Проектування та експлуатація Семиренківського газоконденсатного родовища

Усі вивчені газоконденсатні системи при початкових пластових тисках і температурах знаходяться в газовому стані. Тиск початку конденсації (точка роси) рідких вуглеводнів фракції С5+ переважно нижчий на 40-56 %, відносно початкових пластових тисків, що є сприятливим фактором для розробки покладів. Для газоконденсатної системи горизонту В-19 диференціальна конденсація не проводилася з причини низького вмісту конденсату, але, згідно з численною статистикою, у таких системах початок конденсації переважно дорівнює пластовому тиску, або близький до нього.

Результати термодинамічних експериментів, зокрема значення пластових втрат конденсату використані для погоризонтного обчислення зміни вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С5+ під час ізотермічного зниження пластового тиску, тобто для одержання вихідних даних для промислових розрахунків розробки покладів. Для цього попередньо вичислені псевдокритичні і псевдоприведені параметри за початковим складом пластового газу (таблиця 1.7), після чого залежність пластових втрат конденсату відносно абсолютного тиску перерахована на приведені тиски P/Z (таблиця 1.8). Зміни вмісту та видобутку конденсату визначені за спрощеною методикою , а результати подані в таблиці 1.9 .



2. Технологічна частина

2.1 Система збору і підготовки газопромислової продукції на родовищі

Під час дослідно-промислової розробки Семиреньківського родовища в експлуатації перебували свердловини 2, 4, 51. Для подачі видобутого з цих свердловин флюїду на УКПГ (побудоване в районі св. 2) прокладені індивідуальні шлейфи довжиною 145, 1400 і 1600 м, відповідно (рис. 2.1). Вказані газопроводи побудовані з труб діаметром 114 мм, товщиною стінки 15 мм і розраховані на робочий тиск 30 МПа. Для запобігання можливого гідратоутворення в шлейфах прокладені інгібіторопроводи з труб діаметром 324 мм. Всього на родовищі кількість експлуатаційних свердловин планується довести до 11 одиниць (без резервних), тобто необхідно під'єднати до УКПГ вісім свердловин.

З врахуванням того, що збирання продукції від діючих свердловин до УКПГ здійснюється за променевою схемою, очікувані довжини шлейфів нових свердловин будуть рівні:

- поклад горизонту В-19 (І об'єкт)

від свердловини 9 - 2000 м (будується)

від свердловини 10 - 160 м (будується)

від свердловини 60 - 1750 м (в проекті)

від свердловини 7 - 4000 м (в проекті)

- поклади горизонтів В-17в1 і В-17в2 (ІІ об'єкт)

від свердловини 63 - 200 м (в проекті)

від свердловини 64 - 700 м (в проекті)

- поклад горизонту В-17б1 (ІІІ об'єкт)

від свердловини 62 - 1500 м (в проекті)

- поклад горизонту В-16б2 (ІV об'єкт)

від свердловини 1 - 2200 м (в проекті)

Будівництво шлейфів і інгібіторопроводів рекомендується здійснити з труб відповідних діаметрів і товщин стінок, які прокладені від свердловин діючого фонду.

Продукція від свердловин надходить на установку комплексної підготовки газу, яку змонтовано за стандартною схемою низькотемпературної сепарації: блок вхідних ниток - І-ша ступінь сепарації - теплообмінник (типу “труба в трубі”) - дроселюючий пристрій - ІІ-га ступінь сепарації - теплообмінник - блок заміру вихідної продукції - газопровід .

Конденсат, який випадає на І та ІІ ступенях сепарації, після відділення його від водометанольної суміші у розділювачах Р-1 та Р-2, через ємності вивітрювання подається у ємності зберігання конденсату (Vсум=130 м³). В даний час подача конденсату до споживача здійснюється автотранспортом хоча є побудовано конденсатопровід.

