ВНТП 01-81 (Мингазпром СССР) Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа
ВНТП 01-81
——————
Мингазпром
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ И СТАНЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА
Дата введения 1981-06-01
ВНЕСЕНЫ Всесоюзным научно-исследовательским и проектно-конструкторским институтом по разработке газопромыслового оборудования ВНИПИгаздобыча
УТВЕРЖДЕНЫ Решением Министерства газовой промышленности N 1 от 16 января 1981 г.
ВЗАМЕН временных норм технологического проектирования и техн.-экон. показателей объектов ГДП и ПХГ
Настоящие «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа» разработаны институтом ВНИПИгаздобыча при участии Управления по добыче газа и газового конденсата, Управления экспертизы проектов и смет, Технического управления и Госгазинспекции Мингазпрома в соответствии с утвержденным планом научно-исследовательских работ.
Установки переработки газа, предназначенные для извлечения гелия, установки переработки стабильного газового конденсата с целью получения моторных топлив или продуктов для нефтехимии не входят в состав газодобывающего предприятия. Названные установки, хотя и примыкают к производственной площадке ГДП, представляют самостоятельное производство и относятся к подотрасли переработки газа и газового конденсата, поэтому настоящими «Нормами…» не рассматриваются
Настоящие нормы предназначены для проектирования объектов, газ которых не содержит сероводород.
Для объектов, в газе которых содержится сероводород, будут выпущены «Дополнения…» к настоящим нормам.
При разработке «Норм…» учтены замечания и предложения организаций Мингазпрома и Миннефтепрома.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящие «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа», в дальнейшем именуемые «Нормы…», распространяются на проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые объекты основного производственного назначения газодобывающего предприятия (ГДП) и станции подземного хранения газа (СПХГ) по добыче, хранению и подготовке газа и газового конденсата к транспорту газовой, а также нефтяной и других отраслей промышленности, занимающихся проектированием и строительством объектов по обработке газа и газового конденсата.
При реконструкции или расширении объектов «Нормы…» распространяются только на реконструируемую или расширяемую часть объекта.
«Нормы…» предназначены для проектирования обустройства месторождений, газ которых не содержит сероводород
1.2. Требования «Норм…» обязательны для всех организаций, проектирующих и эксплуатирующих объекты ГДП и СПХГ, независимо от их ведомственной подчиненности.
Требования, рассматриваемые в «Нормах…», учитываются геологическими службами научно-исследовательских организаций в составляемых проектах разработок месторождений и проектах создания подземных хранилищ газа.
1.3. «Нормы…» разработаны на основе проведенной типизации и унификации основных технических решений в вопросах обустройства ГДП и СПХГ и учитывают максимальное применение типовых технологических схем сбора и обработки газа и газового конденсата, типового блочно-комплектного автоматизированного оборудования (модули, блоки, блок-боксы и т.д.) для газовых и газоконденсатных месторождений, материалы которых отражены в «Руководстве по разработке и применению типовых технологических схем, блочно-комплектного технологического оборудования и установок комплексной подготовки газа в модульном исполнении» для обязательного использования научно-исследовательскими и проектно-конструкторскими организациями, промышленными и производственными объединениями, управлениями Мингазпрома в качестве руководящего технического материала при проектировании и строительстве объектов газодобывающих предприятий.
1.4. Проектирование должно вестись на основе широкого применения типовых проектов, а также унифицированных узлов, деталей, входящих в состав объектов по добыче, хранению и подготовке природного газа и газового конденсата к транспорту при соблюдении требований и правил, обеспечивающих охрану окружающей среды.
1.5. Проектирование объектов ГДП и СПХГ осуществляется с максимальным использованием высокопроизводительного модульного, блочного и блочно-комплектного оборудования (модули, блоки, блок-боксы и т.д.), обеспечивающего выигрыш по времени при монтаже и ремонте.
1.6. Отступления от «Норм…», вызываемые реконструкцией промышленных объектов, совершенствованием технологических процессов добычи и подготовки газа и газового конденсата, новыми методами производства или другими причинами, оговариваются и обосновываются в проекте, согласовываются с Госгазинспекцией и другими заинтересованными организациями, входящими в инстанцию, утверждающую проект.
1.7. Проектирование объектов ГДП и СПХГ должно вестись в полном соответствии с требованиями действующих нормативных документов: норм строительного проектирования (СН, СНиП), санитарных норм, норм по технике безопасности и охране труда, котлонадзора и горного надзора, правил устройства электроустановок (ПУЭ), правил, обеспечивающих охрану окружающей среды, и настоящих «Норм…,», отражающих специфические условия эксплуатации объектов по добыче, хранению и подготовке газа и газового конденсата к транспорту, требований нормативных документов по охране окружающей среды, а также других нормативных материалов.
1.8. Исходными данными для составления технико-экономического обоснования (ТЭО), технорабочего и технического проектов обустройств ГДП или СПХГ являются утвержденные проекты разработки месторождения, ОПЭ и проект создания подземного хранилища газа, которые выдаются заказчиком вместе с заданием на проектирование.
1.9. Проект ОПЭ и проект разработки месторождения, используемые при проектировании обустройства ГДП, должны содержать следующие исходные данные:
1.9.1. Краткую геологическую характеристику месторождения, общие сведения о месторождении, коллекторские свойства, мощность продуктивных горизонтов, глубину залегания, интервалы перфорации.
1.9.2. Для проекта разработки необходимы запасы газа, газового конденсата и др. сопутствующих компонентов месторождения, утвержденные ГКЗ, а для проекта ОПЭ — запасы газа, утвержденные ЦКЗ Министерства.
1.9.3. Состав пластового газа в объемных % до C с указанием фактических условий отбора проб на анализ и с разбивкой на состав газа сепарации, дегазации и стабильного газового конденсата с данными молекулярного веса.
1.9.4. Среднее содержание НS и CO
в пластовом газе, а также максимальное их содержание по отдельным анализам. Содержание сероорганических примесей COS, CSR, меркаптанов суммарно и индивидуально.
1.9.5. Изотермы конденсации в пластовом газе (в виде графика); пластовые потери газового конденсата по годам разработки.
1.9.6. Характеристику газового конденсата с учетом наличия парафинов, разгонки с разбивкой на фракции, усадку, вязкость (2-3 точки при положительной и 2-3 точки при отрицательной температуре), температуру помутнения и застывания, содержание сернистых соединений и групповой состав углеводородов, рекомендации по возможному использованию.
1.9.7. Годовые отборы газа и газового конденсата из месторождения на периоды возрастающей, постоянной и падающей добычи. Суммарные отборы газа и газового конденсата как среднесуточные, так и максимально возможные в сутки.
1.9.8. Рабочие дебиты скважин (с разделением на группы) — усредненные и максимально возможные по годам разработки. Необходимость интенсификации.
1.9.9. Пластовые и устьевые давления (динамические и статические) и температуры газа по годам разработки.
1.9.10. Количество (по годам разработки) и характеристика выносимой из скважин пластовой и конденсационной воды (наличие солей, их состав, жесткость, уд. вес, агрессивность).
1.9.11. Число и схему расположения скважин (эксплуатационных, резервных и пр.) на структуре и порядок ввода их в эксплуатацию.
1.9.12. Диаметры эксплуатационных и лифтовых колонн, типы подземного оборудования и фонтанной арматуры.
Примечание. В случае многопластового месторождения исходные данные выдаются по каждому пласту (см. п.1.9.1-1.9.12).
1.10. Проект создания ПХГ должен содержать следующие исходные данные:
1.10.1. Краткую геологическую характеристику объектов ПХГ: общие сведения об объекте, коллекторские свойства, мощность продуктивных горизонтов, глубину залегания, интервалы перфорации, устойчивость пласта-коллектора, характеристику покрышки над объектом хранения газа. Для газохранилищ, создаваемых в водоносных структурах, необходимо освещать вопросы, связанные с разведывательной закачкой газа, гидродинамическими исследованиями возможности создания ПХГ, промышленной закачкой газа до выхода на циклическую эксплуатацию.
1.10.2. Общий и активный объем газа хранилища. В случае создания ПХГ в истощенных месторождениях — остаточные запасы газа, газового конденсата, нефти и др. сопутствующих компонентов, извлекаемые и неизвлекаемые запасы.
1.10.3. Состав газа закачки, остаточного и отбираемого, об.%.
1.10.4. Изотермы конденсации для газа в пластовых условиях (в виде графика).
1.10.5. Характеристику газового конденсата (нефти): разгонка с разбивкой на фракции, усадка, вязкость (2-3 точки при положительной и 2-3 точки при отрицательной температурах); содержание сернистых соединений и парафина. Рекомендации по возможному использованию.
1.10.6. Месячные и суточные объемы закачки и отбора газа и газового конденсата. Средние и максимальные закачка и отбор газа и газового конденсата в сутки.
1.10.7. Приемистость скважин при закачке и их дебиты при отборе.
1.10.8. Пластовые и устьевые давления и температуры газа при закачке и отборе по месяцам.
1.10.9. Количество (по месяцам) и характеристику выносимой из скважин пластовой и конденсационной воды (наличие солей, их состав, жесткость, уд. вес, агрессивность).
1.10.10. Число и схему расположения скважин (эксплуатационных, наблюдательных и др.) на структуре и порядок подготовки их к закачке.
1.10.11. Диаметры эксплуатационных и лифтовых колонн, конструкцию бурящихся скважин.
