Реконструкция установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при освоении Филипповской залежи

м/с,

м/с,

м/с,

м/с.

жидкий углеводород нефтепровод качество стык

Получаем:

,

Потери напора на преодоление местных сопротивлений принимаем равные 1% от величины потерь напора на трение:

h_i=0,01h_i (21)

h₂₇₃=0,01h₂₇₃=0,01393,35=3,933 м,

h₃₂₅=0,01h₃₂₅=0,01181,37=1,813 м,

h₃₇₇=0,01h₃₇₇=0,0188,486=0,884 м,

h₄₂₆=0,01h₄₂₆=0,0147,81=0,4781 м.

Общие потери напора в нефтепроводе будут равны:

H_i=h_i+h_i+z (22)

H₂₇₃=h₂₇₃+h₂₇₃+z= 393,35+ 3,933 + 45= 442,283 м.

H₃₂₅=h₃₂₅+h₃₂₅+z= 181,37+ 1,813 +45 = 228,183 м.

H₃₂₅=h₃₇₇+h₃₇₇+z= 88,486+ 0,884 + 45 = 134,7 м.

H₄₂₆=h₄₂₆+h₄₂₆+z= 47,81+ 0,4781 +45 = 92,57 м.

Определяем давление в нефтепроводе на входе ОГПЗ по формуле:

P₂ = P₁- H_нg; (23)

P₂ = P₁- H_273нg = 6,010⁶-442,238847,29,81= 3,456 МПа

P₂ = P₁- H_325нg =6,010⁶-228,183847,29,81= 4,65 МПа

P₂ = P₁- H_377нg =6,010⁶-134,7847,29,81= 5,167 МПа

P₂ = P₁- H_426нg =6,010⁶-92,57847,29,81= 5,367 МПа

Учитывая, что давление на входе ОГПЗ необходимо поддерживать не менее 5,0 МПа и в данный момент уже построен трубопровод 37713 мм, то для транспортировки 1,459 млн. тонн нефти необходимо и достаточно нефтепровода 37713 мм длиною 40 км. В данной части реконструкции не требуется.

2.4 Совмещенная характеристики нефтепровода и ДНС

Для построения характеристики нефтепровода воспользуемся формулой Лейбензона для режима течения Блазиуса \1\:

, (24)



=0,0247, m=0,25.

Подставив значение для f в формулу Лейбензона, получим:

Н = 12925Q^2-m+Z+ =3649,6Q^1,75+45+.

Теперь, подставляя вместо Q цифровые значения объемного расхода, находим соответствующие им значения напора и сводим их в таблицу 2.3, по данным которой строим характеристику нефтепровода.

Таблица 2.3 - Объемный расход и напор ДНС

Q, м3/час	0	50	100	150	200	250
Q, м3/с	0	0,111	0,222	0,333	0,444	0,555
Н, м	666,7	671,68	683,23	700,3	716,7	748,68

Суммарная характеристика ДНС (5 параллельно работающих насоса), получается путем сложения отдельных подач насосов при одинаковых напорах (Приложение 1).

Н_днс= Н_нас +Н = Н_нас +h + = Н_нас+ 5 + = Н_нас+5+ 281,74.

Для построения характеристики перекачивающих станций составляем таблицу 2.4, куда заносим значения Н_нпс, вычисленные в зависимости от Q_нас по характеристике Q(H) основного насосного оборудования

Таблица 2.4 - Характеристики перекачивающих станций

Qн, м3/час	0	10	20	30	40	50
Qст, м3/час	0	50	100	150	200	250
Нн, м	468	465	460	450	435	420
НДНС, м	749,74	746,74	741,74	731,74	716,74	701,74

По данным таблиц 3 и 4 строим совмещенную характеристику работы перекачивающих станций и нефтепровода (Рис.1). Находим рабочую точку: Q=205м³/час., Н = 716,74 м.

Трубы поставляемые на строительство нефтепровода должны быть подвергнуты термообработке и гидравлическому испытанию.

Требуемая величина заводского испытательного давления определена по ГОСТ 3845-75 из условия допускаемого напряжения при испытаниях, равного 80% от нормативного значения предела текучести металла труб по ТУ 14-3-460-75.

В качестве запорной арматуры проектом предусматривается установка задвижек Ду 300, Ру 8.0 МПа.

Соединительные детали для нефтепровода должны изготавливаться из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию, должны быть подвергнуты термообработке и испытаны на 1.5Р_раб.



Рис. 1. Совмещенная характеристика.

Таким образом реконструкция насосного парка ДНС заключается в установке дополнительно двух насосов САМК-50/6 «Герметик» с соответствующей обвязкой и запорной арматурой.

2.5 Узлы подключения нефтепровода к ДНС

Для подключения ДНС предусматриваются следующие трубопроводы и сооружения (рис. 2):

§ входной нефтепровод из труб диаметром 377 мм от существующего нефтепровода УКПГ-15 - ОГПЗ до ДНС, протяженностью 2,72 км;

§ выходной нефтепровод из труб диаметром 377 мм от ДНС до существующего нефтепровода 377 мм УКПГ-14, протяженностью 1,04 км;

§ нефтепровод - перемычка из труб диаметром 377 мм от нефтепровода 377 мм УКПГ-14 до входного нефтепровода насосной станции, протяженностью 0,08 км;

§ узел приема очистного устройства на существующем нефтепроводе с УКПГ-15 перед подключением входного нефтепровода;

§ узел пуска очистного устройства на существующем нефтепроводе после подключения выходного нефтепровода.

После ДНС дегазированная нефть при температуре 10 ⁰С транспортируется на ОГПЗ в однофазном потоке.

2.6 Конструктивная характеристика нефтепровода

Для нефтепровода Ду 350 проектом приняты трубы 37713 ТУ 14-3-460-75, длина трассы 40 км.

Нефтепровод в целях повышения надежности, обеспечения безопасности при эксплуатации, охраны окружающей среды на всем протяжении отнесен к участкам 1 категории.