Тиск на вході УКПГ в даний час підтримується на рівні 10 МПа і згідно розрахунків у більшості свердловин буде утримуватись на такому ж рівні до 4 років, а надалі буде плавно знижуватись до значення 4,0 МПа (2015 рік). В той же час - газ Семиреньківського родовища подається на Солохівське УКПГ, тобто тиск на виході визначається тиском на вході на ГС “Солоха” та втратами на тертя і складає 2,8-3 МПа. Тобто, як видно, такого перепаду тиску (7-4 МПа) достатньо для підтримання температури сепарації на рівні 263 К протягом 6 років розробки. В подальшому температура сепарації (середньорічна) буде поволі зростати і на кінець 2015 р. складатиме +1-2 С. Підтримання більш низької температури сепарації протягом 2011-2015 рр. відчутного приросту видобутку конденсату не дасть (?1%).

Проведений прогнозований розрахунок на визначення сприятливих умов для гідратоутворення показує, що протягом перших 6-8 років (2002-2008 рр.) гідрати в шлейфах свердловин не утворювались. В подальшому (2008-2015 рр.) витрата метанолу в шлейфах в середньому складатиме 0,6-1,2 кг на тисячу куб. м газу. Витрата метанолу на блоці вхідних ниток та на дроселюю чому пристрої в гасі буде зменшуватись, оскільки буде падати перепад тисків. В середньому витрата метанолу на цих ділянках очікується на рівні 0,15 та 0,56 кг на тис. куб. м газу.

2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу

2.2.1 Визначити діаметр викидної лінії газопроводу

Дано:

Довжина L=4,6 км; тиск Р1 =10МПа; температура t1 =29 єС на вході; температура t2 =7 єС на виході; витрата газу при стандартних умовах q=1250 тис.мі/ доб. Коефіцієнт втрат тиску на довжину прийняти в межах Kтр= 0.10.15 МПа/км

СН4	С2Н6	С3Н8	і- С4Н10	n- С4Н10	і- С5Н12	n- С5Н12	СО2	N2
85	3,5	1,4	0,9	0,7	1,8	0,3	0,3	0,3

Таблиця 2.1 Молекулярні маси компонентів газу

СН4	С2Н6	С3Н8	і- С4Н10	n- С4Н10	і- С5Н12	n- С5Н12	СО2	N2
16,043	30,07	44,097	58,124	58,124	72,151	72,151	44,011	28,016

Розв'язок

По відомому молярному складу суміші y (%), визначаємо середню молекулярну масу з формули:

, ( 2.2.1 )

де У₁, У₂, …, У_n - молярні (об'ємні) долі компонентів, %; М_1, М_2, …_, М_n - молекулярні маси компонентів, кг/кмоль. Молекулярні маси компонентів газу по даних приводяться в таблиці 2.1

Густину суміші с_см (кг/м³) при нормальних умовах визначають виходячи з того, що 1 кмоль газу при нормальних умовах займає об'єм 22.41 м³/кмоль. Тоді:

(2.2.2)

Відносну густину суміші визначають по формулі:

(2.2.3)

де с_по = 1,293 кг/м³ густина повітря при нормальних умовах.

Приймемо K_тр= 0,1 МПа/км

Тиск вкінці трубопроводу:

Абсолютні значення температур:

Середні параметри тиску і температури по довжині трубопроводу:

Середньокритичний тиск:



, МПа, ( 2.2.4 )

Середньокритична температура:

, К, ( 2.2.5)

Значення коефіцієнту надстисливості газу розраховують по наступній формулі:

, ( 2.2.6)

Секундна витрата газу при стандартних умовах:

Коефіцієнт гідравлічного опору л приймають на 5% вище коефіцієнта опору тертя, тобто

, ( 2.2.7 )

а коефіцієнт опору тертя рівний

, ( 2.2.8 )



де D - внутрішній діаметр трубопроводу в мм.

Підставляючи (2.2.8) в (2.2.7) отримуємо:

Діаметр газопроводу D (м):

, ( 2.2.9 )

Висновок: необхідний діаметр викидної лінії газопроводу, що здатен пропускати q=1250 тис.мі/ доб. газу при перепаді тиску від 10 МПа до 9,54 МПа -- 172 мм.

2.3 Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафтогазопромислової продукції

2.3.1 Опис комбінованого сепаратора

Газосепаратори - це апарати, призначені для відділення газу від твердих частинок та рідини. Процес відділення твердих та рідких частинок від газу називається сепарацією, а іноді очисткою газу.