Примечание. В случае многопластового объекта ПХГ исходные данные выдаются по каждому объекту (см. п.1.10.1-1.10.11).
1.10.12. Мероприятия по повышению надежности, герметичности и т.п.
1.10.13. Техническое состояние фонда скважин (разобщенность пластов, аварийный переток, ремонтные работы).
1.11. В проекте разработки приводятся данные по закачке загрязненных стоков в поглощающие горизонты (количество и схема расположения скважин, удельная и общая приемистость скважин; гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов, совместимость стоков с коллектором, требования к сбрасываемым промстокам, необходимость подготовки промстоков).
1.12. Процесс закачки стоков в пласт согласуется с органами геологии и охраны недр, санитарного надзора, Госгортехнадзора и охраны природы.
1.13. Технологический регламент объектов добычи, хранения и подготовки газа и газового конденсата к транспорту составляется службой эксплуатации ГДП и СПХГ в соответствии с «Положением о технологических регламентах по добыче, переработке газа и конденсата предприятиями Мингазпрома», утвержденным Мингазпромом, и согласовывается с проектным институтом.
2. СОСТАВ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ, СТАНЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ
Газодобывающее предприятие
2.1. Газодобывающее предприятие предназначено обеспечить добычу, сбор и подготовку газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Подготовка газа должна соответствовать требованиям ОСТ 51.40-74 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральный газопровод» [2], газового конденсата — согласно ОСТ 51.65-80 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия».
2.2. Газодобывающее предприятие включает сооружения, начиная от скважины до выхода газа после хозрасчетного замера на площадках УКПГ или ГС.
2.3. Газодобывающее предприятие состоит из трех комплексов:
основного производственного назначения;
вспомогательного производственного назначения;
непроизводственного назначения.
Примечание. Комплексы вспомогательного производственного назначения, включающие базу по ремонту оборудования, подземного и капитального ремонта скважин, перевалочную базу, и непроизводственного назначения, включающие культурно-бытовые сооружения и др., настоящими «Нормами…» не рассматриваются.
2.4. Комплекс основного производственного назначения имеет в своем составе следующие сооружения:
скважины;
установки предварительной подготовки газа (УППГ);
установки комплексной подготовки газа (УКПГ);
головные сооружения (ГС);
коммуникации между сооружениями.
Примечания. 1. Установка предварительной подготовки газа предназначена для сбора газа, поступающего из скважин, и его первичной подготовки (сепарации).
2. Установка комплексной подготовки газа предназначена для сбора и полной обработки газа до кондиции, соответствующей ОСТ «Газы горючие природные, подаваемые в магистральный газопровод» с последующей подачей его в магистральный газопровод при децентрализованной системе сбора и обработки газа. Побочные процессы (стабилизация газового конденсата, компримирование газа, приготовление ингибитора и т.п.) могут осуществляться также на УКПГ.
3. Головные сооружения предназначены для полной обработки газа и газового конденсата до требуемой кондиции, компримирования газа и хозрасчетного замера продукции, поступающей в магистральный трубопровод при централизованной системе сбора и обработки газа.
4. Коммуникации между сооружениям от скважин до УППГ и УКПГ и от УППГ до ГС предназначены для сбора газа и газового конденсата, а также транспорта ингибиторов, сжатого воздуха, хладоагентов и др. веществ, необходимых при обработке газа.
2.5. Объекты, входящие в состав сооружений, включают следующее:
установки основного технологического назначения — сбора и замера дебита скважин, первичной и низкотемпературной сепарации, осушки газа, компремирования основного потока газа (дожимные компрессорные станции), компримирования газов стабилизации, низкотемпературной абсорбции, получения искусственного холода, стабилизации и перекачки газового конденсата;
установки и оборудование общего технологического назначения — регенерации осушителей и антигидратных ингибиторов, приготовления и распределения ингибитора по точкам ввода, блоки дренажной емкости, топливного газа, отключающей арматуры на входе и выходе с площадок УППГ, УКПГ, ГС, факельное хозяйство;
установки подсобно-вспомогательного назначения — энерготепловодоснабжения, пожаротушения, связи и т.д.
2.6. Установки состоят из модулей (технологических линий) и зависят от технологии обработки газа и газового конденсата с определенными параметрами.
Примечание. Под модулем понимается технологическая автоматизированная линия сбора или обработки газа и газового конденсата с законченным технологическим процессом.
2.7. Модули набираются из оборудования: блоков, аппаратов, блок-боксов и межблочных коммуникаций.
В зависимости от технологических параметров газа модули подразделяются на ряд типоразмеров, указанных в «Руководстве по разработке и применению типовых технологических схем, блочно-комплектного автоматизированного технологического оборудования и установок комплексной подготовки газа в модульном исполнении» (в дальнейшем именовать «Руководство…») [3].
Станция подземного хранения газа
2.8. Станция подземного хранения газа предназначена для закачки газа в пласт, хранения его и подачи потребителям в период повышенного спроса. Газ обрабатывается до кондиции в соответствии с требованиями ОСТ «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».
Подземные хранилища газа делятся на две группы.
К первой группе относятся хранилища базисного типа с объемом активного газа более 1 млрд. м и суточной производительностью менее 1% от активного объема газа. Базисные хранилища регулируют сезонную неравномерность одного или нескольких экономических районов и могут находиться от газопотребителей на расстоянии до 1000 км.
Ко второй группе относятся ПХГ пикового типа с объемом активного газа до 1 млрд. м/год и суточной производительностью 1,5-2% от объема активного газа. Пиковые ПХГ служат для удовлетворения повышенного спроса на газ в периоды резких понижений температуры окружающего воздуха или покрытия его дефицита при аварийных ситуациях.
2.9. СПХГ, создаваемые на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и структурных ловушек водонапорных систем, включают следующие сооружения:
подземное хранилище, скважины, трубопроводы от скважин до газораспределительных пунктов, газораспределительные пункты (ГРП);
компрессорную станцию со всеми вспомогательными сооружениями;
установки по очистке и осушке газа;
производственные базы, сооружения по ремонту оборудования;
комплекс жилых, служебных и др. сооружений.
3. ОБОРУДОВАНИЕ И ОБВЯЗКА УСТЬЕВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
3.1. Фонтанная арматура для скважин газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа выбирается в проекте разработки месторождения или в проекте создания ПХГ исходя из конструкции скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, температуры газа, его состава и др. факторов и должна соответствовать ГОСТ «Арматура фонтанная» [4]. Для одновременно-раздельной эксплуатации двух или нескольких горизонтов фонтанная арматура изготавливается по индивидуальному заказу. На скважинах ПХГ устьевое оборудование должно обеспечивать возможность натяжения эксплуатационной колонны.
3.2. Проектирование обвязки устьев скважин ведется в соответствии с настоящими «Нормами…» и «Типовыми схемами обвязки устьев газовых скважин» [5]. Все трубопроводы обвязки устьев эксплуатационных скважин, предусмотренные «Типовыми схемами…», следует проектировать и сооружать согласно требованиям, предъявляемым к участкам категории В СНиПа «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования» [6].
3.3. Обвязка эксплуатационных скважин должна предусматривать:
возможность работы как по насосно-компрессорным трубам (НКТ), так и по затрубному пространству;
снижение давления до величины , но не выше 16,0 МПа (160 кгс/см
) кроме случаев, не позволяющих снизить давление в связи с требованиями технологии (образование гидратов) или ввиду отсутствия предохранительной арматуры;
редуцирование газа и автоматическую отсечку газа при давлении выше рабочего, но не превышающего 16,0 МПа (160 кгс/см), должно производиться при соответствующем технико-экономическом обосновании согласно «Правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений» [75];
автоматическое отключение скважин в случае порыва трубопровода-шлейфа или увеличения давления выше допустимого. Для этой цели устанавливается клапан-отсекатель или другое устройство, срабатывающее при резком понижении давления в трубопроводе;
термокарманы для замера температуры газа на устье до и после штуцера;
установку предохранительных клапанов, если трубопроводы от скважин рассчитаны на давление ниже статического на устье скважин;
возможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной обработке, гидропескоструйной перфорации и т.п., а также по исследованию скважин (замер пластовых, забойных давлений и температур);
отвод газа на факел при продувке скважины, трубопроводов от скважин и при срабатывании предохранительных клапанов.
3.4. При кустовом расположении эксплуатационных скважин монтаж оборудования и обвязка устья производятся исходя из удобства монтажа и обслуживания. Предусматривается объединение продувочных линий для глушения скважин и факельных систем.
3.5. Территория вокруг устья скважин в пределах ограждения должна быть спланирована. Должны предусматриваться фундаменты под опоры агрегатов для капитального и подземного ремонта скважин.
4. СИСТЕМЫ СБОРА И ОБРАБОТКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
4.1. Системы сбора и обработки газа и газового конденсата должны обеспечивать надежность эксплуатации, простоту и доступность обслуживания, максимальную автоматизацию и подготовку газа до требований ОСТ 51.40-74.
4.2. Выбор оптимальной системы сбора и обработки газа и газового конденсата, а также количества производственных площадок определяется проектом обустройства при соответствующем технико-экономическом обосновании с проведением необходимых гидравлических и тепловых расчетов трубопроводов от скважин (шлейфов), коллекторов, ингибиторопроводов и др. трубопроводов, выбором основных и вспомогательных сооружений.
4.3. Система сбора и способы подготовки газа и газового конденсата в ТЭО должны решать вопросы строительства и эксплуатации на весь период разработки месторождения.