Определение толщины стенки трубопровода выполнены в соответствии с ведомственными нормами «Проектирование промысловых стальных трубопроводов»(ВСН 51-3-85 Мингазпром, ВСН 52-2.38-85 Мингазпром) с учетом требований СНиП 2.05.06-85^*.

Трубы, поставляемые на строительство нефтепровода должны быть подвергнуты термообработке и гидравлическому испытанию, а также отвечать нормам ТУ 14-3-460-75.

Требуемая величина заводского испытательного давления определяется по ГОСТ 3845-75 из условия допускаемого напряжения при испытаниях, равного 80% от нормативного значения предела текучести металла труб по ТУ 14-3-460-75 Р_исп = 12,6 МПа.

В качестве запорной арматуры предусматривается установка на нефтепроводе задвижек Ду 350, Ру 8,0 МПа с электроприводом с концами под приварку для подземной установки.

Соединительные детали для нефтепровода должны изготавливаться из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию, должны быть подвергнуты термообработке и испытаны пробным давлением, равным 1,5 Р_раб.

2.7 Прокладка нефтепровода

Нефтепровод на участке длиною 350 м от границы ДНС проложен через коридор коммуникаций надземно на одной эстакаде, на остальных участках проектируемый нефтепровод проложен подземно в грунтах, представленных молопрочными аргиллитами и малопрочными песчаниками. При прокладке в данных грунтах для защиты изоляции от механических повреждений предусмотрены устройство подушки 0,2 м над верхом трубы из привозного мягкого грунта (песка).

Заглубление нефтепровода принято не менее 1,0 м от поверхности трубы до верха трубы.

Криволинейные очертания проектируемого трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях при укладке в траншею достигаются:

§ укладкой сваренных плетей труб в соответственно спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба;

§ применением отводов индукционного гнутья радиусом 5Ду импортной поставки.

Переходы через подземные коммуникации запроектированы двухниточными (вход и выход). По обоим нефтепроводам предусматривается периодическое пропускание очистных поршней; из этого условия радиусы отводов приняты равными 5Dу.

В качестве опор перехода приняты рамные конструкции из труб 2198, опирающиеся на свайное основание из трубчатых свай длиной 3 метра. Сварку всех элементов вести электродами Э-50А. Оголовки свай и опоры окрашиваются за два раза масляной краской по двухслойной грунтовке ПФ-200 с добавлением 15% алюминиевой пудры.

Проектом предусматривается теплоизоляция трубопроводов надземных участков минераловатными прошивными матами с защитной оберткой из двух слоев полиэтиленовой пленки и алюминиевого листа.

В местах установки опор предусматривается электроизоляция из пяти слоев стеклоткани на эпоксидной смоле. При выходе трубопроводов из грунта на дневную поверхность устанавливаются приямки, трубопроводы защищаются дополнительно двумя слоями полиэтиленовой пленки по 6 м в обе стороны. Плеть нефтепровода на прямых участках должна быть полностью сварена перед подъемом на опоры.

Замыкание подземного участка с наземным производить только после тщательной засыпки прилегающих подземных участков. Центровка трубопроводов должна осуществляться за счет точного соблюдения геометрии компенсаторов. Стыковка с помощью натяга недопустима.

2.8 Изоляция трубопроводов

Для защиты металла труб от почвенной коррозии предусмотрено:

§ покрытие трубопровода противокоррозионной изоляцией с защитной оберткой от механических повреждений;

§ применением электрохимической защиты, сооружаемой одновременно со строительством трубопровода.

Противокоррозионная изоляция нефтепровода принята в соответствии с ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», усиленного типа.

В качестве изоляционного покрытия подземных трубопроводов приняты лента полимерная «Полилен» ТУ 102-610-92 в один слой с защитной оберткой полимерной лентой «Полилен» ТУ 102-610-92 в один слой с праймером Нитто R-80.

2.9 Очистка и испытание трубопроводов

Смонтированные и уложенные трубопроводы подвергаются продувке и испытаниям на прочность и герметичность в соответствии с ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация»; ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технология и организация».

Очистка полости нефтепровода от загрязнений производится продувкой воздухом с пропуском очистных устройств.

Испытание нефтепроводов на прочность предусмотрено гидравлическим способом давлением, равным Р_исп=1,5Р_раб= 9,0 МПа без последующего удаления воды из трубопровода.

Испытание нефтепровода на герметичность производится рабочим давлением, равным Р_раб= 6,0 МПа.

2.10 Контроль качества сварных стыков

Объемы контроля стыков нефтепровода неразрушающими методами приняты в соответствии с ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация» \4\; ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ» \5\.

Проектом предусмотрены:

§ 100% контроль сварных соединений нефтепровода радиографическим методом до термообработки;

§ 100% термообработка сварных соединений;

§ 20% контроль сварных соединений после термообработки ультразвуком для проверки на отсутствие трещин;

§ 100% контроль сварных соединений на твердость.

2.11 Расчет перехода нефтепровода через автодорогу

Одним из наиболее серьезных искусственных препятствий являются автомобильные дороги. Прокладка участков переходов трубопроводов через автомобильные дороги (кроме V категории) предусматривается в защитном футляре, который является основной деталью перехода и предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при авариях трубопровода --для предохранения полотна дороги от разрушения.

Переходы трубопроводов через дороги следует проектировать с учетом обеспечения полной безопасности движения транспорта в период проведения работ по прокладке трубопроводов и их эксплуатации, предохранения земляного полотна дороги от размыва при авариях на продуктопроводах, надежности трубопровода при действии статических и динамических нагрузок.

Участок трубопроводов, прокладываемых на переходе через автомобильную дорогу II категории должен предусматриваться в защитном футляре из стальных труб, диаметр которых должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.

Расчет футляра выполняем по методике, изложенной в учебном пособии В.Б.Тарана «Сооружение магистральных трубопроводов» \ 6 \

Для нефтепровода диаметром - 37713 мм принимаем прокладку в защитном футляре dy - 630 мм.

Угол пересечения трубопровода с автодорогой должен быть 90°.

Концы футляра выведены на 10 м от бровки земляного полотна.

