´11+1д =
2Ч10+7,9 = 27,9 м. (25)
где li - длина конца футляра;
Д - ширина автодороги, 1Д
= 7,9 м
На футляр действует давление грунта,
которое очерчивается естественным сводом по параболе. Давление разделяется на
вертикальное и боковое.
Расчетный пролет разгружающего свода
определяем по формуле:
. (26)
где
D - наружный диаметр футляра, м.
j - угол внутреннего
трения грунта, для крупного песка j = 300.
Тогда расчетный пролет разгружающего свода
будет равен:
м
Высота естественного свода определяем по формуле:
(27)
где fкр- коэффициент крепости грунта, для насыпного
грунта, песка мелкого гравия fкр= 0,5.
Тогда высота естественного свода будет равна:
(м).
Эквивалентная высота грунта над патроном:
. (28)
где h - высота грунта над патроном, м.н - высота насыпи
дороги, hн= 1м.
rн -
плотность насыпи, rн= 1750 кг/м3.
Находим эквивалентную высоту грунта над патроном:
(м).
Эквивалентная высота на уровне центра патрона:
, (29)
где r - средний радиус патрона, r = 0,41м.
(м).
Интенсивность вертикального давления на уровне верхней части патрона
составит:
´ 105 (Н/м2) (30)
Интенсивность бокового давления на уровне
центра определяем по формуле:
105 (Н/м2). (31)
Упругий отпор грунта, который повышает
несущую способность патрона, определяем по формуле:
, (32)
где
k - коэффициент сопротивления грунта, k = 4,15´106
Н/м2 = 0,42 кгс/см2.- средний радиус поперечного сечения
патрона, м.
Е
- модуль упругости материала патрона, Н/м2.
d - толщина стенки
патрона (для продолжения расчета принимаем ориентировочно d = 0,006м).
l - коэффициент,
определяемый по формуле
. (33)
Значения
коэффициентов связаны зависимостью
£ k1 £ k ´ tgj
принимаем
k1 = 0.24 кгс/см2.
Тогда
упругий отпор грунта будет равен:
Расчетные изгибающий момент и нормальная
сила N в наиболее напряженном сечении патрона от действия давления грунта и
давления, вызываемого массой автотранспорта, с учетом отпора грунта, определяем
по формулам:
, (34)
, (35)
где nгр - коэффициент перегрузки от собственной массы и
давления грунта, принимаемый равным nгр= 1,2.п - нагрузка
от массы, для Нэкв= 2,36 pп= 5494 Н/м2.п
- коэффициент перегрузки от, принимаемый равным nп= 1,2.
=554,87 Н/м2
Н.
Тогда толщина стенки патрона определяется по следующей формуле:
(36)
где Rн - нормативное сопротивление, равное наименьшему
значению предела текучести материала патрона,
b - коэффициент однородности материала, принимаемый равным b = 0,9,коэффициент однородности материала,
принимаемый равным m=0,75.
Принимаем для патрона сталь марки Ст.4 по ГОСТ 9567-60, для
которой sт=2453´105
Н/м2, или 2500 кгс/см2.
= 0,0042 (м).
Принятая предварительно в расчете толщина
стенки патрона d = 6 мм будет работать с коэффициентом запаса
прочности, равным 1.43.
Для сооружения перехода через
автомобильную дорогу Оренбург - Самара шириной дорожного полотна равной 7,9
метров применяем футляр, изготовленный из Ст. 4 длиной 27,9 м и с толщиной
стенки 6мм.
Основным способом сооружения подземных
переходов трубопроводов под дорогами является бестраншейный способ, исключающий
повреждение полотна дороги. Бестраншейным способ называют потому, что при
прокладке как кожуха, так и трубопровода не устраивают открытой траншеи.
Технологическая схема выполнения работ по
бестраншейной прокладке перехода включает следующие основные операции:
§ подготовительные работы;
§ прокладка кожуха под
полотном дороги;
§ прокладка трубопровода
внутри кожуха;
§ устройство уплотнений.
Для сооружения перехода примем способ
прокладки трубопровода продавливанием.
Для производства работ в рабочем котловане
устанавливаются направляющие, на которые выкладывается пробойник. Затем в
рабочем приямке производится сварка стыка для присоединения пробойника к
футляру. Расположение приямка уточняется по длине трубы.
Далее пробойник присоединяется к
бульдозеру, которым проводится вдавливание на глубину не более трех метров.
После чего пробойник вытаскивают из грунта для очистки наконечника от земли при
помощи шанцевого инструмента.
Повторное продавливание производится на
всю указанную длину, при этом постепенно убирая направляющие. Изоляция футляра
производится непосредственно перед последним вдавливанием на участке между
началом прокола и первой опорой.
Для укрепления грунта в месте
продавливания устанавливается защитная стенка , изготовленная из деревянных
брусьев 200´200 длиной 8,6 м.
В месте присоединения пробойника к
бульдозеру приваривается нажимная заглушка, изготавливаемая из листовой стали,
с толщиной стенки 20 мм.