Сепарація відбувається під дією різноманітних сил: гравітації (тяжіння), відцентрових, інерційних; при ударах та прилипанні частинок до твердих поверхонь; при проходженні потоку крізь відбійники, сітки, фільтри.

В залежності від основної діючої сили сепаратори діляться на гравітаційні, відцентрові, інерційні, з насадками та фільтроелементами.

Як правило, в одному сепараторі прагнуть використовувати дію декількох сил, тобто конструюють багатофункціональні апарати.

Найбільше розповсюдження отримали сепаратори комбінованого типу. В них використовуються всі три принципу дії: гравітаційний (розділення потоку речовини під дією сили тяжіння), інерційний (основано на різниці інерції речовин, що розділяються), адгезіонні (основані на здатності рідких і змочених частинок прилипати до поверхні твердих тіл).

Конструктивно сепаратори виготовляють горизонтальні, вертикальні, циліндричні і кульові. В курсовому проекті наведений вертикальний сепаратор. Очищений газ входить в середню частину вертикального сепаратора тангенсіально. В результаті відбувається обертання потоку і більш щільні, ніж газ, частинки прижимаються до стінок апарату і стікають по них в нижню частину сепаратора.

Газ, проходячи повз коловий зазор внутрішнього циліндра, направляється через його центральну частину в осаджувальну камеру, що працює по гравітаційному принципу (на частинку, яка рухається в осаджувальній камері, діють дві протилежно спрямовані сили: тяжіння G та виносу потоком газу F. При рівності цех сил частинка знаходиться в підвішеному стані (якби невагома). Для осадження частинки на дно сепаратора в збірник рідини необхідно щоб G›F.

Теоретично можна визначити швидкість газу в осаджувальній камері, при якій сепаруються частинки заданого діаметру. В промисловій практиці прийнята швидкість газу 0,1 м/с, при якій осаджуються частинки розміром 0,3 мм та більші. Для осадження більш мілких частинок необхідно значно зменшити швидкість газу, та відповідно, пропускну спроможність газосепаратора).

В верхній частині сепаратора знаходиться жалюзійна насадка -- це набір пластин різноманітної конфігурації. Жалюзі виготовляють з нержавіючої сталі, зазвичай в гофрованому стані. В криволінійних каналах жалюзійної секції змінюється напрям руху газу.

Краплі рідини та тверді частинки під дією сил інерції та молекулярного тертя осаджуються на поверхні жалюзі та утворюють тонку, стікаючу до низу плівку. Швидкість газу повинна бути такою, щоб потоком газу не зривалася плівка, яка стікає з поверхні жалюзі. Цю швидкість розраховують або встановлюють експериментально. Від неї залежить пропускна здатність жалюзійних насадок.

Вертикальні сепаратори займають менше місця, ніж горизонтальні, але складніші в монтажі і обслуговуванні. На практиці більш розповсюдженні вертикальні сепаратори.

Основні технологічні показники сепараторів характеризуються ефективністю сепарації:

і коефіцієнтом зносу рідини:

де - маса рідини на вході в сепаратор, кг; - маса рідини на виході із сепаратора, кг; - витрата маси газу в кг. Кращі сепаратори мають ефективність 98-99%, а коефіцієнт зносу 0,1-0,01%.

2.3.2 Визначити пропускну здатність сепаратора і кількість сепараторів

Вихідні дані: Р1=6 МПа; t=18єC; Q=900 тис.м³/добу; с=0,62 кг/м³ (значення відносної густини газу беремо з пункту 2.2.2)

У сепараторах по газу швидкість охолодження крапель рідини у потоці газу повинна задовольняти наступній нерівності:

Vг<Vр

Vг - швидкість потоку газу, м/с;

Vр - швидкість осадження крапель рідини в газі, м/с;

Vг=0,1 м/с

Vр=1,3·Vг=1,3·0,1=0,13 м/с;

Визначаємо пропускну здатність сепаратора по газу.

(2.3.1)

Р1, Р0 - відповідно тиск в сепараторі і тиск при нормальних умовах;

Р0=0,1 МПа;

Т1, Т0 - відповідно температура в сепараторі і температура при н. у.

