Усовершенствование технологического процесса подготовки газа на Павловской газокомпрессорной станции
Работа из раздела: «
Геология, гидрология и геодезия»
/
/
Введение
В современной России важнейшей частью реального сектора экономики является топливно-экономический комплекс (ТЭК).
Обладая мощным производственным и ресурсным потенциалом, он обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, консолидацию субъектов Российской Федерации, вносит решающий вклад в формирование основных финансово-экономических показателей страны.
Для того чтобы в полной мере использовать огромный ресурсный, производственный и кадровый потенциал топливно-энергетического комплекса, обеспечить энергетическую безопасность России в условиях перехода страны к рыночной экономике, заложить основы стабильного долгосрочного энергообеспечения общества и энергетической независимости государства, стране нужна долгосрочная, научно обоснованная энергетическая политика. Ее формирование - одно из важнейших направлений работы Министерства топлива и энергетики России. В рамках этого направления можно выделить два основных этапа:
1992 г. - правительство Российской Федерации одобрило основные положения Концепции энергетической политики в новых экономических условиях;
1995 г. - в мае Указом Президента России (№ 472 от 07.05.95 г.) утверждены 'Основные направления энергетической политики Российской Федерации на период до 2010 года', а постановлением Правительства (№ 1006 от 13.10.95 г.) одобрены основные положения Энергетической стратегии России.
Этими документами были определены основные направления энергетической политики и структурной перестройки ТЭК на перспективу, цели, приоритеты и механизмы их реализации.
В 1996-1999 гг. Минтопэнерго России совместно с акционерными обществами и компаниями ТЭК была проведена большая работа по реализации целей и задач Энергетической стратегии. В частности за истекший период, в той или иной степени был достигнут ряд важных результатов, а именно:
функционирование ТЭК обеспечило в целом потребности страны в топливе и энергии наиболее целесообразными путями;
осуществлено реформирование производственных структур топливно-энергетического комплекса с адаптацией их к рыночным методам хозяйствования, проведены акционирование и частичная приватизация предприятий;
идет реструктуризация угольной промышленности;
развернута работа по регулированию естественных монополий в энергетическом секторе;
началось формирование федерального конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности; проведены мероприятия по стимулированию конкуренции в газовой промышленности;
доля природного газа как экономически и экологически наиболее эффективного энергоносителя, возросла в общем потреблении энергоресурсов России соответственно с 38% в 1990 г. до 50% в 1999 г.;
преодолен спад добычи нефти, которая стабилизирована на уровне 300 - 305 млн. тонн/год;
разработан ряд важных правовых и законодательных актов, регулирующих взаимоотношения в обществе, в топливно-энергетической сфере; в числе прочих приняты такие важные законы, как 'Об энергоснабжении', 'О соглашениях, о разделе продукции', 'О государственном регулировании в области добычи и использования добычи и использовании угля…', 'Об участках недр, право пользования, которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции', 'О газоснабжении' и др.
Как и предполагалось, ТЭК не только остался 'ядром стабильности' экономики России, но и смог мощно поддерживать и стимулировать развитие других отраслей, сдерживая общий спад производства.
Проанализировав ситуацию в нефтегазовой отрасли промышленности России, разработчики 'Энергетической стратегии' пришли к выводу, что нефтегазовый комплекс России вышел на новый этап своего развития, требующий серьезных перемен в самом комплексе и в системе государственного регулирования его деятельности, учитывающих изменения, произошедших во внешней среде его функционирования - в национальной и мировой экономике.
Общие проблемы нефтяной отрасли комплекса известны - это ухудшение сырьевой базы, медленные темпы ввода в разработку трудно извлекаемых запасов, невыполнение объемов эксплуатационного бурения, сокращение отборов жидкости и объемов закачки воды для ППД, рост в суммарном выражении фонда бездействующих и законсервированных скважин, старение производственных мощностей, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин и магистральных трубопроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования.
Положение в области разработки нефтяных и газовых месторождений остается сложным. Продолжает ухудшаться качественная структура запасов углеводородов. Запасы высокопродуктивных месторождений в значительной степени выработаны.
Для реализации задач необходимы нормальные условия для стабильного развития отрасли, при которых интересы государства не противоречат интересам нефтяных и газовых компаний.