Трубы, предназначенные для продвижения в
грунт, должны подвергаться тщательному осмотру. Особое внимание обращается на
прямолинейность труб и перпендикулярность торцов их осям.
Перед опусканием труб в котлован
рекомендуется производить предварительную сборку на заранее спланированной
площадке.
Прокладка футляра производится звеньями с
помощью нажимных приспособлений. В качестве нажимных приспособлений для прокола
рекомендуется нажимные патрубки. Прокладку футляра способом прокола возможно
производить также с помощью нажимного шомпола.
После вдавливания в грунт очередного звена
футляра, последний наращивается с помощью сварки новым звеном.
После сварки необходимо проверить
правильность соединений и убедится в отсутствии перекоса.
Сваренные концы труб и шов должны быть
очищены и покрыты той же изоляцией, что и труба футляра.
3.
Безопасность и экологичность проекта
3.1
Основные виды техногенного воздействия ДКС-3
Газопромысловое управление (ГПУ) ООО
«Газпром добыча Оренбург» осуществляет добычу, сбор и предварительную
подготовку аза и нефти до условий транспортировки их на газоперерабатывающий
завод.
Сбор и предварительная подготовка
углеводородного сырья производится на одиннадцати установках комплексной
подготовки газа (УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 15), работающих в
компрессорном режиме эксплуатации. Подготовленный на УКПГ газ и нефть в смеси с
углеводородным конденсатом по газоконденсатопроводам транспортируется на
дожимные компрессорные станции (ДКС-1,2,3) и далее на газоперерабатывающий
завод.
Объектами воздействия на окружающую
природную среду при обустройстве месторождения являются все ее составляющие:
атмосферный воздух, почвенный покров, поверхностные и подземные воды.
.2
Воздействия на атмосферный воздух
Применение самых современных технологий и
современного оборудования не дает гарантий абсолютной безвредности
производства, поэтому обустройство ДНС-3 связано с некоторыми отрицательными
воздействиями предприятия на атмосферный воздух. Анализ предполагаемой
деятельности по рассмотренной ранее технологии позволяет выявить и
классифицировать источники возможного загрязнения атмосферы.
Постоянные организованные источники:
§ факел высокого давления
(диоксид азота, сажа, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, метан,
меркаптаны);
§ факел низкого давления
(диоксид азота, сажа, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, метан,
меркаптаны);
§ труба огневого
подогревателя гликоля (диоксид азота, оксид углерода, диоксид серы);
§ труба вентиляции насосной
нефти (углеводороды, сероводород);
Неорганизованные выбросы обусловлены
утечками технологических сред от работающего оборудования, через запорно-регулирующую
арматуру, фланцевые соединения трубопроводов.
Кроме выше перечисленных постоянных
выбросов, при эксплуатации технологического оборудования возможны, а порой и
необходимы, кратковременные, периодические (залповые) выбросы загрязняющих
веществ в атмосферу, связанные с остановкой ДНС для ремонта.
Источник возможных аварийных выбросов - от
предохранительных клапанов оборудования ДНС на факел высокого давления.
В качестве аварийных рассмотрены следующие
ситуации:
§ сброс газов дегазации на
факел ДКС-3 при превышении давления в подпорных емкостях. При этом на факел
сбрасывается 1694,4 м3/час газа.
§ разгерметизация емкости
нефти. При этом в атмосферу поступает 3200 м3/час газов дегазации и
25,6 т нефти.
Таблица 3.1- Перечень вредных веществ, выбрасываемых в
атмосферу от источников ДНС -3, (т/год)
|
Код загрязняющего вещества
|
Наименование загрязняющего
вещества
|
Класс опасности
|
Постоянный
|
Залповый
|
Всего
|
|
|
|
|
|
|
|
0301
|
Окислы азота (в пересчете
на диоксид)
|
2
|
2,353
|
0,00704
|
2,36
|
|
0330
|
Диоксид серы
|
3
|
0,027
|
0,119
|
0,146
|
|
0333
|
Сероводород
|
2
|
0,141
|
0,00019
|
0,14119
|
|
0337
|
Оксид углерода
|
4
|
7,237
|
0,0472
|
7,2842
|
|
1052
|
Метанол
|
3
|
0,270
|
-
|
0,27
|
|
1716
|
Меркаптаны
|
2
|
0,001
|
-
|
0,001
|
|
2704
|
Углеводороды
|
4
|
3,692
|
0,00117
|
3,69317
|
|
2902
|
Взвешенные вещества
|
3
|
0.0735
|
-
|
0,0735
|
|
2930
|
Пыль абразивная
|
-
|
0,0372
|
-
|
0,0372
|
|
0328
|
Сажа
|
3
|
1,2
|
0,6173
|
1,82
|
Вещества, обладающие эффектом суммации.
Сероводород и двуокись серы Н2S
+ SO2.
Двуокись серы и двуокись азота SO2 + NO2
Анализ таблицы показывает, что основными
загрязняющими веществами являются диоксид азота и диоксид углерода: 21% и 58%
соответственно от общего валового выброса.