4.4. В целях унификации технических решений применяются две системы сбора и подготовки газа и газового конденсата — децентрализованная и централизованная. Коллекторная система сбора газа, как прогрессивная, применяется при осуществлении замера продукции каждой скважины, которая должна быть оборудована согласно «Правилам 28-64» двумя расходомерами, позволяющими измерять дебиты скважин в широком диапазоне их измерения.
4.5. При децентрализованной системе сбора на одной промплощадке (УКПГ) производится сбор и комплексная обработка газа и газового конденсата. На месторождении может быть несколько УКПГ.
Децентрализованная система включает комплекс основных и вспомогательных сооружений на весь период эксплуатации месторождения (установки сбора газа, первичной сепарации, обработки газа, стабилизации газового конденсата, утилизации газов выветривания, холодильной станции, дожимной компрессорной станции, резервуарный парк и подсобно-вспомогательные сооружения).
4.6. При централизованной системе сбора и обработки газа первичная обработка газа осуществляется на промплощадках (УППГ). Полная и окончательная обработка газа и газового конденсата осуществляется на укрупненных централизованных установках, расположенных на ГС газодобывающего предприятия, единого для всего месторождения или для нескольких близлежащих месторождений. Для месторождений с добычей газа 15 млрд. м/год и более предусматривается несколько головных сооружений. При довыработке месторождения строительство укрупненных установок получения искусственного холода, дожимной компрессорной станции и других объектов должно предусматриваться без существенной реконструкции технологических установок обработки газа.
4.7. Подключение скважин к УКПГ, УППГ, ГРП может быть индивидуальным, групповым или коллекторным. Индивидуальное подключение скважин осуществляется в следующих случаях:
если устьевые давления скважин отличаются на значительную величину 2,0-3,0 МПа (20-30 кгс/см) и более, в результате чего возникает опасность передавливания скважин;
если дебит одной скважины равен или больше максимальной пропускной способности сепаратора первой ступени с учетом ее изменения в условиях эксплуатации;
при обустройстве отдельных разведочных скважин и при расширении объекта, скважины которого подключены индивидуально. Во всех остальных случаях применять групповое подключение скважин.
5. БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ
5.1. Для обеспечения безгидратного транспорта газа от скважин до УППГ или УКПГ на устьях скважин могут устанавливаться подогреватели газа, если рабочая температура в газопроводе падает ниже равновесной температуры гидратообразования. Кроме того, подогрев газа осуществляется в тех случаях, когда гидраты образуются в результате местного редуцирования газа, а рабочая температура в газопроводе превышает равновесную температуру обрабатываемого газа.
В качестве одного из основных способов безгидратного транспорта газа в системе сбора при подземной (наземной) прокладке трубопроводов от скважин является способ прокладки трубопроводов с теплоизоляцией.
5.2. При образовании гидратов на устье или в стволе скважины основным способом предотвращения гидратообразования является подача ингибитора в поток газа.
5.3. При температуре газа на устье скважины значительно выше равновесной температуры гидратообразования осуществляется безгидратный транспорт газа по теплоизолированному трубопроводу.
5.4. Выбор способа предотвращения гидратообразования в газосборных сетях обосновывается технико-экономическим расчетом.
5.5. Газ вместе с ингибитором гидратообразования поступает на УППГ или УКПГ, где на установку низкотемпературной сепарации газа вводится тот же ингибитор с последующим его отделением и регенерацией. В качестве ингибиторов гидратообразования могут применяться метиловый спирт (метанол), водные растворы гликолей, хлористого кальция и др.
5.6. Применение метанола для борьбы с гидратообразованием должно быть ограничено и обосновано проектом. Допускается применение метанола на месторождениях в северных климатических зонах с последующим улавливанием и регенерацией.
5.7. При применении хлористого кальция в качестве антигидратного ингибитора предусматриваются мероприятия, снижающие его коррозионную активность, например, обескислороживание, нейтрализация примесей и пр.
5.8. Технология применения ингибиторов гидратообразования заключается в следующем: ингибитор вводится в поток газа перед местом возможного гидратообразования (на забой скважины, в начало трубопровода, а также в места резкого снижения температуры газа — перед дросселирующими устройствами и теплообменниками).
5.9. При децентрализованной системе распределения ингибитора гидратообразования рекомендуется осуществлять регенерацию на УКПГ, при централизованной системе — на головных сооружениях ГДП.
5.10. Распределение ингибитора гидратообразования между УППГ и УКПГ производится по сети специальных трубопроводов, прокладываемых от ГС до УППГ или УКПГ; распределение ингибитора по точкам ввода: скважины, трубопроводы (шлейфы) от скважин и технологические установки — осуществляется специальными устройствами, расположенными на УППГ и УКПГ.
5.11. Общие потери ингибитора гидратообразования должны составлять для 70-80% ДЭГа на установке НТС не более 0,06 кг (60 г) на 1000 м газа.
Потери метанола в каждом отдельном случае определяются расчетом.
6. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ДАЛЬНЕМУ ТРАНСПОРТУ
Общие положения
6.1. Выбор способа подготовки газа к дальнему транспорту зависит от ряда факторов, основными из которых являются:
состав газа и наличие в нем газового конденсата ;
давление и температура газа на устьях скважин;
климатические и почвенные условия в районе данного месторождения и по трассе магистрального газопровода.
6.2. Обработанный газ, поступающий в магистральный газопровод, должен удовлетворять требованиям ОСТ 51.40-74 » Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы».
6.3. При выборе способа подготовки газа к дальнему транспорту в процессе проектирования обустройства газовых и газоконденсатных месторождений необходимо руководствоваться «Типовыми технологическими схемами обработки газа и конденсата» [1], «Руководством…». Отступления от «Руководства…» допускаются в исключительных случаях при технико-экономическом обосновании с разрешения Мингазпрома.
6.4. Для обеспечения требований на газ, подаваемый в магистральный газопровод согласно ОСТ «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы», приняты следующие типовые способы обработки газа:
абсорбционная осушка газа;
адсорбционная осушка газа;
абсорбционная осушка газа и газового конденсата;
низкотемпературная сепарация с инжекцией гликоля 70-80%-ной концентрации в качестве ингибитора гидратообразования;
низкотемпературная абсорбция.
6.5. Во всех климатических зонах рекомендуется для газовых месторождений абсорбционный способ осушки газа с использованием гликолей (ДЭГ, ТЭГ). Другие способы применяются при соответствующем технико-экономическом обосновании.
6.6. Для газоконденсатных месторождений рекомендуется способ низкотемпературной сепарации (НТС) с использованием дроссель-эффекта для получения холода или холодильных агрегатов при последующей стабилизации газового конденсата под давлением в колоннах. Способ низкотемпературной абсорбции (НТА) с использованием газового конденсата в качестве абсорбента рассчитан на получение сухого газа, деэтанизированной фракции и стабильного газового конденсата
. В каждом конкретном случае выбор способа НТС или НТА производится при соответствующем технико-экономическом обосновании.
6.7. При расчете первичной сепарации, осушки и НТС учитываются количество и типоразмеры блочного оборудования и технологических модулей;
составляется материальный баланс, производятся тепловые и гидравлические расчеты.
Очистка газа от механических примесей и капельной жидкости
6.8. Очистка газа от механических примесей, жидкостей, капельной влаги осуществляется в сепараторах на УКПГ и УППГ, на газораспределительных пунктах и дожимных компрессорных станциях ГДП и СПХГ.
6.9. Сепараторы, поставляемые заводами-изготовителями в блочно-комплектном исполнении, устанавливаются на открытой площадке на подготовленное гравийно-песчаное или бетонное основание без устройства специальных фундаментов.
На месторождениях Крайнего Севера сепараторы должны устанавливаться в отапливаемых помещениях. Необходимость ввода ингибитора гидратообразования или подогрева низа сепаратора решается в процессе проектирования.
Осушка газа
6.10. Выбор степени осушки производится в соответствии с ОСТ «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы…».
6.11. При температуре газа, поступающего на абсорбцию, выше 50 °С в технологическую схему включаются аппараты воздушного охлаждения; при температуре газа ниже 6-8 °С в технологическую схему включается печь подогрева газа или теплообменник для обеспечения расчетной температуры контакта с учетом физико-химических свойств осушителя.
6.12. Насыщение раствора поглотителя не должно превышать 2,5%. Количество раствора гликоля определяется расчетом, но не менее 20 л на 1000 м газа.
6.13. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).
6.14. Все технологические трубопроводы и аппараты в зоне обслуживания, имеющие температуру наружных стенок выше +45 °С (+60 °С для открытых площадок), теплоизолируются.
6.14.1. При температуре окружающего воздуха минус 40 °С и ниже вопросы теплоизоляции и размещения аппаратов в зданиях решаются при проектировании с соответствующим обоснованием.
Низкотемпературная сепарация (НТС)
6.15. Низкотемпературная сепарация газа предназначается для отделения (сепарации) газового конденсата и воды при низких температурах, полученных за счет дроссель-эффекта, подключения турбодетандерного агрегата или искусственного холода.
6.16. Низкотемпературная сепарация, как способ осушки газа, применяется, в основном, на газоконденсатных месторождениях, а также на месторождениях с высокими устьевыми давлениями.
6.17. Установка НТС должна обеспечить кондицию газа согласно ОСТ «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы». При высокой температуре на устье скважины в модуль (технологическую нитку) включаются аппараты воздушного охлаждения.