Длину кожуха L определим по формуле:

L = 21₁₊1_д = 2Ч10+7,9 = 27,9 м. (25)

где li - длина конца футляра;

1_Д - ширина автодороги, 1_Д = 7,9 м

На футляр действует давление грунта, которое очерчивается естественным сводом по параболе. Давление разделяется на вертикальное и боковое.

Расчетный пролет разгружающего свода определяем по формуле:

. (26)

где D - наружный диаметр футляра, м.

- угол внутреннего трения грунта, для крупного песка = 30⁰.

Тогда расчетный пролет разгружающего свода будет равен:

м

Высота естественного свода определяем по формуле:

(27)

где f_кр- коэффициент крепости грунта, для насыпного грунта, песка мелкого гравия f_кр= 0,5.

Тогда высота естественного свода будет равна:

(м).

Эквивалентная высота грунта над патроном:

. (28)

где h - высота грунта над патроном, м.

h_н - высота насыпи дороги, h_н= 1м.

_н - плотность насыпи, _н= 1750 кг/м³.

_гр - плотность грунта, _гр= 1630 кг/м³.

Находим эквивалентную высоту грунта над патроном:

(м).

Эквивалентная высота на уровне центра патрона:

, (29)

где r - средний радиус патрона, r = 0,41м.

(м).

Интенсивность вертикального давления на уровне верхней части патрона составит:

10⁵ (Н/м²) (30)

Интенсивность бокового давления на уровне центра определяем по формуле:

10⁵ (Н/м²). (31)

Упругий отпор грунта, который повышает несущую способность патрона, определяем по формуле:

, (32)

где k - коэффициент сопротивления грунта, k = 4,1510⁶ Н/м² = 0,42 кгс/см².

r - средний радиус поперечного сечения патрона, м.

Е - модуль упругости материала патрона, Н/м².

- толщина стенки патрона (для продолжения расчета принимаем ориентировочно = 0,006м).

- коэффициент, определяемый по формуле

. (33)

Значения коэффициентов связаны зависимостью

0 k₁ k tg

принимаем k₁ = 0.24 кгс/см².

Тогда упругий отпор грунта будет равен:

Расчетные изгибающий момент и нормальная сила N в наиболее напряженном сечении патрона от действия давления грунта и давления, вызываемого массой автотранспорта, с учетом отпора грунта, определяем по формулам:

, (34)

, (35)

где n_гр - коэффициент перегрузки от собственной массы и давления грунта, принимаемый равным n_гр= 1,2.

p_п - нагрузка от массы, для Н_экв= 2,36 p_п= 5494 Н/м².

n_п - коэффициент перегрузки от, принимаемый равным n_п= 1,2.

=554,87 Н/м²

Н.

Тогда толщина стенки патрона определяется по следующей формуле:

(36)

где R_н - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести материала патрона,

- коэффициент однородности материала, принимаемый равным = 0,9,

m-коэффициент однородности материала, принимаемый равным m=0,75.

Принимаем для патрона сталь марки Ст.4 по ГОСТ 9567-60, для которой _т=245310⁵ Н/м², или 2500 кгс/см².

= 0,0042 (м).

Принятая предварительно в расчете толщина стенки патрона = 6 мм будет работать с коэффициентом запаса прочности, равным 1.43.

Для сооружения перехода через автомобильную дорогу Оренбург - Самара шириной дорожного полотна равной 7,9 метров применяем футляр, изготовленный из Ст. 4 длиной 27,9 м и с толщиной стенки 6мм.

Основным способом сооружения подземных переходов трубопроводов под дорогами является бестраншейный способ, исключающий повреждение полотна дороги. Бестраншейным способ называют потому, что при прокладке как кожуха, так и трубопровода не устраивают открытой траншеи.

Технологическая схема выполнения работ по бестраншейной прокладке перехода включает следующие основные операции:

§ подготовительные работы;

§ прокладка кожуха под полотном дороги;

§ прокладка трубопровода внутри кожуха;

§ устройство уплотнений.

Для сооружения перехода примем способ прокладки трубопровода продавливанием.

Для производства работ в рабочем котловане устанавливаются направляющие, на которые выкладывается пробойник. Затем в рабочем приямке производится сварка стыка для присоединения пробойника к футляру. Расположение приямка уточняется по длине трубы.

Далее пробойник присоединяется к бульдозеру, которым проводится вдавливание на глубину не более трех метров. После чего пробойник вытаскивают из грунта для очистки наконечника от земли при помощи шанцевого инструмента.

Повторное продавливание производится на всю указанную длину, при этом постепенно убирая направляющие. Изоляция футляра производится непосредственно перед последним вдавливанием на участке между началом прокола и первой опорой.

Для укрепления грунта в месте продавливания устанавливается защитная стенка , изготовленная из деревянных брусьев 200200 длиной 8,6 м.

В месте присоединения пробойника к бульдозеру приваривается нажимная заглушка, изготавливаемая из листовой стали, с толщиной стенки 20 мм.

Трубы, предназначенные для продвижения в грунт, должны подвергаться тщательному осмотру. Особое внимание обращается на прямолинейность труб и перпендикулярность торцов их осям.

Перед опусканием труб в котлован рекомендуется производить предварительную сборку на заранее спланированной площадке.

Прокладка футляра производится звеньями с помощью нажимных приспособлений. В качестве нажимных приспособлений для прокола рекомендуется нажимные патрубки. Прокладку футляра способом прокола возможно производить также с помощью нажимного шомпола.

После вдавливания в грунт очередного звена футляра, последний наращивается с помощью сварки новым звеном.

После сварки необходимо проверить правильность соединений и убедится в отсутствии перекоса.

Сваренные концы труб и шов должны быть очищены и покрыты той же изоляцией, что и труба футляра.

3. Безопасность и экологичность проекта

3.1 Основные виды техногенного воздействия ДКС-3

Газопромысловое управление (ГПУ) ООО «Газпром добыча Оренбург» осуществляет добычу, сбор и предварительную подготовку аза и нефти до условий транспортировки их на газоперерабатывающий завод.