Необходимо продумать систему стимулов путем предоставления налоговых и иных льгот для привлечения инвестиций в приоритетные стратегические направления, к которым в нефтегазовом комплексе относятся, прежде всего, поисково-разведочные работы, с получением реальных результатов по приращению сырьевой базы и стимулирование разработки нефтегазовых месторождений со сложными горно-геологическими условиями.
1. Общие сведения о месторождении
месторождение газ промысловый очистка
В административном отношении Павловское месторождение расположено на территории Чернушкинского района Пермской области в 230 км к юго-востоку от областного центра, в 15 км к востоку от г. Чернушка.
К крупным населенным пунктам в описываемом районе следует отнести деревни Павловка, Трун, Дмитровка, Аша. В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Сельскохозяйственные угодья занимают более 50% всей площади района. А так же развита нефтяная промышленность.
В орографическом отношении изучаемый район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную оврагами и речками с крутыми склонами. Наиболее высокие отметки рельефа приурочены к верховьям реки Танып и равны 231.4м. Склоны долин рек, оврагов часто залесены и заболочены и заняты пойменными лугами. Лес занимает до 30% всей площади района. Климат района континентальный, умеренный, с морозными зимами и продолжительными весенне-осенними периодами распутицы. Зимой наблюдаются постоянно действующие ветры, часты метели.
Сообщение с областным центром - городом Пермь возможно автотранспортом по шоссе Чернушка - Крылово - Югокамск - Пермь, по железной дороге, воздушным и водным путем. Последнее осуществляется через порт Чайковский. Расстояние от Чернушки до Перми по железной дороге через станцию Агрыз составляет 614 км, через г. Екатеринбург - 768 км, по шоссе Чернушка - Пермь - 228 км. Внутри района развита сеть проселочных и грунтовых дорог.
1.1 Применяемая система сбора попутного (нефтяного) газа
Попутный (нефтяной) газ, на Павловскую газокомпрессорную станцию (ГКС) поступает с дожимных насосных станций (ДНС). На ДНС попутный газ проходит первую ступень сепарации, где отделяется от жидких фракций.
Протяжённость газопроводов от ДНС до газокомпрессорной станции:
ДНС№1- ГКС-5км. ДНС№2-ГКС-0,5км. ДНС№3-ГКС-1,8км.
ДНС№4-ГКС-7км. ДНС№5-ГКС-6км. ДНС№6-ГКС-6,8км.
Со всех ДНС попутный газ собирается в общий коллектор и по одному трубопроводу диаметром 300мм. поступает на газокомпрессорную станцию, в приёмный коллектор, а затем в приёмный сепаратор.
Из приёмного сепаратора газ поступает в приёмный коллектор компрес-сорных установок 7ВКГ50/7, где происходит его компремирование, а затем подача газа потребителям через трубопроводы.
1.2 Техническая оснащённость Павловской ГКС
Павловская газокомпрессорная станция (ГКС), представляет собой комплекс сооружений, предназначенных для приёма, компремирования, охлаждения и подачи потребителям нефтяного и природного газа с Павловского месторождения.
В комплекс Павловской ГКС входят следующие сооружения:
Компрессорные установки 7ВКГ50/7 производства Казанского компрессорного завода. Компрессора смонтированы на площадке под навесом полуоткрытого типа из железобетонных и металических конструкций с подвесной кранбалкой грузоподъёмностью 3т.
Индекс компрессорных установок 7ВКГ50/7:
7 - номер базы компрессора
ВКГ - винтовой компрессор газовый
50 - производительность по условиям всасывания
7 - давление газа на нагнетании
Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:
- корпус компрессора который состоит из:
а) блок цилиндров,
б) камера всасывания,
в) камера нагнетания,
- двух винтов;
- асинхронного трёхфазного электродвигателя;
- муфты для передачи крутящегося момента от электродвигателя к компрессору;
- датчиков системы контроля;
- масляно-газовых трубопроводов;
- системы автоматики;
- местного щита управления;
- дистанционного щита автоматики.
Основной принцип работы компрессора заключается в следующем:
В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает нефтяной газ с приёма, одновременно во впадины ведомого ротора (винта) впрыскивается масло, для охлаждения компрессора, уплотнения зазоров и смазки. Образующаяся газо-маслянная смесь из компрессора поступает в разделительную газо-маслянную ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз. После чего охлаждённый газ направляется потребителям, а масло возвращается в компрессор.