6.18. Установка НТС включает следующее основное оборудование: сепаратор (грубой очистки), узел впрыска 70-85%-ного ДЭГа в поток, газа, теплообменники, низкотемпературный сепаратор (сепаратор тонкой очистки), установку регенерации ингибитора; установку по разделению и подогреву смеси ингибитора и газового конденсата; высоконапорные насосы для регулируемого впрыска ингибитора в поток газа, эжекторы для утилизации газа выветривания. Подводящие коллекторы к холодильным установкам должны быть предусмотрены в первоначальном проекте.
6.19. Потери 70-85% p-pа ДЭГа при впрыске на НТС следует принимать не более 0,06 кг (60 г) на 1000 м газа.
6.20. Выбор типа холодильных установок, а также хладоагента обосновывается проектом при участии Головной проектной организации по разработке холодильных машин Минхиммаша, ВНИИхолодмаша и ВНПО «Союзтурбогаз» Мингазпрома.
7. ПОДГОТОВКА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ
7.1. В целях максимального снижения потерь легких фракций углеводородов от испарения при транспорте и хранении добываемый газовый конденсат подвергается стабилизации.
7.2. Выбор способа подготовки газового конденсата зависит от состава газового конденсата, необходимости получения целевых продуктов — этана, пропана, бутана и обосновывается при проектировании.
7.3. Качество газового конденсата после установки стабилизации должно соответствовать следующим параметрам:
упругость паров стабильного конденсата при 38 °С
| (летом), Па | 66660 | (500 мм рт.ст.) | |||
| то же (зимой), Па | 93324 | (700 мм рт.ст.) | |||
| содержание воды, вес % | не более | 0,1 | |||
| содержание мехпримесей, вес % | не более | 0,01 |
Классификация газовых конденсатов должна соответствовать требованиям ОСТ 51.58-79 «Конденсаты газовые. Техническая классификация» [69].
7.4. В качестве типовых приняты следующие схемы подготовки газового конденсата:
дебутанизация углеводородного конденсата;
деэтанизация углеводородного конденсата.
7.5. В процессе дебутанизации и деэтанизации газового конденсата одновременно со стабильным конденсатом может предусматриваться получение сжиженных газов.
7.6. Способ ступенчатого разгазирования конденсата применяется при соответствующем технико-экономическом обосновании.
7.7. При необходимости получения пропана для собственных нужд ГДП в состав УСК включается установка получения пропана.
7.8. Установка стабилизации газового конденсата располагается на УКПГ, ГС или отдельной площадке.
7.9. Сырьевой резервуарный парк для установки стабилизации газового конденсата при размещении ее на площадках УКПГ или ГС не предусматривается, а для УСК, расположенной на отдельной площадке, его необходимо предусматривать.
7.10. В составе установки подготовки и стабилизации газового конденсата предусматриваются резервуарные парки для товарной продукции независимо от расположения площадок УСК.
7.11. Направление подачи готовой продукции с установки стабилизации газового конденсата определяется проектом.
7.12. При размещении пункта налива готовой продукции на расстоянии более 10 км от УСК предусматриваются дополнительные резервуарные парки, расположенные на территории пункта налива продукции.
Емкость резервуарного парка определяется в соответствии с главой СНиП «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования» [41].
7.13. Резервуарные парки и насосы для перекачки стабильного газового конденсата с упругостью паров не более 700 мм рт.ст. проектируются в соответствии с главой СНиП «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования» с предварительным расчетом уровня загрязнения атмосферного воздуха продуктами, выделяющимися из резервуаров вследствие «больших» и «малых» дыханий.
7.14. Для аварийных ситуаций на промплощадке УСК предусматриваются концевые трапные установки, из которых выветренный конденсат направляется в резервуарные парки для товарной продукции и насосные для его перекачки.
7.15. Тип насосов для перекачки газового конденсата подбирается в зависимости от физико-химических свойств газового конденсата и требуемого объема перекачки. При этом следует применять центробежные насосы, допускающие работы с подпором на всасывающей линии.
7.16. Количество рабочих насосов определяется в зависимости от производительности насосной с учетом роста добычи по годам.
7.17. Транспорт нестабильного конденсата должен производиться в однофазном или двухфазном состоянии в соответствии с принятыми техническими решениями, подтвержденными гидравлическими и технико-экономическими расчетами.
8. ТРЕБУЕМОЕ КОЛИЧЕСТВО И РЕЗЕРВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
8.1. Требуемое количество и резерв технологического оборудования принимаются дифференцированно по технологическим установкам. При этом принимаемый резерв в целях обеспечения бесперебойной работы объектов ГДП или СПХГ должен предназначаться как для выравнивания сезонной неравномерности работы газопровода, так и для производства плановых ремонтных работ и ликвидации возможных аварийных ситуаций.
8.2. На УППГ, УКПГ или ГРП количество модулей сбора газа или входящих в него арматурных блоков определяется путем деления максимального количества шлейфов, подключаемых к УППГ, УКПГ или ГРП, на число шлейфов, входящих в модуль. Резерв модулей сбора газа или отдельных арматурных блоков в этом случае не предусматривается, т.к. он заложен в виде резервных скважин в проекте разработки (создания) месторождения ГДП (ПХГ).
К одной УППГ, УКПГ, ГРП подключается, как правило, не более 8 модулей, по пяти скважин в каждом модуле.
8.3. Для замера продукции каждой скважины на УППГ или УКПГ устанавливаются замерные газосепараторы (модули замера дебита скважин). На каждые 10-12 скважин предусматривается один замерный газосепаратор (модуль замера дебита скважин), исходя из расчета трех замеров в течение 20-24 часов ежемесячно. Увеличение числа подключенных шлейфов к одному газосепаратору решается при проектировании и согласовывается с заказчиком.
8.4. Установки подготовки газа (первичной сепарации, низкотемпературной сепарации, абсорбционной осушки газа и др.) включают от 2 до 6 технологических линий, одна из которых используется в качестве резервной. Таким образом, резерв составляет:
| для одного модуля (технологической линии) | — 100% | |||
| для двух « | — 50% | |||
| для трех « | — 33% | |||
| для четырех « | — 25% | |||
| для пяти « | — 20% |
Как правило, установки подготовки газа включают более двух модулей, резерв составляет от 20 до 33%.
При этом среднесуточная производительность установки определяется как годовая, деленная на 365 дней. Количество рабочих модулей определяется путем деления среднесуточной производительности установки на производительность одного модуля. Указанный резерв образуется путем добавления к рабочим модулям одного резервного. Если количество рабочих модулей получается более пяти, то принимаются две или три самостоятельные установки подготовки газа, в каждую из которых должно входить не более пяти и одного резервного модулей.
Примечание. Для ПХГ, учитывая сезонную работу установок по подготовке газа (осушки или НТС), резерв технологического оборудования не предусматривается.
В этом случае установка подготовки газа набирается из целого числа модулей, но не менее двух, а суточная производительность установки принимается в соответствии с данными проекта создания ПХГ.
8.5. Количество рабочих модулей для установки подготовки газового конденсата (стабилизации) принимается от одного до трех (без резервного), так как при остановке на ремонт или при аварийной ситуации сырой необработанный конденсат следует временно направлять через концевую трапную установку в резервуарный парк с последующим возвратом на установку стабилизации.
В этом случае производительность установки стабилизации определяется путем умножения максимальной добычи конденсата на коэффициент 1,2, учитывающий повторную обработку возвращаемого разгазированного конденсата из резервуарного парка. Количество модулей для конкретной установки определяется путем деления суточной производительности установки на производительность одного модуля в м/сут.
8.6. Выбор и применение блочно-комплектного оборудования и технологических установок по обработке газа различной производительности с учетом резерва должно соответствовать «Ряду мощностей блочно-комплектных газодобывающих предприятий» (Приложение N 1), «Руководству…».
8.7. Резервирование насосов, компрессоров и воздуходувок необходимо предусматривать в соответствии с нижеприведенными рекомендациями:
— предлагается применять 100% для следующих насосов:
насосы, подающие сырье на технологические установки (НТС, осушку, регенерацию гликоля, МЭА и т.д.);
насосы циркуляционного орошения колонн и теплоносителя на установки;
насосы, производящие откачку продукта из низа фракционирующих колонн;
насосы, откачивающие продукты из резервуарных парков.
Примечание. В случае установки двух и более рабочих насосов принимать резерв не менее 30%.
8.8. Насосы оборотного водоснабжения и свежей воды должны иметь резерв:
| при двух рабочих насосах | — 50% | |||
| при трех и более | — 30% |
8.9. Для газовых и воздушных компрессоров и воздуходувок, устанавливаемых на технологических установках, рекомендуется один резервный компрессор (воздуходувка) на 1-5 рабочих компрессоров (воздуходувок).
В этом случае производительность и давление нагнетания резервных машин принимаются по одному из рабочих компрессоров (воздуходувок), имеющих наибольшее значение этих показателей.
8.10. Для воздушных компрессоров центральных воздушных компрессорных предлагается следующий резерв производительности компрессоров:
— для компрессоров, обеспечивающих воздухом потребителей, в снабжении которых не может быть перерыва (приборы контроля и автоматики, технологические нужды), — 100%;
— для компрессоров, подающих воздух на чистку печей, на ремонтные и другие нужды — резерв не предусматривается.
8.11. Если резерв между рабочими циклами этих компрессоров составляет меньше 5 дней, на 1-5 рабочих компрессоров предусматривается 1 резервный компрессор.