Залповые выбросы загрязняющих веществ
составляют до 6% от общего валового выброса.
Расчеты проведенные по программе «Эколог»
показывают, что сверхнормативное (для населенных пунктов) загрязнение воздуха
ожидается только меркаптанами ( на максимальном удалении до 0,2 км от УКПГ-14.
По другим компонентам превышения ПДК не
ожидается..
Учитывая, что для УКПГ-14 в настоящее
время установлена санитарно-защитная зона размером 1000 м и расчетная зона
загрязнения воздуха полностью в нее вписывается, строительство ДНС (с точки
зрения охраны атмосферы) вполне допустимо.
3.3
Воздействия на почвенный покров
Любое промышленное строительство связано с
отчуждением и изъятием из севооборота земель, занимаемых площадочными
сооружениями и автодорогами, а также временным отводом угодий при строительстве
подземных инженерных коммуникаций.
Земли, отведенные в постоянное пользование
на период эксплуатации, предназначены для размещения: площадки ДНС,
нефтепроводов, подъездной дороги, наземных сооружений связи и электроснабжения,
водовода и других объектов и сооружений нефтегазодобычи.
Общий отвод земель составляет 6,91 га, в
том числе в постоянное пользование 2,67 га, во временное пользование 4,24 га.
Основные воздействия на
почвенно-растительный слой связаны с производством подготовительных работ,
включающих: расчистку отведенной под строительство площадки от растительности,
планировку полосы строительства, сооружение временных дорог и подъездов,
строительство временных складов для хранения материалов.
Баланс по землям, отведенным в постоянное
и временное пользование, приведен в таблице 3.2 .
Таблица 3.2 - Баланс отвода и возврата
земельных ресурсов
|
№ п/п
|
Наименование
|
Площадь, га
|
|
1.
|
Отведено земель
|
6,91
|
|
1.1.
|
В постоянное пользование
|
2,67
|
|
1.2.
|
Во временное пользование
|
4,24
|
|
2.
|
Техническая рекультивация
|
4,24
|
|
3.
|
Биологическая рекультивация
|
4,24
|
Результаты многолетних наблюдений качества
природных сред на территории ОНГКМ показывают, что комплекс принятых мер
технического и экологического характера не оказал существенного техногенного
воздействия на окружающую среду. За время его разработки качество почв,
поверхностных и подземных водных объектов, расположенных в контролируемой зоне,
а также состояние воздушного бассейна характеризуется, как достаточно
благоприятное.
3.4
Хозяйственно-бытовые и промышленные сточные воды
Эксплуатация объектов газопромыслового
управления ведётся без сброса неочищенных сточных вод и жидких отходов
производства в открытые водоёмы и на рельеф местности.
Водотведение на ДНС-3 обеспечивается двумя
системами канализации:
§ хозяйственно-бытовые
стоки ,по мере накопления,через хозсточную ёмкость поступают на КОС УКПГ-14,где
проходят биологическую очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины №
14П2, 14П3;
§ промышленные стоки, по
мере образования и во время ППР,через промсточную ёмкость поступают на КОС
УКПГ-14, где проходят очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины №
14П2, 14П3.
Таблица3.3 - Сбросы со сточными водами
|
№
|
Наименование сброса
|
Место образования
|
Количество образования,
м3/час
|
Состав сточных вод
|
Предельно допустимое
значение содержания загрязнений в сбросах, мг/л
|
|
1.
|
Хоз.-бытовые стоки
|
Санузлы, душевая,
столовая
|
0,908
|
плотность рН ионы аммония
фосфат-ионы взвешенные вещества БПК5 ХПК сухой остаток нефтепродукты
|
- 6,5-8,3 ≤ 51 ≤
52,1 ≤ 350 ≤ 323 ≤ 506 не более 1000 не более 25
|
|
2.
|
Промышленные стоки
|
Смыв технологических
площадок
|
0,370
|
Плотность рН нефтепродукты
метанол сероводород сухой остаток взвешенные вещества
|
- - не более 100 - - - не
более 70
|
3.5 Отходы производства и потребления
В процессе производственно- хозяйственной
деятельности ДКС-3 ежегодно образуются следующие виды отходов: нефтешламы от
зачистки сепараторов и резервуаров, шламы КНС, отработанные аккумуляторные
батареи, отработанные масла, песок,загрязненный нефтепродуктами, строительные
отходы, лом абразивных изделий, ветошь промасленная, лом и стружка черных
металлов, отходы резино-технических изделий, смёт с территории и твёрдые
бытовые отходы.
Таблица 3.4 - Твердые и жидкие
отходы(используемые отходы)
|
№
|
Наименование отходов, его
агрегатное состояние
|
Количество образования,
кг/час, т/год
|
Состав отходов
|
Периодичность образования
|
|
1
|
Шлам очистки оборудования
для сепарации природного газа на газоконденсатных месторождениях
|
0,400
|
Натрия хлорид,каль-ция
хлорид, кальция сульфат, кальция карбонат, железа сульфат, асфальтены, масла,
вода
|
Во время ППР
|
|
2
|
Масла индустриальные
отработанные
|
0,400
|
Масло минеральное, мех.