Сбор и предварительная подготовка углеводородного сырья производится на одиннадцати установках комплексной подготовки газа (УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 15), работающих в компрессорном режиме эксплуатации. Подготовленный на УКПГ газ и нефть в смеси с углеводородным конденсатом по газоконденсатопроводам транспортируется на дожимные компрессорные станции (ДКС-1,2,3) и далее на газоперерабатывающий завод.

Объектами воздействия на окружающую природную среду при обустройстве месторождения являются все ее составляющие: атмосферный воздух, почвенный покров, поверхностные и подземные воды.

3.2 Воздействия на атмосферный воздух

Применение самых современных технологий и современного оборудования не дает гарантий абсолютной безвредности производства, поэтому обустройство ДНС-3 связано с некоторыми отрицательными воздействиями предприятия на атмосферный воздух. Анализ предполагаемой деятельности по рассмотренной ранее технологии позволяет выявить и классифицировать источники возможного загрязнения атмосферы.

Постоянные организованные источники:

§ факел высокого давления (диоксид азота, сажа, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, метан, меркаптаны);

§ факел низкого давления (диоксид азота, сажа, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, метан, меркаптаны);

§ труба огневого подогревателя гликоля (диоксид азота, оксид углерода, диоксид серы);

§ труба вентиляции насосной нефти (углеводороды, сероводород);

Неорганизованные выбросы обусловлены утечками технологических сред от работающего оборудования, через запорно-регулирующую арматуру, фланцевые соединения трубопроводов.

Кроме выше перечисленных постоянных выбросов, при эксплуатации технологического оборудования возможны, а порой и необходимы, кратковременные, периодические (залповые) выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, связанные с остановкой ДНС для ремонта.

Источник возможных аварийных выбросов - от предохранительных клапанов оборудования ДНС на факел высокого давления.

В качестве аварийных рассмотрены следующие ситуации:

§ сброс газов дегазации на факел ДКС-3 при превышении давления в подпорных емкостях. При этом на факел сбрасывается 1694,4 м³/час газа.

§ разгерметизация емкости нефти. При этом в атмосферу поступает 3200 м³/час газов дегазации и 25,6 т нефти.

Таблица 3.1- Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу от источников ДНС -3, (т/год)

Код загрязняющего вещества	Наименование загрязняющего вещества	Класс опасности	Постоянный	Залповый	Всего
0301	Окислы азота (в пересчете на диоксид)	2	2,353	0,00704	2,36
0330	Диоксид серы	3	0,027	0,119	0,146
0333	Сероводород	2	0,141	0,00019	0,14119
0337	Оксид углерода	4	7,237	0,0472	7,2842
1052	Метанол	3	0,270	--	0,27
1716	Меркаптаны	2	0,001	--	0,001
2704	Углеводороды	4	3,692	0,00117	3,69317
2902	Взвешенные вещества	3	0.0735	--	0,0735
2930	Пыль абразивная	--	0,0372	--	0,0372
0328	Сажа	3	1,2	0,6173	1,82

Вещества, обладающие эффектом суммации.

Сероводород и двуокись серы Н₂S + SO₂.

Двуокись серы и двуокись азота SO₂ + NO₂

Анализ таблицы показывает, что основными загрязняющими веществами являются диоксид азота и диоксид углерода: 21% и 58% соответственно от общего валового выброса.

Залповые выбросы загрязняющих веществ составляют до 6% от общего валового выброса.

Расчеты проведенные по программе «Эколог» показывают, что сверхнормативное (для населенных пунктов) загрязнение воздуха ожидается только меркаптанами ( на максимальном удалении до 0,2 км от УКПГ-14.

По другим компонентам превышения ПДК не ожидается..

Учитывая, что для УКПГ-14 в настоящее время установлена санитарно-защитная зона размером 1000 м и расчетная зона загрязнения воздуха полностью в нее вписывается, строительство ДНС (с точки зрения охраны атмосферы) вполне допустимо.

3.3 Воздействия на почвенный покров

Любое промышленное строительство связано с отчуждением и изъятием из севооборота земель, занимаемых площадочными сооружениями и автодорогами, а также временным отводом угодий при строительстве подземных инженерных коммуникаций.

Земли, отведенные в постоянное пользование на период эксплуатации, предназначены для размещения: площадки ДНС, нефтепроводов, подъездной дороги, наземных сооружений связи и электроснабжения, водовода и других объектов и сооружений нефтегазодобычи.

Общий отвод земель составляет 6,91 га, в том числе в постоянное пользование 2,67 га, во временное пользование 4,24 га.

Основные воздействия на почвенно-растительный слой связаны с производством подготовительных работ, включающих: расчистку отведенной под строительство площадки от растительности, планировку полосы строительства, сооружение временных дорог и подъездов, строительство временных складов для хранения материалов.

Баланс по землям, отведенным в постоянное и временное пользование, приведен в таблице 3.2 .

Таблица 3.2 - Баланс отвода и возврата земельных ресурсов

№ п/п	Наименование	Площадь, га
1.	Отведено земель	6,91
1.1.	В постоянное пользование	2,67
1.2.	Во временное пользование	4,24
2.	Техническая рекультивация	4,24
3.	Биологическая рекультивация	4,24

Результаты многолетних наблюдений качества природных сред на территории ОНГКМ показывают, что комплекс принятых мер технического и экологического характера не оказал существенного техногенного воздействия на окружающую среду. За время его разработки качество почв, поверхностных и подземных водных объектов, расположенных в контролируемой зоне, а также состояние воздушного бассейна характеризуется, как достаточно благоприятное.

3.4 Хозяйственно-бытовые и промышленные сточные воды

Эксплуатация объектов газопромыслового управления ведётся без сброса неочищенных сточных вод и жидких отходов производства в открытые водоёмы и на рельеф местности.

Водотведение на ДНС-3 обеспечивается двумя системами канализации:

§ хозяйственно-бытовые стоки ,по мере накопления,через хозсточную ёмкость поступают на КОС УКПГ-14,где проходят биологическую очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины № 14П2, 14П3;

§ промышленные стоки, по мере образования и во время ППР,через промсточную ёмкость поступают на КОС УКПГ-14, где проходят очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины № 14П2, 14П3.