В качестве масла используется, компрессорное масло КП-8С с повышенной стабильностью, ТУ 381011296-90. Расход масла составляет 160-200 литров в минуту. Масло компрессорное КП-8С повышенной стабильностью, ТУ381011296-90.
Таблица 1 Физико-химические показатели масла
|
№ п/п
|
Наименование показателя
|
Норма
|
Метод испытания
|
|
|
1
|
Вязкость кинематическая, при 400С, мм2/сек
|
41,4-50,6
|
ГОСТ 33
|
|
|
2
|
Индекс вязкости, не менее
|
95
|
ГОСТ 25371
|
|
|
3
|
Зольность,% не более
|
0,5
|
ГОСТ 1461
|
|
|
4
|
Коксуемость,% не более
|
0,5
|
ГОСТ 19932
|
|
|
5
|
Содержание мех. примесей
|
Отсутств.
|
ГОСТ 6370
|
|
|
6
|
Содержание воды
|
Отсутств.
|
ГОСТ 2477
|
|
|
7
|
Содержание селективных
растворителей
|
Отсутств.
|
ГОСТ 1057
|
|
|
8
|
Массовая доля серы,% не более
|
0,5
|
ГОСТ 1437
|
|
|
9
|
Температура вспышки в открытом
тигле, 0С не ниже
|
200
|
ГОСТ 4333-87
|
|
|
10
|
Температура застывания,0С, не выше
|
-15
|
ГОСТ 20287
|
|
|
11
|
Кислотное число, мг. КОН на 1кг
масла, не более
|
0,05
|
ГОСТ 5985
|
|
|
12
|
Стабильность против окисления:
а/массовая доля осадка,% не более
б/кислотное число окисленного масла мг. КОН на 1г. масла, не более
|
0,02-0,5
|
ГОСТ 981
|
|
|
13
|
Коррозия на стальных стержнях
|
Отсутств.
|
ГОСТ 19199
|
|
|
14
|
Цвет на калориметре ЦНТ, не более
|
2,5
|
ГОСТ 20284
|
|
|
1.3 Техническая характеристика компрессора 7ВКГ50/7
Таблица 2 Техническая характеристика компрессора 7ВКГ50/7
|
№ п/п
|
Параметры
|
Компрессор 7ВКГ50/7
|
|
|
1
|
Производительность (м3/мин)
|
45-59
|
|
|
2
|
Давление (кгс/см2) на всасывании на нагнетании
|
0,05..+0,2 5-8
|
|
|
3
|
Температура 0С газа на всасывании газомаслянной смеси масло на вспрыск
|
5-10 100 20-65
|
|
|
4
|
Мощность потребляемая компрессором кВт.
|
270
|
|
|
5
|
Расход масла л/мин.
|
160-200
|
|
|
6
|
Давление масла (кг/см2)
|
3
|
|
|
7
|
Мощность эл.двигателя (кВт)
|
400
|
|
|
8
|
Частота вращения (об/мин.)
|
1500
|
|
|
9
|
Напряжение (В)
|
6000
|
|
|
10
|
Тип тока
|
переменный
|
|
|
Продолжение таблицы 2
|
|
|
11
|
Масса установки (кг)
|
8684
|
|
|
12
|
Средний ресурс между ремонтами (час)
|
2500
|
|
|
13
|
Средний ресурс до капитального ремонта (час)
|
10000
|
|
|
14
|
Средний срок службы (лет)
|
17
|
|
|
15
|
Средний ресурс до ТО-1 (час)
|
250
|
|
|
16
|
Наработка на отказ (час)
|
150000
|
|
|
Площадка технологической аппаратуры, включающая:
Газовая система - она состоит из приёмного сепаратора, газового фильтра, впускного клапана, масло-разделительной ёмкости, газовых холодильников, газопроводов с запорной арматурой.
Приёмный сепаратор представляет собой, цилиндрический вертикальный сосуд с элиптическими днищами. Внутри сепаратора размещены: перегородки, змеевик для подвода горячего газа, для подогрева от замерзания жидких фракций, поплавок с уровнемером, показывающий уровень жидкости в сепараторе. Так же сепаратор оборудован предохранительным клапаном, манометром, насосами НШ для откачки жидкости. В приёмном сепараторе происходит очистка газа от капельной жидкости, поступающей вместе с нефтяным газом.