примеси
|
Постоянно
|
|
3
|
Масла компрессорные
отработанные
|
0,004
|
Масло минеральное, мех.
примеси
|
Постоянно
|
|
4
|
Масла трансформаторные
отработанные, не содержащие галогены, полихлорированные
|
0,0032
|
Масло минеральное, мех.
примеси
|
Постоянно
|
|
5
|
Масла гидравлические
отработанные
|
0,0620
|
Масло минеральное, мех.
примеси
|
Постоянно
|
|
6
|
Лом стальной
несортированный
|
2,130
|
Сталь 100%
|
Во время ППР
|
|
7
|
Тара металлическая,
загрязненная
|
0,040
|
Металл
|
Постоянно
|
|
8
|
Песок, загрязненный маслами
|
0,200
|
Песок, нефтепродукты
|
Постоянно
|
|
9
|
Резиновые изделия
незагрязненные, потерявшие потребительские свойства
|
0,002
|
Резина техническая
|
Во время ППР
|
Таблица 3.5- Твердые и жидкие отходы
(неиспользуемые отходы)
|
№
|
Наименование отходов, его
агрегатное состояние
|
Количество образования,
кг/час, т/год
|
Состав отходов
|
Периодичность образования
|
|
1
|
Отработанные
ртутьсодержащие лампы
|
-
|
Стекло, ртуть, др.
материалы
|
Постоянно
|
|
2
|
Отходы шлаковаты
|
0,008
|
Минеральное волокно
|
Во время ремонта
|
|
3
|
Смет с территории
|
1,000
|
Смет
|
Постоянно
|
|
4
|
Абразивные круги
отработанные, лом отработанных абразивных кругов
|
0,007
|
Карбид кремния,
электрокорунд и бакелит, мет. пыль
|
Постоянно
|
|
5
|
Резиноасбестовые отходы (в
том числе изделия отработанные и брак) (паронитовые прокладки, отработанные
накладки тормозных колодок)
|
0,025
|
Резина техническая
|
Постоянно
|
|
6
|
Пищевые отходы кухонь и
организаций общественного питания несортированные
|
1,330
|
Отходы пищи
|
Постоянно
|
|
7
|
Отходы упаковочного картона
незагрязненные
|
0,008
|
Картон
|
Постоянно
|
|
8
|
Отходы упаковочной бумаги
незагрязненные
|
0,003
|
Бумага
|
Постоянно
|
|
9
|
Мусор от бытовых помещений
организаций (исключая крупногабаритный)
|
2,530
|
Бумага, картон, пищевые
отходы, стекло, металл.
|
Постоянно
|
|
10
|
Деревянная упаковка
невозвратная тара
|
0,150
|
-
|
Постоянно
|
|
11
|
Пыль или порошок от
шлифования черных металлов с содержанием металла 50 %
|
0,010
|
Абразив, металлическая пыль
|
Постоянно
|
|
12
|
Цеолит отработанный
|
|
-
|
Постоянно
|
|
13
|
Моющий раствор Т-950
|
двигателя - 31 нагнетателя
- 5
|
Т-950 - 50%, вода - 45%,
мехпримеси
|
Промывка двигателя - 5 раз
в год 1 агр. Промывка нагнетателя - 1 раз в месяц 1 агр.
|
По данным статистической отчётности, всего
в 2010 году на ДКС-3 образовалось около 44,3122 тонн отходов производства и
потребления, из которых 3,2412тонн передано на переработку и вторичное
использование сторонним организациям, среди них: отработанные ртутьсодержащие
лампы, масла и нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, лом и стружка
черных металлов и отработанные аккумуляторные батареи. 41,071тонн
неутилизируемых отходов размещено на специализированных площадках захоронения
отходов ООО «Газпром добыча Оренбург.»
Площадки захоронения отходов ООО «Газпром
добыча Оренбург» обустроены в соответствии с последними требованиями
строительных норм и правил, и предотвращают загрязнение окружающей среды
отходами производства и потребления.
3.6
Количественная и качественная характеристика опасностей. Характеристика
опасностей производства
Установки ДНС по свойствам
транспортируемого сырья и характеру технологического процесса относятся к
категории взрывопожароопасных производств.
Углеводороды, входящие в состав нефти и
конденсата, ингибитор коррозии, применяемый для защиты трубопроводов и
оборудования от коррозии; метанол, применяемый как растворитель для ингибитора
коррозии, образуют с кислородом воздуха взрывоопасные смеси.
Специфической особенностью протекающих
процессов на ДНС является наличие в нефти и конденсате большого количества
сероводорода и других соединений серы, которые отличаются высокой коррозионной
активностью, а по степени воздействия на организм человека и окружающую
природную среду относятся к опасным токсичным веществам.