Таблица3.3 - Сбросы со сточными водами

№	Наименование сброса	Место образования	Количество образования, м3/час	Состав сточных вод	Предельно допустимое значение содержания загрязнений в сбросах, мг/л
1.	Хоз.-бытовые стоки	Санузлы, душевая, столовая	0,908	плотность рН ионы аммония фосфат-ионы взвешенные вещества БПК5 ХПК сухой остаток нефтепродукты	- 6,5-8,3 ? 51 ? 52,1 ? 350 ? 323 ? 506 не более 1000 не более 25
2.	Промышленные стоки	Смыв технологических площадок	0,370	Плотность рН нефтепродукты метанол сероводород сухой остаток взвешенные вещества	- - не более 100 - - - не более 70

3.5 Отходы производства и потребления

В процессе производственно- хозяйственной деятельности ДКС-3 ежегодно образуются следующие виды отходов: нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, шламы КНС, отработанные аккумуляторные батареи, отработанные масла, песок,загрязненный нефтепродуктами, строительные отходы, лом абразивных изделий, ветошь промасленная, лом и стружка черных металлов, отходы резино-технических изделий, смёт с территории и твёрдые бытовые отходы.

Таблица 3.4 - Твердые и жидкие отходы(используемые отходы)

№	Наименование отходов, его агрегатное состояние	Количество образования, кг/час, т/год	Состав отходов	Периодичность образования
1	Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа на газоконденсатных месторождениях	0,400	Натрия хлорид,каль-ция хлорид, кальция сульфат, кальция карбонат, железа сульфат, асфальтены, масла, вода	Во время ППР
2	Масла индустриальные отработанные	0,400	Масло минеральное, мех. примеси	Постоянно
3	Масла компрессорные отработанные	0,004	Масло минеральное, мех. примеси	Постоянно
4	Масла трансформаторные отработанные, не содержащие галогены, полихлорированные	0,0032	Масло минеральное, мех. примеси	Постоянно
5	Масла гидравлические отработанные	0,0620	Масло минеральное, мех. примеси	Постоянно
6	Лом стальной несортированный	2,130	Сталь 100%	Во время ППР
7	Тара металлическая, загрязненная	0,040	Металл	Постоянно
8	Песок, загрязненный маслами	0,200	Песок, нефтепродукты	Постоянно
9	Резиновые изделия незагрязненные, потерявшие потребительские свойства	0,002	Резина техническая	Во время ППР

Таблица 3.5- Твердые и жидкие отходы (неиспользуемые отходы)

№	Наименование отходов, его агрегатное состояние	Количество образования, кг/час, т/год	Состав отходов	Периодичность образования
1	Отработанные ртутьсодержащие лампы	-	Стекло, ртуть, др. материалы	Постоянно
2	Отходы шлаковаты	0,008	Минеральное волокно	Во время ремонта
3	Смет с территории	1,000	Смет	Постоянно
4	Абразивные круги отработанные, лом отработанных абразивных кругов	0,007	Карбид кремния, электрокорунд и бакелит, мет. пыль	Постоянно
5	Резиноасбестовые отходы (в том числе изделия отработанные и брак) (паронитовые прокладки, отработанные накладки тормозных колодок)	0,025	Резина техническая	Постоянно
6	Пищевые отходы кухонь и организаций общественного питания несортированные	1,330	Отходы пищи	Постоянно
7	Отходы упаковочного картона незагрязненные	0,008	Картон	Постоянно
8	Отходы упаковочной бумаги незагрязненные	0,003	Бумага	Постоянно
9	Мусор от бытовых помещений организаций (исключая крупногабаритный)	2,530	Бумага, картон, пищевые отходы, стекло, металл.	Постоянно
10	Деревянная упаковка невозвратная тара	0,150	-	Постоянно
11	Пыль или порошок от шлифования черных металлов с содержанием металла 50 %	0,010	Абразив, металлическая пыль	Постоянно
12	Цеолит отработанный		-	Постоянно
13	Моющий раствор Т-950	двигателя - 31 нагнетателя - 5	Т-950 - 50%, вода - 45%, мехпримеси	Промывка двигателя - 5 раз в год 1 агр. Промывка нагнетателя - 1 раз в месяц 1 агр.

По данным статистической отчётности, всего в 2010 году на ДКС-3 образовалось около 44,3122 тонн отходов производства и потребления, из которых 3,2412тонн передано на переработку и вторичное использование сторонним организациям, среди них: отработанные ртутьсодержащие лампы, масла и нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, лом и стружка черных металлов и отработанные аккумуляторные батареи. 41,071тонн неутилизируемых отходов размещено на специализированных площадках захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург.»

Площадки захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург» обустроены в соответствии с последними требованиями строительных норм и правил, и предотвращают загрязнение окружающей среды отходами производства и потребления.

3.6 Количественная и качественная характеристика опасностей. Характеристика опасностей производства

Установки ДНС по свойствам транспортируемого сырья и характеру технологического процесса относятся к категории взрывопожароопасных производств.

Углеводороды, входящие в состав нефти и конденсата, ингибитор коррозии, применяемый для защиты трубопроводов и оборудования от коррозии; метанол, применяемый как растворитель для ингибитора коррозии, образуют с кислородом воздуха взрывоопасные смеси.

Специфической особенностью протекающих процессов на ДНС является наличие в нефти и конденсате большого количества сероводорода и других соединений серы, которые отличаются высокой коррозионной активностью, а по степени воздействия на организм человека и окружающую природную среду относятся к опасным токсичным веществам.

Пожаровзрывоопасность технологического процесса подготовки нефти характеризуется:

§ наличием большого количества газов и жидкостей с низкими температурными пределами воспламенения и широкими пределами взрываемости, находящихся под высоким давлением;

§ возможностью разлива жидкостей и пропуска газов через фланцевые соединения, уплотнения агрегатов, кранов и насосов, а также возможностью загазовывания помещений и воздушной среды при выполнении ремонтных работ, ингибировании и отборе проб;

§ наличием источника воспламенения при производстве огневых работ, при работе электрооборудования, двигателей автомобилей и тракторов.