Приёмный сепаратор на ГКС, является второй ступенью очистки газа от жидкости после ДНС.
Газовый фильтр - выполнен в виде стального цилиндра. В цилиндр вставлен перфорированный барабан, обтянутый снаружи латунной сеткой с ячейкой 0,5х0,5мм. Для очистки сетки, фильтрующий узел демонтируется без разборки трубопровода.
Предохранительные клапана - служат для предохранения трубопроводов от разрыва, при давлении более рабочего.
Масляная система
Служит для размещения необходимого запаса масла, его охлаждения, очистки и подачи в компрессор, с целью образования газо-масляной смеси и смазки трущихся деталей, а так же для отделения масла от газа. В состав системы входят: ёмкость чистого масла, масло перекачивающий насос, масло-разделительная ёмкость, масляные холодильники, фильтр грубой очистки масла и фильтр тонкой очистки масла, отсечной клапан.
Масло-разделительная ёмкость предназначена для отделения газа от масла.
В разделительную газо-масляную ёмкость поступает газо-масляная смесь из компрессора, с температурой от +70до1000С.
В разделительной газо-масляной ёмкости происходит разделение масла от газа, отделившийся газ через верхний патрубок поступает на газовые холодильники и затем направляется в газопровод (потребителю).
Масло подаётся в масляные холодильники, затем проходит фильтр грубой очистки и фильтр тонкой очистки и снова поступает на компрессор.
Фильтр грубой очистки масла служит для очистки всего масла подающегося на компрессор. Состоит из корпуса, в который вставлены 8 пластинчатых фильтрующих элементов, которые работают параллельно. Пропускная способность фильтра 400 л/мин. Фильтр тонкой очистки масла служит для очистки масла подающегося на подшипники. Состоит из двух пакетов, с пропускной способностью 64 л/мин.
Масляные холодильники, служат для охлаждения масла подаваемого в компрессор. Масло циркулирует по обребрённым медным трубкам и охлаждается воздухом. Поток воздуха через холодильники обеспечивает вентилятор, который приводится во вращение эл.двигателем. Трубная батарея, изготовлена с вертикальным расположением трубок. В каждую трубку вставлен ленточный турболизатор, позволяющий повысить эффективность охлаждения масла.
Пульты управления
Местный пульт управления - состоит из двух частей: щита датчиков и щита контроля и управления. В щите датчиков расположены датчики аварийной сигнализации и клемные блоки. На щите контроля и управления, размещены приборы и кнопки управления. Размещены приборы:
Температура нагнетания.
Давление нагнетания.
Давление масла в коллекторе.
Давление на всасывании.
Управление компрессором (вкл./выкл).
Дистанционный щит управления состоит: на лицевой панели расположены сигнальные лампы аварийной защиты и контроля работы компрессора, кнопки управления, автомат включения щита, приборы, звонок ревун.
На щите имеются приборы:
Термометр масла подаваемого в компрессор.
Термометр газомасляной смеси.
Указатель нагрузки эл. двигателя.
На щите имеются кнопки включения:
Кнопка включения питания щита.
Пуск и остановка эл. двигателя компрессора.
Проверка ламп сигнализации.
Выключатель снятия аварийного сигнала и звонка.
Сигнальные лампы:
Щит включен.
Двигатель работает.
Давление газа на приёме выше или ниже нормы.
Высокий уровень жидкости в приёмном сепараторе.
Эксплуатация газокомпрессорных станций
Подготовка к работе (произвести наружный осмотр установки, убрать посторонние предметы):
Убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Проверить исправность пломб.
Провернуть вручную ротора компрессора.
Кратковременным включением проверить работу АВМ и АВГ.
Привести запорную арматуру в рабочее положение.
Порядок пуска:
Провернуть ротора компрессора вручную на 3-5 оборотов по часовой стрелке за полумуфту электродвигателя.
Подать питание на щиты.
Нажать кнопку «пуск», на щите должна гореть лампа компрессор работает.
При достижении давления 2-3кгс/см2 открывается автоматически отсечной клапан и в компрессор подаётся масло.