Пожаровзрывоопасность технологического
процесса подготовки нефти характеризуется:
§ наличием большого
количества газов и жидкостей с низкими температурными пределами воспламенения и
широкими пределами взрываемости, находящихся под высоким давлением;
§ возможностью разлива
жидкостей и пропуска газов через фланцевые соединения, уплотнения агрегатов,
кранов и насосов, а также возможностью загазовывания помещений и воздушной
среды при выполнении ремонтных работ, ингибировании и отборе проб;
§ наличием источника
воспламенения при производстве огневых работ, при работе электрооборудования,
двигателей автомобилей и тракторов.
На ДНС обращается целый ряд веществ, таких
как метанол, углеводороды, сероводород, оказывающих вредное воздействие на
организм человека.
По совокупности воздействия на организм
человека веществ, входящих в состав нефти и конденсата, транспортируемого с
УКПГ на ДНС, он приравнивается к 3-му классу опасности, метанол и ингибиторы
Д-4-3, А1-3, Инкоргаз-21Т, обращаемые на площадке ДНС, также к 3-му классу
опасности (ГОСТ 12.1.007-76*).
Технологический процесс на ДНС
характеризуется следующими вредными и опасными производственными факторами
(классификация опасных и вредных производственных факторов в соответствии с
ГОСТ 12.0.003-74*):
) Физические опасные и вредные
производственные факторы подразделяются на:
- движущиеся машины и механизмы; подвижные части
производственного оборудования;
повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей
зоны;
повышенная или пониженная температура поверхностей
оборудования;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень шума на рабочем месте;
повышенный уровень вибрации;
повышенное значение напряжения в электрической цепи,
замыкание которой может произойти через тело человека;
повышенный уровень статического электричества;
отсутствие или недостаток естественного света;
недостаточная освещенность рабочей зоны;
острые кромки, заусеницы и шероховатость на поверхностях
инструментов и оборудования.
2) Химические опасные и вредные
производственные факторы подразделяются:
-по характеру воздействия на организм человека на:
токсические, раздражающие, влияющие на репродуктивную функцию (Н2S, углеводороды,
меркаптаны, метанол, ингибитор коррозии);
по пути проникновения в организм человека через: органы
дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки (Н2S, меркаптаны, метанол,
ингибитор коррозии).
Один и тот же опасный и вредный производственный фактор по
природе своего действия может одновременно относиться к различный группам,
перечисленным выше.
3.7
Физико-химические и токсические свойства продуктов, применяемых на ДКС
Действие вредных веществ, применяемых в
производстве, на организм человека зависит от токсических свойств самого
вещества, его концентрации и продолжительности действия. Профессиональные
отравления и заболевания возможны только при концентрациях токсического
вещества в воздухе рабочей зоны, превышающих определенный предел.
Предельно-допустимая концентрация (ПДК) -
это такая концентрация вредного вещества в воздухе рабочей зоны, которая при
ежедневном воздействии на человека в течение длительного времени не вызывает в
его организме каких-либо патологических изменений или заболеваний.
Предельно-допустимая концентрация вредных
веществ утверждается министерством здравоохранения РФ и является обязательной
для всех предприятий нормой, нарушения которой не допускаются.
Ниже приведены свойства опасных веществ,
входящих в состав углеводородной смеси и некоторых других веществ
(вспомогательные химреагенты, технологические выбросы в атмосферу).
Природный (топливный)
газ:
бесцветная смесь углеводородов С1-С5, легче воздуха,
пределы взрываемости 4,5-13,5% объемных. ПДК в воздухе производственных
помещений 7000 мг/м3. Температура самовоспламенения около 537оС.
В больших концентрациях действует удушающе.
Индивидуальные средства защиты:
фильтрующие противогазы марки М.
Сероводородсодержащий
газ:
бесцветная смесь углеводородов С1-С5 с запахом тухлых
яиц, пределы взрываемости 4,3ч46,0% объемных. ПДК в воздухе производственных
помещений 300 мг/м3 по углеводородам, 3 мг/м3 по
сероводороду, 1 мг/м3 по меркаптанам. Температура самовоспламенения
около 520оС.
Ощутимый запах сероводорода отмечается при
1,4-2,3 мг/м3, значительный запах при 4 мг/м3, при 7-11
мг/м3 запах тягостный. При более высоких концентрациях запах менее
сильный, наступает привыкание.
При концентрации 200-280 мг/м3
наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и зева,
металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг/м3
Н2S наступает опасное отравление в течение 15-20 минут.
При концентрации 1000 мг/м3 и
выше смерть может наступить почти мгновенно.
Для оказания доврачебной помощи
пострадавшего необходимо быстро вынести на свежий воздух. Обеспечить покой и
тепло. При легких отравлениях следует давать теплое молоко с содой или
минеральную щелочную воду. При отсутствии дыхания необходимо делать
искусственное дыхание с кислородом.
Метанол: химическая формула СН3ОН.