На ДНС обращается целый ряд веществ, таких как метанол, углеводороды, сероводород, оказывающих вредное воздействие на организм человека.

По совокупности воздействия на организм человека веществ, входящих в состав нефти и конденсата, транспортируемого с УКПГ на ДНС, он приравнивается к 3-му классу опасности, метанол и ингибиторы Д-4-3, А1-3, Инкоргаз-21Т, обращаемые на площадке ДНС, также к 3-му классу опасности (ГОСТ 12.1.007-76*).

Технологический процесс на ДНС характеризуется следующими вредными и опасными производственными факторами (классификация опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.0.003-74*):

1) Физические опасные и вредные производственные факторы подразделяются на:

- движущиеся машины и механизмы; подвижные части производственного оборудования;

- повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень шума на рабочем месте;

-повышенный уровень вибрации;

-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

-повышенный уровень статического электричества;

-отсутствие или недостаток естественного света;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- острые кромки, заусеницы и шероховатость на поверхностях инструментов и оборудования.

2) Химические опасные и вредные производственные факторы подразделяются:

-по характеру воздействия на организм человека на: токсические, раздражающие, влияющие на репродуктивную функцию (Н₂S, углеводороды, меркаптаны, метанол, ингибитор коррозии);

-по пути проникновения в организм человека через: органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки (Н₂S, меркаптаны, метанол, ингибитор коррозии).

-Один и тот же опасный и вредный производственный фактор по природе своего действия может одновременно относиться к различный группам, перечисленным выше.

3.7 Физико-химические и токсические свойства продуктов, применяемых на ДКС

Действие вредных веществ, применяемых в производстве, на организм человека зависит от токсических свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности действия. Профессиональные отравления и заболевания возможны только при концентрациях токсического вещества в воздухе рабочей зоны, превышающих определенный предел.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) - это такая концентрация вредного вещества в воздухе рабочей зоны, которая при ежедневном воздействии на человека в течение длительного времени не вызывает в его организме каких-либо патологических изменений или заболеваний.

Предельно-допустимая концентрация вредных веществ утверждается министерством здравоохранения РФ и является обязательной для всех предприятий нормой, нарушения которой не допускаются.

Ниже приведены свойства опасных веществ, входящих в состав углеводородной смеси и некоторых других веществ (вспомогательные химреагенты, технологические выбросы в атмосферу).

Природный (топливный) газ: бесцветная смесь углеводородов С₁-С₅, легче воздуха, пределы взрываемости 4,5-13,5% объемных. ПДК в воздухе производственных помещений 7000 мг/м³. Температура самовоспламенения около 537^оС. В больших концентрациях действует удушающе.

Первая помощь: удалить пострадавшего из загазованной зоны, освободить от стесняющих частей одежды, положить на спину, слегка приподнять ноги, согреть тело (обложить грелками). При нарушении дыхания давать кислород. При отсутствии дыхания немедленно (до прихода врача), после освобождения полости рта и дыхательных путей от слизи и рвотных масс, начать делать искусственное дыхание "рот в рот" с последующим использованием аппаратов для искусственной вентиляции легких, не прекращая его до появления спокойного дыхания. При тяжелом отравлении, даже в случае хорошего самочувствия, пострадавшего необходимо госпитализировать.

Индивидуальные средства защиты: фильтрующие противогазы марки М.

Сероводородсодержащий газ: бесцветная смесь углеводородов С₁-С₅ с запахом тухлых яиц, пределы взрываемости 4,3ч46,0% объемных. ПДК в воздухе производственных помещений 300 мг/м³ по углеводородам, 3 мг/м³ по сероводороду, 1 мг/м³ по меркаптанам. Температура самовоспламенения около 520^оС.

Ощутимый запах сероводорода отмечается при 1,4-2,3 мг/м³, значительный запах при 4 мг/м³, при 7-11 мг/м³ запах тягостный. При более высоких концентрациях запах менее сильный, наступает привыкание.

При концентрации 200-280 мг/м³ наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и зева, металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг/м³ Н₂S наступает опасное отравление в течение 15-20 минут.

При концентрации 1000 мг/м³ и выше смерть может наступить почти мгновенно.

Для оказания доврачебной помощи пострадавшего необходимо быстро вынести на свежий воздух. Обеспечить покой и тепло. При легких отравлениях следует давать теплое молоко с содой или минеральную щелочную воду. При отсутствии дыхания необходимо делать искусственное дыхание с кислородом.

Метанол: химическая формула СН₃ОН. Другие названия - метиловый спирт, карбинол, древесный спирт. Бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминающая этиловый (винный) спирт, легко воспламеняющаяся, при испарении взрывоопасна. Температура вспышки 6^оС, предел взрываемости 7,0-35,5% объемных, температура самовоспламенения 440⁰ С, ПДК - 5 мг/м³.Средства индивидуальной защиты : фильтрующий противогаз с коробкой марки А, резиновые сапоги и перчатки.Метанол - сильный нервно-сосудистый яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Обладает способностью накапливаться в организме. Раздражающе действует на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз.

Метанол опасен при применении его внутрь, 5-10 г метанола вызывает тяжелое отравление. Смертельная доза - 30 г. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в желудке, общая слабость, раздражение слизистых оболочек, в тяжелых случаях потеря зрения и смерть. Пролитый при авариях или других случаях метанол должен смываться большим количеством воды, но не менее 2-х объемов. Первая помощь: удаление метилового спирта из организма. Вызвать рвоту, обильно промыть желудок водой, обильное питье 5% раствора соды. Пострадавшего вынести на свежий воздух, ингаляция кислородом, искусственное дыхание, обязательное согревание тела.При работе с метанолом, отпуске, хранении и транспортировке его необходимо выполнять: - санитарные нормы по хранению и применению метанола № 549-65, утвержденные Минздравом;

- требования "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах добычи, транспорта и ПХГ ОАО «Газпром»", утв. ОАО «Газпром» 15.06.2007 г.