Проверить показания приборов и работу компрессора.
Контроль за работой
Во время работы компрессора показания приборов должны быть следующими:
Давление на нагнетании 2-6 кгс/см2
Температура газомаслянной смеси 70-1000С.
Давление газа на всасывании от 0,05 до 0,2 атм.
Температура масла в коллекторе 40-600С.
Температура подшипников электродвигателя 70-800С.
Температура масла на подводе к компрессору должна быть 5-600С, если температура поднимается выше, то должен автоматически включиться автоматический вентилятор масла (АВМ).
Порядок остановки компрессора
Нажать на кнопку «стоп».
Закрыть задвижку на подаче масла, открыть вентиль на сливе масла в дренажную ёмкость.
Закрыть задвижку на приёме газа.
Закрыть задвижку на выкиде компрессора.
В случае срабатывания аварийной сигнализации, вначале нужно убедиться в причине остановки, а после этого снять параметры. В случае повторного пуска компрессора, разрешается повторный пуск 2 раза из горячего, и один раз из холодного.
2. Технологический процесс газокомпрессорной станции
На газокомпрессорную станцию поступает нефтяной газ 1 и 2 ступени сепарации Павловского месторождения:
с двух сепарационных установок - первая ступень сепарации;
с КСУ - вторая ступень сепарации.
После смешивания газ с давлением 0,05-0,02 кгс/см2 и температурой 5-150С, подаётся в приёмный сепаратор, Е-1, где происходит улавливание капель нефти, влаги, мехпримесей и конденсата. Давление в сепараторе Е-1 контролируется манометром. Для улучшения отделения нефти и конденсата от газа, сепаратор Е-1 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. Нефть, влага и конденсат из ёмкости Е-1 периодически откачиваются насосом НШ-40/4 на сепарационную установку Павловского месторождения.
Для защиты компрессоров от повышения давления на всасывающем коллекторе установлен предохранительный клапан СППК-4Р.
Из сепаратора Е-1 нефтяной газ поступает на приём компрессоров 7ВКГ50/7 выпускаемых Казанским компрессорным заводом в комплекте с электродвигателем ВАО-450. Одновременно с газом в рабочую полость компрессора впрыскивается охлаждённое компрессорное масло КП-8С для смазки, уплотнения зазоров и охлаждения компрессора.
После компремирования газ, содержащий в своём составе масло, поступившее на смазку и охлаждение компрессоров, (газо-масляная смесь) при давлении 2-4 кгс/см2 и температуре 70-1000С, поступает в разделительную ёмкость Е-2, где происходит отделение компрессорного масла от газа, давление контролируется манометром. Для улучшения отделения масла от газа, разделительная ёмкость Е-2 дополнительно оборудуется специальной решёткой, на которую насыпаются кольца Рашига. После разделения газ, с давлением 2-4 кгс/см2 и температурой от +70 до +1000С, поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВГ №1,2 где охлаждается до температуры 5- 300С.
Компрессорное масло после разделения в ёмкости Е-2 с температурой +60+900С поступает в аппараты воздушного охлаждения типа АВМ № 1, 2 где охлаждается до температуры +5+600С. Температура масла контролируется электроконтактным термометром. Охлаждённое масло поступает обратно на компрессор. Технологической схемой предусмотрен частичный слив масла с компрессоров в промежуточную ёмкость Е-3. В случае необходимости масляная система пополняется маслом из ёмкости Е-3 насосом НД-1600/10.
Охлаждённый газ с температурой не более 300С и давлением 2-4 кгс/см2 направляется в газопровод «Чернушка-Пермь».
Для обеспечения безопасной эксплуатации компрессорной станции на нагнетательном газопроводе компрессора, на ёмкости Е-2 и газовом сепараторе предусмотрена установка предохранительных клапанов.
Технологической схемой газокомпрессорной станции предусматривается возможность сброса газа на факел при аварийной остановке.