Другие названия - метиловый спирт, карбинол, древесный спирт. Бесцветная
прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминающая этиловый (винный) спирт,
легко воспламеняющаяся, при испарении взрывоопасна. Температура вспышки 6оС,
предел взрываемости 7,0-35,5% объемных, температура самовоспламенения 4400
С, ПДК - 5 мг/м3.Средства индивидуальной защиты : фильтрующий
противогаз с коробкой марки А, резиновые сапоги и перчатки.Метанол - сильный
нервно-сосудистый яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Обладает
способностью накапливаться в организме. Раздражающе действует на слизистые
оболочки дыхательных путей и глаз.
Метанол опасен при применении его внутрь,
5-10 г метанола вызывает тяжелое отравление. Смертельная доза - 30 г. Симптомы
отравления: головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в желудке,
общая слабость, раздражение слизистых оболочек, в тяжелых случаях потеря зрения
и смерть. Пролитый при авариях или других случаях метанол должен смываться
большим количеством воды, но не менее 2-х объемов. Первая помощь: удаление
метилового спирта из организма. Вызвать рвоту, обильно промыть желудок водой,
обильное питье 5% раствора соды. Пострадавшего вынести на свежий воздух,
ингаляция кислородом, искусственное дыхание, обязательное согревание тела.При
работе с метанолом, отпуске, хранении и транспортировке его необходимо
выполнять: - санитарные нормы по хранению и применению метанола № 549-65,
утвержденные Минздравом;
требования "Инструкции о порядке
получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на
объектах добычи, транспорта и ПХГ ОАО «Газпром»", утв. ОАО «Газпром» 15.06.2007
г.
Газовый конденсат - бесцветная жидкость,
легче воды, с водой не смешивается, при нормальных условиях легко
воспламеняется. Обладает высокой испаряемостью, ПДК паров - 300 мг/м3,
пары действуют на центральную нервную систему. При воздействии на кожу
обезжиривает ткани, может вызвать заболевание - дерматит и экзему. Защита
органов дыхания - фильтрующий противогаз с коробками марки М и БКФ.
Сернистый ангидрид (SО2,
сернистый газ, двуокись серы) - бесцветный газ с острым запахом, водный
раствор его является кислотой.О2 действует раздражающе на слизистые
оболочки дыхательных путей и глаз, высокие концентрации вызывают их воспаление,
выражающееся в кашле, хрипоте, жжении и боли в горле, груди, слезоточении,
носовых кровотечениях. Считают, что смерть наступает от удушья в результате
спазмы голосовой щели.
Ощутимый порог запаха SО2 -3
мг/м3 . Раздражение в горле вызывает концентрация 20-30 мг/м3,
раздражение глаз 50 мг/м3, при 60 мг/м3 наблюдается
сильное колотье в носу, чихание, кашель, 120 мг/м3 можно выдержать
лишь три минуты, 300 мг/м3 лишь 1 минуту.
Для оказания первой помощи пострадавшего
необходимо вынести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды.
Промывание глаз, носа и полоскания 2% раствором соды. В дальнейшем пить теплое
молоко с "боржоми", содой, маслом и медом.
Двуокись углерода (СО2
, угольный ангидрид, углекислый газ, углекислота) - бесцветный газ
кисловатого вкуса и запаха, скапливается в низких непроветриваемых местах.
Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой.
Двуокись углерода обладает наркотическим
воздействием на человека, раздражающе воздействует на кожу и слизистые
оболочки.
В малых концентрациях возбуждает
дыхательный центр, в очень больших - угнетает. Обычно, высокие содержания СО2
связаны с пониженным содержанием кислорода в воздухе, что может явиться
причиной быстрой смерти.
При вдыхании 2,5-5% СО2 у
человека наблюдается головная боль, раздражение верхних дыхательных путей,
учащение сердцебиения, повышенное давление. При более высоких концентрациях -
потливость, шум в ушах, рвота, психическое возбуждение, снижение температуры
тела, нарушение зрения.
При отравлении углекислым газом
пострадавшего необходимо быстро вывести на свежий воздух и, при необходимости,
сделать искусственное дыхание и дать кислород.
Окись углерода (СО) образуется в результате
неполного сгорания природного газа или другого углеродсодержащего топлива. СО -
это газ без запаха и цвета, немного тяжелее воздуха. Окись углерода вступает в
реакцию с гемоглобином крови.
Порог биологического воздействия 200 мг/м3.
При вдыхании СО с концентрацией в воздухе 240 мг/м3 в течение 30
минут возможно обморочное состояние.
Начальные признаки отравления: тяжесть в
голове, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, чувство
слабости, появление рвоты.
При длительном нахождении в атмосфере СО
при небольших концентрациях или при больших концентрациях, более 200 мг/м3,
в течение не более 15 минут, отравляющее действие более ощутимо: оцепенение,
нарастающая сонливость, состояние безучастности, судороги, потеря сознания,
паралич.