Газовый конденсат - бесцветная жидкость, легче воды, с водой не смешивается, при нормальных условиях легко воспламеняется. Обладает высокой испаряемостью, ПДК паров - 300 мг/м³, пары действуют на центральную нервную систему. При воздействии на кожу обезжиривает ткани, может вызвать заболевание - дерматит и экзему. Защита органов дыхания - фильтрующий противогаз с коробками марки М и БКФ.

Сернистый ангидрид (SО₂, сернистый газ, двуокись серы) - бесцветный газ с острым запахом, водный раствор его является кислотой.

SО₂ действует раздражающе на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз, высокие концентрации вызывают их воспаление, выражающееся в кашле, хрипоте, жжении и боли в горле, груди, слезоточении, носовых кровотечениях. Считают, что смерть наступает от удушья в результате спазмы голосовой щели.

Ощутимый порог запаха SО₂ -3 мг/м³ . Раздражение в горле вызывает концентрация 20-30 мг/м³, раздражение глаз 50 мг/м³, при 60 мг/м³ наблюдается сильное колотье в носу, чихание, кашель, 120 мг/м³ можно выдержать лишь три минуты, 300 мг/м³ лишь 1 минуту.

Для оказания первой помощи пострадавшего необходимо вынести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды. Промывание глаз, носа и полоскания 2% раствором соды. В дальнейшем пить теплое молоко с "боржоми", содой, маслом и медом.

Двуокись углерода (СО_{2 ,} угольный ангидрид, углекислый газ, углекислота) - бесцветный газ кисловатого вкуса и запаха, скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой.

Двуокись углерода обладает наркотическим воздействием на человека, раздражающе воздействует на кожу и слизистые оболочки.

В малых концентрациях возбуждает дыхательный центр, в очень больших - угнетает. Обычно, высокие содержания СО₂ связаны с пониженным содержанием кислорода в воздухе, что может явиться причиной быстрой смерти.

При вдыхании 2,5-5% СО₂ у человека наблюдается головная боль, раздражение верхних дыхательных путей, учащение сердцебиения, повышенное давление. При более высоких концентрациях - потливость, шум в ушах, рвота, психическое возбуждение, снижение температуры тела, нарушение зрения.

При отравлении углекислым газом пострадавшего необходимо быстро вывести на свежий воздух и, при необходимости, сделать искусственное дыхание и дать кислород.

Окись углерода (СО) образуется в результате неполного сгорания природного газа или другого углеродсодержащего топлива. СО - это газ без запаха и цвета, немного тяжелее воздуха. Окись углерода вступает в реакцию с гемоглобином крови.

Порог биологического воздействия 200 мг/м³. При вдыхании СО с концентрацией в воздухе 240 мг/м³ в течение 30 минут возможно обморочное состояние.

Начальные признаки отравления: тяжесть в голове, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, чувство слабости, появление рвоты.

При длительном нахождении в атмосфере СО при небольших концентрациях или при больших концентрациях, более 200 мг/м³, в течение не более 15 минут, отравляющее действие более ощутимо: оцепенение, нарастающая сонливость, состояние безучастности, судороги, потеря сознания, паралич.

При отравлении пострадавшего выводят на свежий воздух, дают дышать кислородом (лучше в смеси с 5-7% СО₂ для увеличения объема дыхания), обеспечивают полный покой и тепло.

Окись азота (NО) - газ без цвета и запаха. Двуокись азота (NО₂) - газ бурого цвета с резким запахом. Днем в атмосфере преобладает NО₂, а ночью - NО. Наиболее вредным из всех окислов является NО₂.

Окислы азота под воздействием солнечного света превращаются в двуокись с образованием коричневой дымки.

По воздействию на человека окислы азота относятся к III классу опасности. Концентрация NО₂ - 15 мг/м³ вызывает раздражение глаз, а 200 - 300 мг/м³ уже опасна при кратковременном вдыхании, так как окислы азота попадают в легкие, где соединяются с гемоглобином крови и могут вызвать их отек.

В условиях данного проекта невозможна концентрация окислов азота в воздухе рабочей зоны, способная оказать острое отравление.

Ингибитор коррозии парофазный (А-1-3) - это жидкость тёмно - коричневого цвета, хорошо растворимая в метаноле, пропаноле, бензоле, нефти. По химическому составу - это сложная смесь азотсодержащих органических соединений.

При работе с ингибитором не допускать его попадания на кожу и слизистые оболочки глаз. Однократное попадание ингибитора на кожу опасности не представляет. При регулярных контактах кожи с ингибитором возможно развитие дерматита. При попадании ингибитора на незащищённые кожные покровы, следует удалить его, смыв загрязнённую кожу большим количеством воды с мылом.

При попадании ингибитора в глаза следует обильно промыть их водой и немедленно обратиться к врачу.

При работе с ингибитором А-1-3 следует применять индивидуальные средства защиты от попадания его на кожные покровы, слизистые оболочки глаз, органов дыхания - резиновые перчатки по ГОСТ 20010, защитные очки - ГОСТ 12.4.013, спецодежду - ГОСТ 12.4.112, фильтрующий противогаз марки «А», защитные мази и пасты.

Ингибитор коррозии (Инкоргаз-21Т) - это однородная жидкость от светло-жёлтого до тёмно-бурого цвета. Представляет собой раствор полиамидов и имидазолинов в смеси спиртового и углеводородного растворителя.

Ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» обладает выраженной общей токсичностью.

При контакте с кожей продукт обладает раздражающим действием. При попадании ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» на незащищённые кожные покровы необходимо промыть поражённый участок тёплой водой с мылом.

При попадании в глаза ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» вызывает раздражение, отёк век, поэтому необходимо немедленно промыть глаза обильным количеством воды и обратиться к врачу.

При работе с ингибитором коррозии «Инкоргаз-21Т» обслуживающий персонал должен быть обеспечен защитными очками по ГОСТ Р 12.4.013-87, резиновыми перчатками по ГОСТ 20010-93, хлопчатобумажной спецодеждой по ГОСТ 27651-88 или ГОСТ 27653-88, прорезиненными фартуками по ГОСТ 12.4.029-76 и фильтрующимипротивогазами по ГОСТ 12.4.121-83 с коробкой марки А или БФК.