8.12. В случае совместной работы компрессоров указанный выше резерв производительности компрессоров может быть уменьшен до 75%.
9. ВЫБОР И КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И АППАРАТУРЫ
9.1. При проектировании объектов необходимо предусматривать максимально возможное размещение аппаратуры и оборудования вне зданий. При этом необходимо руководствоваться «Перечнем технологического оборудования нефтедобывающей и газовой промышленности, рекомендуемым для установки на открытых площадках» [99].
9.2. При применении в проектах обустройства унифицированного блочно-комплектного оборудования в соответствии с типовыми технологическими схемами компоновку этого оборудования на площадке следует выполнять в соответствии с рекомендациями «Руководства…» по материалам » Альбома типовых технологических схем» [8].
9.3. При расширении (увеличении мощности) или довыработки месторождения, обустроенного по индивидуальным проектам, для конкретного объекта допускается применение индивидуально разработанного оборудования при согласовании с ЦКБН.
9.4. При размещении сооружений на площадках ГДП (СПХГ) учитывается их технологическая взаимозависимость и пожаровзрывоопасность производства. Вся территория должна быть разделена на две зоны: основного и вспомогательного производства.
9.5. В зоне основного производства размещаются основные технологические сооружения и установки:
сбора газа;
замера дебита скважин;
первичной сепарации;
обработки газа (НТС и абсорбционной осушки газа);
стабилизации газового конденсата;
блоки общего технологического назначения, а также блок-боксы вспомогательного технологического назначения, обеспечивающие функциональную работоспособность технологических установок. К ним относятся дренажные емкости, блоки топливного газа, подогрева и подачи теплоносителя в обогреваемые места технологического оборудования и др.
9.6. В зоне вспомогательного производства располагаются сооружения и установки, обслуживающие основные производства: установки и устройства электроснабжения, тепло- и водоснабжения, узлы связи и т.д.
9.7. Все сооружения и установки, располагаемые в одной или разных зонах, связанные между собой инженерными коммуникациями, объединяются общими дорогами и проездами.
9.8. С целью облегчения ремонтно-восстановительных работ, которые возникают при эксплуатации объекта, для прокладки коммуникаций на площадках ГДП (СПХГ) должны быть выделены коридоры.
9.9. Расположение и монтаж насосов на открытой площадке следует производить в соответствии с ОСТ «Насосы. Основные требования к установке и эксплуатации…» [98].
9.10. При определении места установки насоса необходимо учитывать свойства перекачиваемой среды. Насосные для перекачки газового конденсата проектируются в соответствии с п.7.15, 7.16 настоящих «Норм…».
9.11. Циркуляционные и вспомогательные насосы для перекачки флегмы и щелочи, а такие оборудование для приготовления растворов должны устанавливаться в помещении.
9.12. Тип и количество насосов определяются исходя из расходов, требуемых давлений, номенклатуры выпускаемых насосов. Производительность насосов определяется по их гидравлическим характеристикам.
9.13. На напорных линиях поршневых насосов устанавливаются предохранительные клапаны со сбросом жидкости в емкость.
9.14. Для гашения пульсирующего потока на нагнетательных линиях поршневых насосов следует устанавливать воздушные колпаки. Объем компенсирующего воздушного (газового) колпака должен быть не менее 22 объемов, вытесняемых плунжером гидроцилиндра за 1 ход, умноженных на рабочее давление нагнетания насоса.
9.15. Обратные клапаны устанавливаются на линиях подачи поглотителей в колонны.
9.16. Все сосуды, работающие под давлением, должны оснащаться запорной, предохранительной и регулирующей арматурой в соответствии с требованиями «Правил устройства и эксплуатации сосудов, работающих под давлением» [9].
9.17. Эффективность оборудования обработки газа должна быть обеспечена в течение всего периода эксплуатации месторождения как в начальный период при наличии высоких пластовых давлений, так и в период падения давления ниже давления в магистральном газопроводе.
9.18. На период бескомпрессорной эксплуатации все оборудование, устанавливаемое на «высокой стороне», рассчитывается по пропускной способности исходя из давления в магистральном газопроводе 5,5 или 7,5 МПа (55 или 75 кгс/см) в соответствии с заданием на проектирование.
9.19. По прочности оборудование, связанное с процессом низкотемпературной сепарации и устанавливаемое на «высокой стороне», рассчитывается исходя из рабочего давления, равного, соответственно, 10,0 и 13,8 МПа (100 и 138 кгс/см), а для установок абсорбционной осушки и НТС «на низкой стороне» — на давление 5,8 и 8,0 МПа (58-80 кгс/см
).
9.20. Подключение дожимной компрессорной станции (ДКС) предусматривается при падении давления на входе в УКПГ ниже давления в магистральном трубопроводе с расположением ДКС, как правило, перед установкой обработки газа.
9.21. Дожимная компрессорная станция располагается после установки обработки газа, если темпы падения отборов газа соответствуют темпам падения давления, при этом технологические установки могут обеспечить требуемую степень обработки газа.
9.22. Турбодетандерные агрегаты или холодильные машины предусматриваются для получения необходимого искусственного холода, используемого для охлаждения газа, когда вследствие снижения пластового давления энергии пласта становится недостаточно для получения холода от использования дроссель-эффекта в процессе низкотемпературной сепарации газа или охлаждения газа с целью создания условий в газопроводе, предупреждающих растепление вечной мерзлоты.
9.23. При проектировании сливно-наливных железнодорожных эстакад время слива и налива должно приниматься в соответствии с требованиями «Правил перевозки отдельных видов грузов» и «Устава железных дорог» [100], [81].
9.24. Эстакады, предназначенные для слива и налива нефтепродуктов с упругостью паров до 93324 Па (700 мм рт.ст.), проектировать в соответствии с требованиями главы СНиП «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования».
9.25. Эстакады, предназначенные для налива нефтепродуктов и сжиженных газов с упругостью паров выше 93324 Па (700 мм рт.ст.), проектировать в соответствии с требованиями главы СНиП «Газоснабжение. Газораздаточные станции. Баллонные и резервуарные установки сжиженного газа. Нормы проектирования» [88].
9.26. На эстакадах для слива и налива нефти, темных нефтепродуктов, масел, ингибиторов должно быть предусмотрено горячее водоснабжение для смыва пролитых продуктов. Расход воды определяется при проектировании.
9.27. Перед ремонтом технологическое оборудование и трубопроводы, заполненные пожаро- и взрывоопасными средами, освобождают от продуктов и продувают инертным газом не менее 8-кратного объема аппаратов и трубопроводов.
9.28. Технологическое оборудование со средой «газ» и «газовый конденсат» после продувки должно подвергаться пропарке и промывке.
Оборудование только с газовой средой подвергается промывке.
9.29. Расход пара на пропарку составляет 0,2 т/ч на один аппарат при давлении не более 0,3 МПа (3 кг/см). Время пропарки зависит от степени загрязнения аппарата и составляет от 8 до 24 часов.
9.30. Периодичность и параметры воды на промывку различных аппаратов технологических установок определяются при проектировании. Расход воды определяется 3-кратным объемом аппарата и трубопровода.
Расход воды на технологические нужды: охлаждение, приготовление глинистого раствора при ремонте скв. и др. — устанавливается расчетом технологической части проекта.
Примечание. При определении суммарного расхода воды на технологические нужды следует учитывать возврат воды для повторного использования.
9.31. Расход воды на промывку резервуара перед вентиляционной обработкой определяется по данным, изложенным в табл.1.
Таблица 1
| Емкость резервуара, м | Кол-во гидромониторов для промывки | Производи- тельность гидромонитора, м | Время промывки резервуара, ч | Расход воды для промывки, м | Примечание |
| 400 | 1 | 140 | 1,0 | 140 | Расход воды на промывку после пропаривания острым паром определяется по данной таблице |
| 700 | 1 | 140 | 1,5 | 210 | |
| 1000 | 1 | 140 | 2,0 | 280 | |
| 2000 | 1 | 140 | 2,5 | 350 | |
| 3000 | 2 | 280 | 3,0 | 840 | |
| 5000 | 2 | 280 | 3,5 | 980 | |
| 100000* | 2 | 280 | 5,0 | 1400 |
________________
* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.
9.32. Азот, пар и вода подаются по самостоятельным трубопроводам.
10. ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ (ДКС)
10.1. Положения данного раздела распространяются на проектирование технологической части дожимных компрессорных станций, предназначенных для компримирования природного газа, поступающего в газосборные сети газового (газоконденсатного) месторождения, газа выветривания, поступающего из концевых трапных установок и емкостей, из магистрального газопровода для закачки в подземное хранилище. Указания по проектированию, не включенные в настоящий раздел, должны приниматься в соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» [12];
«Противопожарными техническими условиями строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности» [16];
СНиП «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»;
СНиП «Генеральные планы промышленных предприятий» [19];
«Инструкцией по определению категорийности, контролю качества сварных соединений, очистки полости и испытанию газопроводов, нефтепроводов и конденсатопроводов компрессорных и газораспределительных станций и станций ПХГ, установок комплексной подготовки газа, насосных перекачивающих станций и насосных по перекачке сжиженных углеводородов» [85];
СНиП «Магистральные стальные трубопроводы. Правила производства и приемки работ» [74];
СНиП «Технологические трубопроводы. Правила производства и приемки работ» [79];
ОСТ «Газодобывающее предприятие, эксплуатация установок по сбору и подготовке газа к транспорту. Требования безопасности» [86];
«Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов» [87].