Т0=273 К;

F - площа поперечного перерізу вертикального сепаратора;

z - коефіцієнт надстисливості газу;

(2.3.2)

Сепаратори приймаються з максимальним діаметром 1,6 м. Приймаємо для розрахунку діаметр сепаратора 1,6; 1,4; 1,2; 1 м.

;

;

;

;

Визначаємо добову пропускну здатність кожного діаметра сепаратора:

По результатам обчислення вибираємо необхідну кількість сепараторів для забезпечення заданої витрати газу:

(2.3.3)

Висновок: за даними розрахунків обираємо один сепаратор з діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу - 934 тис. куб. м /добу.

2.4 Визначити точку початку гідратоутворення

Вихідні дані: Р1=8,9 МПа; Р2=7,1 МПа; tп=42єC; tк=t0=20єC; с=0,62 кг/м³ (значення відносної густини газу беремо з пункту 2.2.2); k=1,89 Вт/ м² ,Dз=640 мм; дст=10мм; L=20 км; q=850 тис. м³/добу; M=17,966 кг/кмоль.(значення середньої молекулярної маси газової суміші, беремо з пункту 2.2.2).

Середньокритичний тиск:

МПа,

Середньокритична температура:

К

Середньокритична густина:

кг/м³

Коефіцієнт надстисливості газу z визначають при середньому тиску Рср і при середній температурі Тср по довжині трубопроводу

Коефіцієнт надтисливості газу при Р_ср і Т_ср

Фактор ацентричності

Густина газу с_г(Р,Т) (кг/м³) залежить від тиску Р (МПа) і температури Т (К) і визначається наступною формулою:

, ( 2.4.1 )

де 1,205 кг/м³ - густина повітря при стандартних умовах (Р_ат=0.1013МПа, Т_ст=293К);

z(Р,Т) - значення коефіцієнту надстисливості газу при Р (МПа) і Т (К).

Приведена густина газу с_пр при даних Р (МПа) і Т (К)

Якщо 0,3<с_пр2 то:

В'язкість газу м_ат(Т) (мПа·с) при атмосферному тиску Р_ат і температурі Т (К)

В'язкість газу при даних Р і Т

Коефіцієнт Джоуля-Томпсона:

Молярна теплоємкість газу при ізобарному процесі розраховують по формулі Гухмана Л.М. і Нагарєвой Т.В.:

Масова теплоємкість газу :

Визначаємо внутрішній діаметр трубопроводу:

Критерій Рейнольдса Re виражає співвідношення динамічних сил до в'язкісних сил і визначається по такій формулі:



(2.4.2)

де, м - динамічна в'язкість рідини, Па•с; -густина газу при н.у.(береться з пункту 2.2.2)

Re > 2320 - турбулентний рух

Число Рейнольдса перехідне:

квадратичний режим руху

В основі всіх гідродинамічних розрахунків, при русі газу по трубопроводу, лежить теоретична формула масової витрати G для усталеної ізотермічної течії:

( 2.4.3 )

де G - масова витрата газу, кг/с; Р₁ і Р₂ - відповідно тиск на початку і в кінці трубопроводу, Па; D - внутрішній діаметр газопроводу, м; Т - абсолютна температура, К; z - коефіцієнт надстисливості газу; L - довжина газопроводу, м; л - коефіцієнт гідравлічного опору; R_г - газова постійна, Дж/(кг·К).

Об'ємна витрата:

Параметр Шухова а визначають по формулі:

, ( 2.4.4 )

- зовнішній діаметр трубопроводу, м ; К - повний коефіцієнт теплопередач від рідини в навколишнє середовище, ; Q - об'ємна витрата рідини, ; - густина газу, ; с - масова теплоємкість рідини,

Зв'язок між початковою і кінцевою температурою нафти, а також температурою навколишнього середовища встановлюють по формулі В.Г.Шухова :

, (2.4.5)

де і - відповідно початкова і кінцева температура нафти, ; - температура навколишнього середовища, ; - довжина трубопроводу, м.