Диэтиленгликоль (ДЭГ) - горючая, бесцветная, вязкая жидкость. Опасен при попадании внутрь. Действует как сосудистый и протоплазматический яд, главным образом на центральную нервную систему и почки. В исходе отравления почки играют основную роль. Токсичны как сами гликоли, так и вещества, образующиеся в организме при их распаде (щавелевая кислота, формальдегид, муравьиная кислота и т.д.). Признаки отравления обнаруживаются через 2-13 часов после приема.

Первая помощь: промывание желудка водой, обильное питье, покой, тепло.

Дизтопливо - бесцветная или слегка желтоватая жидкость с эфирно-керосиновым запахом. Как и прочие жидкие углеводородные топлива, по токсичности относится к 4 классу опасности. При длительном вдыхании паров (более 15 минут) с концентрацией в воздухе более 40 г/м³ опасно для жизни. При длительном контакте с относительно небольшими концентрациями возможны хронические отравления. При воздействии на кожу возможны экземы и дерматиты. Первая помощь при отравлении: свежий воздух, искусственное дыхание.

3.8 Прогноз изменения техногенного воздействия на окружающую среду ДНС-3 после проведения реконструкции

Для прогноза ущерба окружающей среде при реконструкции и эксплуатации ДНС-3 воспользуемся методикой представленной во временных методических указаниях по составлению раздела "Оценка воздействия на окружающую среду". Результаты оценок приведены в таблице 4.4.

Таблица 3.6 - Шкала бальных оценок, степени возможных изменений природных объектов

Объекты природной среды	Изменения природной среды	Воздействия	Баллы
Геологическая среда	Изменение инженерно-геологических условий месторождения	Малозаметные изменения параметров морфострук-турных элементов. Незначительные изменения ограниченные по площади.	0
	Криогенез	Воздействия отсутствуют	0
Почвенно-растительный покров	Почвенный покров	Слабые изменения	-1
	Физико-химические параметры	Незначительное снижение продуктивности, незначительное изменения качества продукции	0
	Растительность	Гибель растительности только в зоне производства строительных работ	0
Поверхностные и грунтовые воды	Загрязнение вод	Нет заметных изменений качества воды и изменение в качестве биоты.	0
Атмосферный воздух	Загрязнение атмосферного воздуха за пределами СЭЗ по инградиентам	Меньше ПДК	-1
Средний балл:	-0.28

Как видно из таблицы средний оценочный балл составляет -0.28, что говорит о незначительном воздействии на компоненты природной среды.

3.9 Требования к конструкциям и материалам трубопроводов

Трубы и соединительные детали предназначены для транспорта неочищенного газа и нефти с содержанием сероводорода (H₂S) до 6% объемных, метанола с ингибитором коррозии. Расчетные давления в проектируемых трубопроводах приняты по всей системе сбора равными 6,0 МПа.

Для применения в части проекта на полное развитие Филипповской залежи предусматриваются трубы стальные бесшовные горячедеформиро- ванные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений из стали 20 по ТУ 14-3-1128-2000.

Трубы должны быть термообработанными на заводе-изготовителе, соответствовать требованиям соответствующего ТУ, иметь гарантию по химическому составу и механическим свойствам металла в готовых трубах, предусмотренную соответствующим ТУ, а также соответствовать требованиям СП 34-116-97 и «Инструкции по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосо- держащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.

Расчеты толщины стенок проектных трубопроводов линейной части произведен в соответствии с СП 34-116-97 и «Инструкцией по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.

Соединительные детали трубопроводов - отводы, тройники, переходы, заглушки - приняты из стали 20 и соответствуют требованиям:

§ СП 34-116-97;

§ «Инструкции по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.;

§ ТТ 8924-6-90 «Технические требования на соединительные детали трубопроводов, транспортирующих сероводородосодержащие среды», «ЮжНИИгипрогаз»;

§ «Инструкции по проектированию и применению соединительных деталей для трубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г.

На нефтегазосборных коллекторах, нефтепроводе и трубопроводах газлифтного газа диаметром 219 мм и более, где установлены узлы запуска и приема очистных поршней, предусматриваются отводы с радиусом изгиба R=5Ду по ТУ 51-515-91, и все элементы трубопровода в пределах очищаемого участка выбраны равнопроходными.

На выкидных трубопроводах, газопроводах, трубопроводах газлифтного газа, ингибиторопроводах, где не устанавливаются узлы запуска и приема очистных поршней, гнутые отводы приняты с радиусом изгиба R=4Ду.

Толщина стенок соединительных деталей определяется расчетом по СП 34-116-97 и «Инструкции по проектированию и применению соединительных деталей для трубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г. и принята не менее 4 мм.

Нефтегазосборные коллекторы, выкидные трубопроводы, нефтепровод, газопроводы, трубопроводы газлифтного газа, ингибиторопроводы на правобережье р.Урал (в районе УКПГ-14, УПН-14 и УПНГ-14А) приняты II категории в соответствии с СП 34-116-97, а их участки в зависимости от ответственности могут быть более высокой категории (СП 34-116- 97).

Нефтегазосборные коллекторы, выкидные трубопроводы, трубопроводы газлифтного газа, ингибиторопроводы на левобережье р.Урал (в районе УКПГ-15 и УПН-15) приняты категории В, т. к. в основном проходят по пойменной части р.Урал (в границах 10%-ной обеспеченности ГВВ).

3.10 Запорная арматура и ее размещение

На проектную запорную арматуру должны быть сертификаты соответствия системе ГОСТ Р и разрешения для применения на опасном производственном объекте в соответствии с требованиями РД 03-485-02 «Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах».

Материальное исполнение запорной арматуры должно соответствовать требованиям NACE MR-0I-75.

Конструкция всей применяемой в проекте арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую классу «А» по ГОСТ 9544-2005.

На применяемую в проекте запорную арматуру будут составлены опросные листы, где указан тип арматуры, ее технические параметры, тип привода, а также дополнительные требования по ее изготовлению, исходя из транспортируемой по трубопроводу среды.

Размещение запорной арматуры предусматривается в соответствии с СП 34-116-97, ВСН 51-3-85.