10.2. Тип и количество рабочих компрессоров и их мощность определяются в зависимости от состава и параметров компримируемого газа (расход, давление на входе и выходе, температура и др.) и обосновывается технико-экономическим расчетом. Производительность компрессоров определяется по заводским газодинамическим характеристикам.
10.3. Количество резервных машин на ДКС определяется в соответствии с ВСН 51-2-79.
10.4. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей и капельной жидкости.
10.5. На всасывающих линиях центробежных нагнетателей должны устанавливаться защитные решетки, а у поршневых компрессоров — газовые фильтры.
10.6. Для принятия мер по защите от гидравлического удара поршневых компрессоров, сжимающих газ с большим содержанием тяжелых углеводородов, необходимо проводить проверочные расчеты на выпадение газового конденсата в компрессорных цилиндрах.
10.7. При многоступечатом сжатии на нагнетательных газопроводах газовых компрессоров, работающих на общий коллектор, должен быть установлен обратный клапан.
10.8. На всасывающих и нагнетательных газопроводах необходимо предусматривать возможность установки резиновых шаров и заглушек, исключающих проникновение газа в помещение компрессорного цеха при ремонтах со вскрытием компрессорной части газоперекачивающего агрегата. Газопровод должен быть сообщен с атмосферой через люк-лаз или свечу, врезаемые между отключающей арматурой и резиновым шаром или заглушкой.
10.9. Сборные газовые коллекторы всасывания и нагнетания необходимо прокладывать вне зданий компрессорных цехов.
Нагнетательные коллекторы газомотокомпрессорных цехов должны прокладываться над землей на опорах с их креплением, исключающим вибрацию при пульсирующих потоках газа. Всасывающие коллекторы прокладываются надземно и подземно.
10.10. Запорная арматура, отключающая каждый компрессор от сборных газовых коллекторов, располагается вне цеха на открытых площадках.
10.11. Минимальные расстояния между аппаратурой (сепараторы, пылеуловители, холодильники, маслоотделители) и сооружениями, расположенными на территории ДКС, должны соответствовать таблице 10 ПТУСП-01-63 (16).
10.12. Рессиверы сжатого воздуха, расположенные на площадке КС, ограждению не подлежат.
10.13. На каждой ступени сжатия перед отключающей арматурой поршневые компрессоры должны иметь обводную линию («байпас»), предохранительный клапан на линии нагнетания и линию сброса газа через свечу в атмосферу.
10.14. Дымовые трубы и глушители выхлопных газов устанавливаются на расстоянии не менее 3 м от наружной стены цеха. Трубы выхлопных газов после глушителей должны быть выведены на 2 м выше конька кровли здания цеха или на 1 м выше дефлекторов.
10.15. Компрессорные цехи оборудуются грузоподъемными механизмами преимущественно с электроприводами, обеспечивающими нормальные условия монтажа и демонтажа машин.
Грузоподъемность подъемно — транспортного оборудования определяется в проекте по данным завода — изготовителя компрессоров.
10.16. На КС должно быть организовано масляное хозяйство, оборудованное емкостями для хранения свежего и отработанного масла, насосами и установкой для регенерации масел.
10.17. Емкости свежего масла должны вмещать не менее одной большегрузной железнодорожной цистерны.
10.18. При многоступенчатом сжатии после каждой ступени поршневых компрессоров необходимо устанавливать маслоотделители. При наличии холодильников масла маслоотделители устанавливаются перед холодильниками. Продувка маслоотделителей предусматривается в емкость, оборудованную подогревом. Маслопроводы и маслоотделители должны обогреваться и теплоизолироваться.
10.19. При отсутствии встроенных в компрессорные агрегаты регенерационных устройств для очистки смазочного масла необходимо предусматривать передвижную маслоочистительную установку с подогревом.
10.20. Компрессорный цех, оборудованный газомотокомпрессорами, должен иметь запас картерного масла в объеме, обеспечивающем полную замену масла в одном агрегате. Емкость для масла располагается во вспомогательном помещении, примыкающем к цеху.
10.21. Смазочное масло от склада ГСМ в компрессорный цех подается по трубопроводам, уложенным в лотках совместно с трубопроводами теплоносителей.
10.22. При многоступенчатом сжатии с промежуточным охлаждением газа проводятся проверочные расчеты на выпадение газового конденсата после каждой ступени и, в случае выделения его, предусматривается установка сепараторов после холодильников каждой ступени. Для сбора газового конденсата из сепараторов предусматривается специальная емкость.
10.23. Качество и параметры воды, охлаждающей компрессорные агрегаты, должны отвечать требованиям технических условий на агрегат.
10.24. При пуске газовых двигателей количество баллонов пускового воздуха должно обеспечить одновременный запуск двух двигателей.
10.25. Баллоны пускового воздуха, поставляемые в комплекте с двигателями, допускается устанавливать в помещении машинного зала компрессорного цеха.
10.26. Свечи от предохранительных клапанов и линии сброса газа устанавливаются раздельно для каждого компрессорного агрегата.
10.27. Свечи от предохранительных клапанов и линий сброса газа должны быть выведены по наружной стене компрессорного цеха на 2 м выше конька крыши здания, а при наличии фонаря или дефлектора — на 1 м выше конька фонаря или верха вытяжного патрубка дефлектора.
10.28. Свечи от предохранительных клапанов и линий сброса газа на свечу при размещении компрессорных агрегатов на открытой площадке должны быть выведены на 1 м выше окон окружающих зданий (в радиусе 25 м), но не менее 5 м от обслуживающих площадок газовой обвязки («гитары») ГПА.
10.29. Свечи продувочные для каждого отключающего аппарата (сепаратор, маслоотделитель, пылеуловитель и т.д.) и на межцеховых газопроводах должны быть установлены с учетом розы ветров за ограждением площадки КС на расстоянии не менее 25 м. Высота свечи не менее 5 м от уровня земли.
Свечи продувочные должны иметь минимальное количество поворотов и быть защищены от попадания в них атмосферных осадков.
При наличии на территории ГДП и ПХГ факельной линии продувку вести через нее. Если в газе имеется капельная жидкость, то продувка ведется через сепаратор.
10.30. Суммарные потери давления в трубопроводах КС не должны превышать 5% от разности давления нагнетания и всасывания.
10.31. Газопроводы обвязки центробежных нагнетателей («гитара») должны покрываться звуковой изоляцией.
10.32. Для уменьшения вибрации газопроводов на линиях всасывания и нагнетания поршневых компрессоров предусматриваются сборные газовые коллекторы гашения пульсации газового потока. Объем этих коллекторов должен быть в 10 раз больше объема всех цилиндров компрессоров, присоединенных к коллектору.
10.34*. Трубопроводы оборотной охлаждающей воды и газопроводы, уложенные в закрытые каналы, теплоизоляции не подлежат.
_______________
* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.
10.35. В газомоторных компрессорных цехах выхлопные трубопроводы изолируются или охлаждаются. Выхлопные трубопроводы с кожухами при проходе через стены заключаются в патроны и должны иметь компенсаторы. Допустимая температура на наружной поверхности изоляции не более 45 °С.
11. НОРМЫ ЗАПАСОВ СЫРЬЯ, ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ И РЕАГЕНТОВ. СКЛАДЫ МАСЕЛ
11.1. Сроки хранения сырья и товарной продукции принимаются в зависимости от принятого вида транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный) и направления продукта.
11.2. Норма запаса сырья УСК, расположенной на отдельно стоящей площадке, в наземных сырьевых резервуарных парках при трубопроводном транспорте принимается равной суточной производительности установки, при подземных сырьевых резервуарных парках — принимается из расчета продолжительности ремонта установки.
11.3. Срок хранения товарной продукции УСК и УПК в резервуарных парках принимается до трех суток.
11.4. Для сброса некондиционного продукта используются емкости готовой продукции, откуда насосами он должен подаваться на повторную переработку. При неравномерном поступлении сырья на установку должны быть предусмотрены буферные емкости, рассчитанные на 5-10-минутный запас работы установки.
11.5. Количество резервуаров для каждого товарного продукта должно быть не менее 3.
11.6. Коэффициент заполнения резервуаров принимается: для вертикальных, сырьевых, товарных и промежуточных резервуаров — 0,95;
| для горизонтальных резервуаров | — 0,90; | |||
| для горизонтальных резервуаров сжиженного газа | — 0,835. |
11.7. Норма запасов реагентов и смазочных материалов на складах устанавливается:
при отгрузке в железнодорожных цистернах — до 20 сут;
при отгрузке в таре — до 30 сут.
Примечание. При доставке реагентов только водным транспортом запас его надо предусматривать до 300 сут.
11.8. Проектирование складов масел должно производиться в соответствии с требованиями главы СНиП «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования».
11.9. Емкость склада масел выбирается исходя из следующего неснижаемого запаса масла каждой марки:
для компрессорных машин и двигателей электростанций в объеме 50% емкости масляной системы установленного парка машин плюс запас на доливки в объеме 45-дневной потребности;
смазочные масла для других агрегатов — в объеме 45-дневной потребности;
для ДКС, оснащенных центробежными нагнетателями с электроприводом, на складе маслохозяйства предусматривать установку одной цистерны емкостью не менее 26 м для чистого трансформаторного масла и одной такой же цистерны для отработанного масла.
Примечание. При доставке масла только водным транспортом запас надо предусматривать годовой.