(2.4.6)

Приймаємо: х=0; 50; 100;150;200;250;300;400;500;1000;10000;20000 м

х	tx
0	315
50	311,477234
100	308,5185535
150	306,0336339
200	303,9466138
250	302,1937793
300	300,7216187
400	298,4467433
500	296,8420717
1000	293,670978
10000	293
20000	293

Розподіл тиску:

(2.4.7)

X	P0
0	8,9
1000	8,818730067
2000	8,736704184
4000	8,570297544
6000	8,400595217
8000	8,227393269
10000	8,050465825
14000	7,684399781
18000	7,3
20000	7,1

Середні значення тисків:

(2.4.8)



Pcp	L
8,859427	0-1000
8,777781	1000-2000
8,653768	2000-4000
8,485729	4000-6000
8,314295	6000-8000
8,13925	8000-10000
7,868852	10000-14000
7,493843	14000-18000
7,200463	18000-2000



Температуру гідратоутворення t_го (^оС) в залежності від тиску Р (МПа) визначають по формулі :

t_го=18,47?(1+lg?P)-B (2.4.9)

де В - коефіцієнт , який залежить від відносної густини газу.

При с=0,62 кг/м³ ,В=16,45

T_0-1000=18,47?(1+lg?8,859)-16,45+273=292,518 К

T_1000-2000=18,47?(1+lg?8,777)-16,45+273=292,444 К

T_2000-4000=18,47?(1+lg?8,654)-16,45+273=292,33 К

T_4000-6000=18,47?(1+lg?8,485)-16,45+273=292,172 К

T_6000-8000=18,47?(1+lg?8,314)-16,45+273=292,01 К

T_8000-10000=18,47?(1+lg?8,134)-16,45+273=291,838 К

T_10000-14000=18,47?(1+lg?7,869)-16,45+273=291,567 К

T_14000-18000=18,47?(1+lg?7,5)-16,45+273=291,175 К

T_18000-20000=18,47?(1+lg?7,2)-16,45+273=290,855 К

L	tго
0-1000	292,5185822
1000-2000	292,4443162
2000-4000	292,3301805
4000-6000	292,1728889
6000-8000	292,0091756
8000-10000	291,8384937
10000-14000	291,5674833
14000-18000	291,1757942
18000-2000	290,855447

Висновок: таким чином, як видно з графіку, гідрати по всій довжині газопроводу не утворюються.



3. Техніка безпеки при обслуговуванні установок підготовки газу, нафти і конденсату до транспортування

Установки комплексної підготовки газу, групові та газозбірні пункти

1.1. На установках комплексної підготовки газу повинна бути така документація:

а) інструкції з охорони праці за професіями та видами робіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;

б) технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;

в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи;

г) інструкція з аварійної зупинки УКПГ;

ґ) план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій;

д) графік перевірки запобіжних клапанів;

е) журнал контролю якості газу, що подається в магістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори;

є) масштабні плани комунікацій УКПГ (шлейфи, газозбірні колектори, технологічні трубопроводи тощо) з точними прив'язками;

ж) графіки ПЗР технологічних трубопроводів;

з) технологічна схема УКПГ;

и) журнали (карточки) інструктажу з охорони праці;

і) журнал контролю стану охорони праці на об'єкті;

ї) журнал контролю загазованості повітряного середовища.

Документація, яка повинна зберігатися у відповідному структурному підрозділі підприємства:

а) проектна документація;

б) протоколи перевірки знань працівників з охорони праці та безпечного ведення робіт;

в) паспорти на посудини, що працюють під тиском;

г) акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;

ґ) перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв'язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;

д) акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;

е) акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів.

1.2. Для установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.

1.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.

1.4. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів категорії "В" згідно з будівельними нормами і правилами "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85).

1.5. Установки комплексної підготовки газу повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.

1.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше однієї години.

Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене згідно з вимогами стандарту "Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности" (ГОСТ 17433-80*).

1.7. Установки комплексної підготовки газу повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору.

1.8. Не дозволяється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата.

1.9. За наявності (згідно з нормами технологічного проектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.

1.10. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.

Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.

1.11. У технологічному регламенті установок указується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.