При отравлении пострадавшего выводят на
свежий воздух, дают дышать кислородом (лучше в смеси с 5-7% СО2 для
увеличения объема дыхания), обеспечивают полный покой и тепло.
Окись азота (NО) - газ без цвета и
запаха. Двуокись азота (NО2) - газ бурого цвета с резким запахом.
Днем в атмосфере преобладает NО2, а ночью - NО. Наиболее вредным из
всех окислов является NО2.
Окислы азота под воздействием солнечного
света превращаются в двуокись с образованием коричневой дымки.
По воздействию на человека окислы азота
относятся к III классу опасности. Концентрация NО2 - 15 мг/м3
вызывает раздражение глаз, а 200 - 300 мг/м3 уже опасна при
кратковременном вдыхании, так как окислы азота попадают в легкие, где
соединяются с гемоглобином крови и могут вызвать их отек.
В условиях данного проекта невозможна
концентрация окислов азота в воздухе рабочей зоны, способная оказать острое
отравление.
Ингибитор коррозии
парофазный (А-1-3) - это жидкость тёмно - коричневого цвета, хорошо растворимая
в метаноле, пропаноле, бензоле, нефти. По химическому составу - это сложная
смесь азотсодержащих органических соединений.
При работе с ингибитором не допускать его
попадания на кожу и слизистые оболочки глаз. Однократное попадание ингибитора
на кожу опасности не представляет. При регулярных контактах кожи с ингибитором
возможно развитие дерматита. При попадании ингибитора на незащищённые кожные
покровы, следует удалить его, смыв загрязнённую кожу большим количеством воды с
мылом.
При попадании ингибитора в глаза следует
обильно промыть их водой и немедленно обратиться к врачу.
При работе с ингибитором А-1-3 следует
применять индивидуальные средства защиты от попадания его на кожные покровы,
слизистые оболочки глаз, органов дыхания - резиновые перчатки по ГОСТ 20010,
защитные очки - ГОСТ 12.4.013, спецодежду - ГОСТ 12.4.112, фильтрующий
противогаз марки «А», защитные мази и пасты.
Ингибитор коррозии
(Инкоргаз-21Т) - это однородная жидкость от светло-жёлтого до тёмно-бурого цвета.
Представляет собой раствор полиамидов и имидазолинов в смеси спиртового и
углеводородного растворителя.
Ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» обладает
выраженной общей токсичностью.
При контакте с кожей продукт обладает
раздражающим действием. При попадании ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» на
незащищённые кожные покровы необходимо промыть поражённый участок тёплой водой
с мылом.
При попадании в глаза ингибитор коррозии
«Инкоргаз-21Т» вызывает раздражение, отёк век, поэтому необходимо немедленно
промыть глаза обильным количеством воды и обратиться к врачу.
При работе с ингибитором коррозии
«Инкоргаз-21Т» обслуживающий персонал должен быть обеспечен защитными очками по
ГОСТ Р 12.4.013-87, резиновыми перчатками по ГОСТ 20010-93, хлопчатобумажной
спецодеждой по ГОСТ 27651-88 или ГОСТ 27653-88, прорезиненными фартуками по
ГОСТ 12.4.029-76 и фильтрующимипротивогазами по ГОСТ 12.4.121-83 с коробкой
марки А или БФК.
Диэтиленгликоль (ДЭГ) - горючая, бесцветная,
вязкая жидкость. Опасен при попадании внутрь. Действует как сосудистый и
протоплазматический яд, главным образом на центральную нервную систему и почки.
В исходе отравления почки играют основную роль. Токсичны как сами гликоли, так
и вещества, образующиеся в организме при их распаде (щавелевая кислота,
формальдегид, муравьиная кислота и т.д.). Признаки отравления обнаруживаются
через 2-13 часов после приема.
Первая помощь: промывание желудка водой,
обильное питье, покой, тепло.
Дизтопливо - бесцветная или слегка
желтоватая жидкость с эфирно-керосиновым запахом. Как и прочие жидкие углеводородные
топлива, по токсичности относится к 4 классу опасности. При длительном вдыхании
паров (более 15 минут) с концентрацией в воздухе более 40 г/м3
опасно для жизни. При длительном контакте с относительно небольшими
концентрациями возможны хронические отравления. При воздействии на кожу
возможны экземы и дерматиты. Первая помощь при отравлении: свежий воздух,
искусственное дыхание.
3.8
Прогноз изменения техногенного воздействия на окружающую среду ДНС-3 после
проведения реконструкции
Для прогноза ущерба окружающей среде при
реконструкции и эксплуатации ДНС-3 воспользуемся методикой представленной во
временных методических указаниях по составлению раздела "Оценка
воздействия на окружающую среду". Результаты оценок приведены в таблице
4.4.