11.10. Количество необходимого инертного газа должно определяться исходя из среднего расхода всеми установками, но не менее максимального расхода двумя установками, одна из которых является максимальным потребителем инертного газа.
12. ВНУТРИПЛОЩАДОЧНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
12.1. К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы, по которым транспортируется сырье, продукты и полуфабрикаты производства, пар, вода, топливо, реагенты, ингибиторы и другие жидкие и газообразные среды, обеспечивающие технологический процесс производства.
12.2. При проектировании технологических трубопроводов следует руководствоваться отдельными главами СНиП: «Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы проектирования», «Тепловые сети» [20], «Сети водоснабжения и канализации» [21]; «Магистральные газопроводы»; «Технологические трубопроводы»; главой 5 «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов» [22]; «Противопожарными техническими условиями строительного проектирования предприятий нефтегазодобывающей промышленности», «Инструкцией по определению категорийности, контролю качества сварных соединений»; расчет вакуум-трубопроводов производится в соответствии с «Указаниями по расчету стальных трубопроводов различного назначения» [23].
12.3. Межцеховые трубопроводы в зависимости от способа прокладки подразделяются на следующие виды:
надземные, прокладываемые на эстакадах и высоких опорах при высоте, обеспечивающей проезд под трубопроводами транспорта или проход людей, а также на низких опорах, шпалах и др.;
подземные, прокладываемые в проходных, непроходных подземных или полуподземных каналах и в открытых траншеях, или укладываемые непосредственно в грунт.
12.4. Трассы надземных и подземных трубопроводов следует выбирать в зависимости от решения генерального плана предприятия с учетом целесообразности прокладки нескольких трубопроводов по одной трассе при наименьшей их протяженности.
12.5. Трассы трубопроводов при проектировании рекомендуется предусматривать вдоль основных проездов.
12.6. Выбор способа прокладки межцеховых трубопроводов определяется в каждом отдельном случае проектом.
12.7. Надземную прокладку трубопроводов предусматривать:
при большом количестве трубопроводов малых диаметров (50-150 мм) — на эстакадах;
при прокладке труб диаметром 0,2 м (200 мм) и выше — на отдельно стоящих опорах.
12.8. В тех случаях, когда на участке территории, по которой прокладываются трубопроводы, не предусмотрено перемещение подъемных механизмов и оборудования при эксплуатации и ремонте, рекомендуется их прокладка на низких опорах.
12.9. При проектировании целесообразно предусматривать максимально возможное и допустимое по условиям безопасности совмещение трубопроводов в общих траншеях, каналах и опорах. С этой целью выводы трубопроводов из зданий должны, как правило, совмещаться. Совмещенная прокладка трубопроводов должна производиться с соблюдением минимальных расстояний, определенных условиями допускаемого приближения друг к другу, к другим сетям и сооружениям.
12.10. Расстояние между стенками труб в свету с учетом расположения фланцев вразбежку при проектировании неизолированных трубопроводов на высоких и низких опорах, в эстакадах и каналах следует принимать не менее:
для труб условным диам. 0,05-0,1 м (50-100 мм) — 0,08-0,09 м (80-90 мм);
для труб условным диам. 0,1-0,35 м (100-350 мм) — 0,1-0,12 м (100-120 мм);
для труб условным диам. более 0,35 м (350 мм) — 0,15 м (150 мм).
12.11. Расстояние по вертикали между подземными технологическими трубопроводами и пересекающими их другими подземными коммуникациями принимать по СНиП «Магистральные трубопроводы»; «Правила устройства электроустановок«.
12.12. Расстояние между параллельно прокладываемыми трубопроводами и строительной конструкцией как по горизонтали, так и по вертикали, должны выбираться с учетом возможности ремонта трубопроводов и арматуры, нанесения тепловой изоляции, а также величины смещения труб при самокомпенсации трубопроводов.
12.13. Расстояние между изолированными трубопроводами в свету при их параллельной прокладке на высоких и низких опорах, эстакадах или в каналах в зависимости от диаметра трубопровода должно быть не менее:
между наружными поверхностями тепловой изоляции двух смежных труб — 0,1 м (100 мм);
между стенками канала и поверхностью тепловой изоляции трубопровода — 0,1 м (100 мм).
12.14. Все технологические трубопроводы следует проектировать с учетом рельефа местности с уклоном, обеспечивающим возможность полного их опорожнения в аппаратуру установок или другие емкости, при этом трубопроводы должны иметь уклон не менее:
для газопроводов, воздухопроводов с влажной средой, факельных и аварийных линий — 0,003;
для легкоподвижных жидких сред — 0,002;
для высоковязких и застывающих сред — 0,02.
12.15. Глубину заложения подземных трубопроводов целесообразно принимать не менее 0,8 м до верха трубы. При пересечении с подземными сооружениями допускается уменьшение глубины заложения трубопроводов при условии защиты их от влияния динамических нагрузок.
12.16. Все трубопроводы, проходящие из невзрывоопасного помещения во взрывоопасное, должны быть герметично заделаны в стене.
12.17. Рекомендуемые скорости потоков приводятся в табл.2.
Таблица 2
| Наименование рабочего вещества | Рекомендуемая скорость, м/с |
| 1 | 2 |
| 1. Газ горючий | 5-20 |
| 2. Конденсат газовый нестабильный в трубопроводах: насосов, | 1,5-3,0/1,0-1,2 |
| то же при движении самотеком 3. Вязкие жидкости: | 0,1 |
| пря вязкости 0,000001-0,000016 м | 2,5/1,5 |
| при вязкости 0,000006-0,000012 м | 2,2/1,4 |
| при вязкости 0,000028-0,000072 м | 1,5/1,2 |
| при вязкости 0,000072-0,000146 м | 1,2/1,1 |
| при вязкости 0,000146-0,000438 м | 1,1/1,0 |
| при вязкости 0,000438-0,000977 м 4. Вода | 1,0/0,8 |
| в трубопроводах циркуляционных систем охлаждения, | до 2/1 |
| в трубопроводах напорной канализации | 1,0-1,5 |
| в трубопроводах самотечной канализации | 0,6-1,0 |
| в трубопроводах подпитки котлоагрегатов 5. Пар водяной: | 1,5-2,5/1,0-2,0 |
| насыщенный | 15-60 |
| перегретый | 50-70 |
| 6. Конденсат водяной | 0,5-1,5 |
| 7. Сжатый воздух | 7,5-12,5/5,5-10 |
| 8. Масла смазочные | 0,8-1,2/0,2-0,3 |
| 9. Ингибиторы в трубопроводах | до 3 |
Примечание. В числителе и знаменателе дробных значений даны скорости соответственно для нагнетательных и всасывающих трубопроводов.
12.18. Конфигурация трубопроводов обвязки газовых компрессоров, насосов, технологических установок, а также размещение и тип опор (неподвижные, подвижные, скользящие, пружинные) должны выбираться таким образом, чтобы обеспечить компенсацию термических деформаций.
12.19. Всасывающие и нагнетательные газопроводы поршневых компрессоров в пределах здания разрешается укладывать в закрытых лотках на опорах, не связанных с фундаментом здания.
12.20. В компрессорных цехах, производственных помещениях технологических установок, насосных при наличии газовых сред с относительным удельным весом по воздуху 0,8 и более, закрытые каналы или лотки, в которых укладываются трубопроводы, должны постоянно вентилироваться или засыпаться песком.
12.21. Выбор труб для технологических установок производится в соответствии с «Указаниями по применению стальных труб в газовой промышленности» [93] и номенклатурой труб заводов-изготовителей.
12.22. Обвязочные газопроводы компрессорного цеха, газовых холодильников, сепараторов, маслоотделителей и других аппаратов, связанных с компримированием газа, УППГ, УКПГ и ГС, а также межцеховые газопроводы рассчитываются на прочность в соответствии со СНиП «Магистральные трубопроводы», «Указаниями по определению толщины стенок промысловых газопроводов, конденсатопроводов, коллекторов и промысловых газовых сетей».
12.23. Минимальные расстояния между сооружениями и подземными газопроводами, расположенными на территории компрессорных станций, должны соответствовать ПТУСП 01-63.
12.24. Толщина стенки газопровода определяется расчетом и должна быть не менее:
0,003 м (3 мм) для труб диаметром до 0,05 м (50 мм),
0,004 м (4 мм) для труб диаметром до 0,3 м (300 мм),
0,005 м (5 мм) для труб диаметром 0,5 м (500 мм),
0,006 м (6 мм) для труб диаметром 0,5 м (500 мм) и более.
12.25. Все соединения газопроводов должны быть сварными. Фланцевые соединения допускаются только в местах присоединения арматуры и аппаратов.
12.26. Арматура для газа должна быть стальной с герметичностью затвора 1 класса по ГОСТ 9544-75*. Отключающая арматура на газопроводах должна устанавливаться над поверхностью земли. В земле допускается установка только арматуры, присоединяемой на сварке, с выводом управления на поверхность.
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 9544-2005. — Примечание изготовителя базы данных.
12.27. На газопроводах после регулятора давления устанавливается предохранительный клапан.
12.28. Технологические трубопроводы сжатого воздуха (в случае отсутствия осушки воздуха) и охлаждающей воды необходимо укладывать ниже зоны промерзания грунтов. Минимальную глубину заложения принимать по СНиП «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования».
13. СИСТЕМЫ СБРОСА ГАЗА
Общие требования
13.1. Системы сброса газа на объектах ГДП и СПХГ в зависимости от давления газа в источнике выбора могут быть:
системами низкого давления, принимающими выбросы от аппаратов, работающих под давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см);
системами высокого давления, принимающими выбросы из аппаратов, работающих под давлением свыше 0,3 МПа (3 кгс/см).