1.12. Не дозволяється подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам технічних умов "Гази горючі природні родовищ України для промислового та комунально-побутового призначення" (ТУ У 320.00158764.033-2000).

1.13. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.

1.14. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.

Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об'ємного).

Витіснення повітря у факельний колектор не дозволяється.

1.15. Не дозволяється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.

1.16. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном їх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше ніж один раз на шість місяців.

1.17. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і граничнодопустимих параметрів.

Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.

1.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.

1.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.

1.20. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛАС.

1.21. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.

При встановленні обладнання слід передбачати:

а) основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;

б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;

в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;

г) проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;

ґ) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.

Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію, огородження.

1.22. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).

1.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.

Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.

Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.

1.24. Установка комплексної підготовки газу забезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та ін.).

1.25. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць відбору проб на загазованість.

Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 кв.м площі приміщення.

1.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.

1.27. Не дозволяється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:

а) при їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;

б) при розгерметизації технологічного апарата;

в) при несправних запобіжних клапанах;

г) при несправних чи незадіяних регулювальних пристроях;

ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;

д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проектом;

е) при вилученні з технологічної обв'язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;

є) без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;

ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічною документацією термін;

з) з експлуатацією газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);

и) з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.

1.28. Установка комплексної підготовки газу повинна бути аварійно зупинена у випадках:

а) аварії на газопроводі - підключенні до магістрального газопроводу;

б) виникнення відкритого фонтана на свердловині;

в) аварійних розривів шлейфів газових свердловин, газозбірного колектора чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;

г) пожежі на промплощадці УКПГ.



Висновок

В даному курсовому проекті наведений опис технологічної схеми Семиренківського УКПГ, проведений гідравлічний розрахунок трубопроводу по якому рухається газ, а саме визначено діаметр викидної лінії газопроводу (172мм), підібрано один комбінований сепаратор діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу 934 тис. куб м на добу, розглянуто його опис і принцип дії, крім того наявний розрахунок на точку початку гідратоутворення в трубопроводі, спираючись на який можна зробити висновок, що гідрати по всій довжині газопроводу не утворюються.



Література

1. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти, газа и воды.М."Недра"1977-193 с.

2. Рабинович Е.3.Гидравлика. М; "Недра"1980 -278 с.

3. Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И.,Е.М.Муфтахов.типовые расчеты при проектировании и зксплуатации газопроводов. М. "Недра"1982 -136с.

4. ИНСТРУКЦИЯ по комплексному исследованию газовых и газоконденсатних пластов и скважии.Под ред. Зотова Г. А., Аииева З.С.М."Недра"1980-З04с.

5. Лутошкин Г.С.,Дуняшкин И.И.сборник задач по сбору и подготовке нефти,газа и воды на промыслах.М."Недра"1985 - 136с.

6. Мищенко И.Т.,Сахаров В. А.,Грон В.Г.,Богомольный Г.И сборник задач. по технологии и технике нефтедобычи.М."Недра"1984-278с.

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добиче нефти.М."Недра" 1989 - 248с.

8. Ю.П.Коротаев,А.И.Ширковский,Добыча,транспорт и подземное хранение газа.М."Недра"1984-486 с.

9. Г.Р.Гуревич,А.И.Брусиловский.СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатних смесей.М."Недра"1984.

10. Гужов А.И. Совместний сбор у транспорт нефти и газа.М."Недра",1973- 235с.

11. Ю.В.Зайцев,Р.А.Максутов,0.В.Чубанов и др.Теория и практика газлифта.М.:Недра,1987-256с

12. Бабин Л.А,Быков Л.И,Волохов В.Я.Типовые расчеты по сооружению трубопроводов.М.:Недра,1979-176с.

13. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти газа и воды.М.:«Недра»,1979-319с.

14. Лариков Н.Н.Теплотехника.М.:Стройиздат.1985-382с.

15. Лобков А.Н.Соор и обработка нефти и газа на промысле.М.:Недра.1968-356с.

16. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.М.: Недра, 1986 - 246с.

17. Гухов А.И., Титбв В.Г., Медведев В.Ф., Васильєв В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М: Недра, 1978 - 385с.

18 Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1979 303с.

Размещено на Allbest.ru