Таблица 3.6 - Шкала бальных оценок,
степени возможных изменений природных объектов
|
Объекты природной среды
|
Изменения природной среды
|
Воздействия
|
Баллы
|
|
Геологическая среда
|
Изменение
инженерно-геологических условий месторождения
|
Малозаметные изменения
параметров морфострук-турных элементов. Незначительные изменения ограниченные
по площади.
|
0
|
|
|
Криогенез
|
Воздействия отсутствуют
|
0
|
|
Почвенно-растительный
покров
|
Почвенный покров
|
Слабые изменения
|
-1
|
|
|
Физико-химические параметры
|
Незначительное снижение
продуктивности, незначительное изменения качества продукции
|
0
|
|
|
Растительность
|
Гибель растительности
только в зоне производства строительных работ
|
0
|
|
Поверхностные и грунтовые
воды
|
Загрязнение вод
|
Нет заметных изменений
качества воды и изменение в качестве биоты.
|
0
|
|
Атмосферный воздух
|
Загрязнение атмосферного
воздуха за пределами СЭЗ по инградиентам
|
Меньше ПДК
|
-1
|
|
Средний балл:
|
-0.28
|
Как видно из таблицы средний оценочный
балл составляет -0.28, что говорит о незначительном воздействии на компоненты
природной среды.
3.9
Требования к конструкциям и материалам трубопроводов
Трубы и соединительные детали
предназначены для транспорта неочищенного газа и нефти с содержанием
сероводорода (H2S) до 6% объемных, метанола с ингибитором коррозии. Расчетные давления
в проектируемых трубопроводах приняты по всей системе сбора равными 6,0 МПа.
Для применения в части проекта на полное
развитие Филипповской залежи предусматриваются трубы стальные бесшовные
горячедеформиро- ванные для газопроводов газлифтных систем и обустройства
газовых месторождений из стали 20 по ТУ 14-3-1128-2000.
Трубы должны быть термообработанными на
заводе-изготовителе, соответствовать требованиям соответствующего ТУ, иметь
гарантию по химическому составу и механическим свойствам металла в готовых
трубах, предусмотренную соответствующим ТУ, а также соответствовать требованиям
СП 34-116-97 и «Инструкции по выбору и применению материалов изготовления труб
для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосо- держащих средах»,
ВНИИГАЗ, 2000г.
Расчеты толщины стенок проектных
трубопроводов линейной части произведен в соответствии с СП 34-116-97 и
«Инструкцией по выбору и применению материалов изготовления труб для
трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ,
2000г.
Соединительные детали трубопроводов -
отводы, тройники, переходы, заглушки - приняты из стали 20 и соответствуют
требованиям:
§ СП 34-116-97;
§ «Инструкции по выбору и
применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в
сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.;
§ ТТ 8924-6-90 «Технические
требования на соединительные детали трубопроводов, транспортирующих
сероводородосодержащие среды», «ЮжНИИгипрогаз»;
§ «Инструкции по
проектированию и применению соединительных деталей для трубопроводов,
транспортирующих газ, содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г.
На нефтегазосборных коллекторах,
нефтепроводе и трубопроводах газлифтного газа диаметром 219 мм и более, где
установлены узлы запуска и приема очистных поршней, предусматриваются отводы с
радиусом изгиба R=5Ду по ТУ 51-515-91, и все элементы трубопровода в пределах
очищаемого участка выбраны равнопроходными.
На выкидных трубопроводах, газопроводах,
трубопроводах газлифтного газа, ингибиторопроводах, где не устанавливаются узлы
запуска и приема очистных поршней, гнутые отводы приняты с радиусом изгиба R=4Ду.
Толщина стенок соединительных деталей
определяется расчетом по СП 34-116-97 и «Инструкции по проектированию и
применению соединительных деталей для трубопроводов, транспортирующих газ,
содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г. и принята не менее 4 мм.
Нефтегазосборные коллекторы, выкидные
трубопроводы, нефтепровод, газопроводы, трубопроводы газлифтного газа,
ингибиторопроводы на правобережье р.Урал (в районе УКПГ-14, УПН-14 и УПНГ-14А)
приняты II категории в соответствии с СП 34-116-97, а их участки в
зависимости от ответственности могут быть более высокой категории (СП 34-116-
97).
Нефтегазосборные коллекторы, выкидные
трубопроводы, трубопроводы газлифтного газа, ингибиторопроводы на левобережье
р.Урал (в районе УКПГ-15 и УПН-15) приняты категории В, т. к. в основном
проходят по пойменной части р.Урал (в границах 10%-ной обеспеченности ГВВ).
3.10
Запорная арматура и ее размещение
На проектную запорную арматуру должны быть
сертификаты соответствия системе ГОСТ Р и разрешения для применения на опасном
производственном объекте в соответствии с требованиями РД 03-485-02 «Положение
о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных
производственных объектах».
Материальное исполнение запорной арматуры
должно соответствовать требованиям NACE MR-0I-75.
Конструкция всей применяемой в проекте
арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую классу «А» по ГОСТ
9544-2005.
На применяемую в проекте запорную арматуру
будут составлены опросные листы, где указан тип арматуры, ее технические
параметры, тип привода, а также дополнительные требования по ее изготовлению,
исходя из транспортируемой по трубопроводу среды.