13.2. Количество обособленных сбросных систем на предприятии должно быть минимальным. Достигается это путем подачи газовых выбросов от различных источников на один общий факел или свечу.
13.3. Различаются три вида сброса газа:
постоянные — от установок регенерации сорбентов, стабилизации углеводородных конденсатов и др., когда утилизация газов экономически нецелесообразна;
периодические — при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, при аварийном отключении, а также при выводе установок на режим, при выбросе пускового газа, продувке газовой обвязки, ГПА при их пуске и остановке;
аварийные — от предохранительных устройств, обеспечивающих безопасные условия работы установок (предохранительных клапанов и пластин, автоматов сброса давления и т.п.).
13.4. Газовые сбросы от продувки аппаратов, газовой обвязки ГПА, когда вытеснение воздуха из газосепараторов осуществляется не инертным газом, а горючим, должны производиться через свечи рассеивания.
13.5. Обязательному сжиганию на факеле подлежат следующие виды газовых выбросов:
содержащие резкопахнущие или ядовитые вещества: сероводород, сероорганические соединения и т.п., которые не могут быть утилизированы;
газ продувки скважин газоконденсатных месторождений и ПХГ;
постоянные выбросы газов с относительной плотностью (по воздуху), равной или больше 0,8 («тяжелые газы»): газы широкой фракции легких углеводородов; сжиженные углеводородные газы.
Примечание. Сброс жидких продуктов в аварийных ситуациях должен производиться в аварийные (дренажные) емкости с последующим возвратом продукта в технологический цикл или, при невозможности вывоза его, — в места, согласованные с соответствующими организациями. Сжигание продуктов в амбарах запрещается.
13.6. Пропускная способность сбросной системы должна рассчитываться на максимальный аварийный выброс. При этом гидравлическое сопротивление сбросных газопроводов на участках от любого предохранительного клапана до выхода из факела или свечи не должно превышать, как правило, 0,05 МПа (0,5 кгс/см).
Диаметры газопроводов сбросной системы должны приниматься с учетом этого условия.
13.7. Максимальным аварийным сбросом считается:
для технологического модуля (линии, установки) — сброс от предохранительных устройств аппарата с наибольшей пропускной способностью по газу;
для УППГ, УКПГ, ГДП, ГРП, КС, ПХГ — расход газа, равный 25% от общей суточной производительности этих объектов, но не менее суточной производительности одного технологического модуля (линии). В этом случае проектом должно быть предусмотрено дистанционное отключение скважин со щита управления.
13.8. Периодические сбросы при освобождении от газа установок и аппаратов должны рассчитываться, исходя из максимально допустимого времени освобождения, равного 2 часам, с учетом максимально допустимой скорости истечения газа из факела или свечи в начальный период освобождения.
13.9. Сброс газа из предохранительных клапанов и при освобождении аппаратов и трубопроводов должен осуществляться по самостоятельным коллекторам и объединяться перед самым факелом или свечой (перед отбойником газового конденсата).
Требования к факелам
13.10. Факелы предназначены для открытого и безопасного сжигания газов. Высота факела должна рассчитываться с учетом допустимой плотности облучения земной поверхности, допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, но должно приниматься: на скважинах — не менее 10 м, на УППГ, УКПГ, ГРП, КС — не менее 25 м. Расстояние от границы технологической установки до факела сбросного коллектора должно быть не менее 100 м.
13.11. Верхняя часть факела (не менее 4 м) должна быть выполнена из жаропрочной стали.
13.12. Факел должен быть оборудован электрозапальным устройством с дистанционным управлением, горелками постоянного горения, подводом топливного газа.
13.13. Диаметры факела определяются максимально допустимой скоростью истечения газа в атмосферу, равной 80 м/с, но не более числа МАХА (м), равного 0,3.
13.14. Во избежание подсоса воздуха в факельную систему необходимо в факелы аварийного и периодического действия постоянно подавать затворный газ.
13.15. При содержании в газовом сбросе газового конденсата, воды и др. жидкостей перед факелом устанавливается сепаратор (отбойник газового конденсата).
13.16. Прокладку факельных газопроводов необходимо осуществлять надземно. Факельные газопроводы должны иметь уклон в сторону отбойника. В тех случаях, когда невозможно содержать односторонний уклон, в низких точках устанавливаются конденсатоотводчики. Подземная прокладка факельных газопроводов допускается только при соответствующем обосновании.
13.17. Жидкость из отбойника газового конденсата и низких точек факельного газопровода должна постоянно самотеком отводиться в сборник жидкости, объем которого должен быть не менее 10 м.
13.18. Трубопровод от шлейфов скважин на узле входа при продувке необходимо вести самостоятельно до факела и врезать его в факельный коллектор перед отбойником, установив перед врезкой в коллектор регулирующий штуцер или задвижку для возможности регулирования скорости продувки. Этот трубопровод должен быть рассчитан на рабочее давление скважины.
13.19. Факельные газопроводы и установленная на них арматура должны при необходимости изолироваться и обогреваться.
13.20. Факельные газопроводы рассчитываются при компенсации на температуру сбрасываемых газов и проверяются на температуру пара, применяемого для пропарки.
13.21. Факельные газопроводы для сбросов из скважин прокладываются подземно, рассчитываются на статическое давление на устье скважин. Отбойник газового конденсата перед факелом скважин не устанавливается. Для перевода жидкой части потока в газообразное состояние на факельном трубопроводе на расстоянии 10-15 м от факела устанавливается дроссель (регулирующий вентиль или шайба).
Предохранительные клапаны
13.22. Выбор и расчет предохранительных клапанов должен осуществляться согласно «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», «Техническим указаниям по выбору, установке и расчету предохранительных клапанов в промышленности синтетического каучука» [26], Стандарту предприятия «Предохранительные устройства (клапаны и мембраны)» [95] и настоящим «Нормам…».
13.23. Сбросы от предохранительных клапанов должны быть объединены в факельную линию (коллектор) с установкой на сбросных линиях после клапана отключающих задвижек. Приводы задвижек должны исключать возможность закрытия последних в процессе работы аппарата.
13.24. В случае объединения выходных труб от нескольких предохранительных клапанов, установленных в одном аппарате, сечение коллектора должно быть не менее суммарного сечения выходных труб от этих клапанов.
В случае объединения выходных труб от предохранительных клапанов, устанавливаемых на нескольких аппаратах, диаметр общего коллектора должен быть не меньше, чем диаметр объединяющего сбросного коллектора от предохранительных клапанов, установленных на аппарате, из которого возможен наибольший выброс.
13.25. В случае объединения шлейфов в общий коллектор на нем следует устанавливать предохранительные клапаны в количестве, обеспечивающем 25% пропускной способности всех подключенных шлейфов.
13.26. Для возможности отключения предохранительного клапана на ревизию до него (а при объединении сбросов — после него) следует предусматривать задвижки, опломбируемые в положении «открыто» при эксплуатации. Одновременно отключается только один клапан.
13.27. При установке на аппарате нескольких рабочих предохранительных клапанов количество резервных клапанов той же производительности и марки определяется из табл.3.
Таблица 3
| Количество предохранительных клапанов | |
| Рабочих | Резервных |
| 1 | 1 |
| 2 | 1 |
| 3 | 1 |
| 4 и более | 2 |
13.28. Предохранительные клапаны на емкостях для сжиженных газов и ЛВЖ с температурой кипения ниже +45 °С, рассчитанные на рабочее давление по упругости паров продукта при температуре +50 °С, рекомендуется подбирать, исходя из условий пожара вблизи емкости при закрытых выходах из нее.
Количество паров, на которое должен быть рассчитан предохранительный клапан, определяется в соответствии с п.6.0.24 «Технических указаний по выбору, установке и расчету предохранительных клапанов».
14. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОБОРУДОВАНИЯ ОТ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ, ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ, СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И ЭМУЛЬСЕООБРАЗОВАНИЯ
14.1. При проектировании объектов газодобывающих предприятий, газ которых в своем составе содержит углекислоту, необходимо предусматривать мероприятия по защите оборудования и трубопроводов от коррозии в соответствии с «Методическими указаниями по защите от коррозии оборудования газовых и газоконденсатных месторождений с углекислотной средой», утвержденными Мингазпромом в 1979 году.
14.2. При повышенном содержании в пластовом газе газоконденсатного месторождения твердых парафинов, обуславливающих высокую температуру застывания газового конденсата, следует предусматривать мероприятия, разработанные специализированными научно-исследовательскими организациями. К таким мероприятиям относятся: вывод парафина вместе с конденсатом при высоких температурах, ввод в поток газа поверхностно-активных веществ, предотвращающих выпадение парафина на внутренние поверхности оборудования, трубопроводов и приборов КИП и А и другие мероприятия.
14.3. При наличии в газе конденсационной и пластовой воды с большим содержанием минеральных солей проектом следует предусматривать комплекс мероприятий, предотвращающих выпадение солей на внутренних поверхностях оборудования, арматуры, трубопроводов и приборов КИП и А:
— удаление сильно минерализованной пластовой воды из потока газа на первых ступенях сепарации УКПГ и УППГ;
— удаление сильно минерализованной пластовой воды из газового конденсата путем отстоя и вывода воды из системы;
— обессоливание ингибиторов гидратообразования на установках обессоливания;