Таблица 3 Сигнализации и блокировки
|
№ п/п
|
Тип прибора
|
Наименование параметров
|
Сигнализация Кгс/см2
|
Блокировка Кгс/см2
|
|
|
1.
|
Манометр ВЭ-16РБ
|
Давление на всасывании
|
|
|
|
|
2.
|
Манометр ВЭ-16РБ
|
Давление на нагнетании
|
4кгс/см2
|
4 кгс/см2
|
|
|
3.
|
Манометр ВЭ-16РБ
|
Давление масла в компрессорах
|
2,5кгс/см2
|
2,5кгс/см2
|
|
|
4.
|
А-100
|
Температура г/м смеси
|
800С
|
900С
|
|
|
5.
|
Сигнализатор СТМ-10
|
Контроль за загазованностью помещения компрессорного цеха
|
20% ниже ПДК
|
|
|
|
2.1 Требования предъявляемые к качеству газа
Таблица 4 Характеристика исходного сырья, нефтяной газ
|
№п/п
|
Компоненты
|
Массовая доля
|
|
|
1.
|
Со2-углекислый газ
|
отсутствует
|
|
|
2.
|
Н2S-сероводород
|
отсутствует
|
|
|
3.
|
N2-азот
|
5,29
|
|
|
4.
|
СН4-метан
|
34,98
|
|
|
5.
|
С2Н6-этан
|
18,30
|
|
|
6.
|
С3Н8-пропан
|
21,52
|
|
|
7.
|
С4Н10-изобутан
|
4,10
|
|
|
8.
|
НС4Н10-нормальный бутан
|
8,50
|
|
|
9.
|
С5Н12-изопентан
|
3,22
|
|
|
10.
|
НС5Н12-нормальный пентан
|
2,46
|
|
|
11.
|
С6Н14 +гексаны и выше
|
1,63
|
|
|
Итого:
|
100
|
|
|
Таблица 5 Характеристика исходного сырья, природный газ
|
№п/п
|
Компоненты
|
Массовая доля
|
|
|
1.
|
Со2-углекислый газ
|
отсутствует
|
|
|
2.
|
Н2S-сероводород
|
отсутствует
|
|
|
3.
|
N2-азот
|
14,03
|
|
|
4.
|
СН4-метан
|
73,42
|
|
|
5.
|
С2Н6-этан
|
9,50
|
|
|
6.
|
С3Н8-пропан
|
1,97
|
|
|
7.
|
С4Н10-изобутан
|
0,29
|
|
|
8.
|
НС4Н10-нормальный бутан
|
0,44
|
|
|
9.
|
С5Н12-изопентан
|
0,17
|
|
|
10.
|
НС5Н12-нормальный пентан
|
0,11
|
|
|
11.
|
С6Н14 +гексаны и выше
|
0,07
|
|
|
Итого:
|
100
|
|
|
2.2 Основные правила работы ГКС при нормальных условиях
1. Общие сведения по характеристике компрессора:
1. 7 - номер базы компрессора;
2. ВКГ - винтовой компрессор газовый;
3. 50 - производительность по условиям всасывания (м3/мин);
4. 7 - давление газа на нагнетании.
2. Компрессорный агрегат состоит из следующих узлов:
· блока цилиндров;
· камеры всасывания;
· двух четырёхзаходных винтов;
· асинхронного трёхфазного электродвигателя ВАО-450В, мощностью 400кВт;
· рамы, на которой смонтирована установка;
· втулочно-пальцевой муфты для передачи крутящего момента от электродвигателя к компрессору;
· масляных фильтров;
· предохранительного клапана;
· датчиков системы контроля;
· масло газовых трубопроводов;
· системы автоматики;
· дистанционных щитов управления компрессорами;
3. Основной принцип работы заключается в следующем:
В процессе сжатия в полость вращающихся роторов поступает газ с приёма и во впадины ведомого ротора (винта), впрыскивается масло, которое служит для уплотнения зазоров, смазки и охлаждения компрессора. Образующая газо-масленная смесь из компрессора попадает в общую систему её сбора - ёмкость Е-2, где происходит разделение фаз (масло, газ). Из ёмкости Е-2 газ поступает для охлаждения в АВГ №1,2 а затем направляется потребителям. Масло из ёмкости Е-2 поступает на холодильники масла АВМ №1, 2 а затем возвращается обратно в компрессора.
4. Рабочим агентом компрессора является попутный нефтяной газ. Попадания жидких фракций нефти, воды, газоконденсата, бензина на приём компрессоров не допускается, содержание механических примесей в газе не должно превышать 20мг/м3, а размеры частиц не более 40 микрон.
5. В качестве масла используется масло КП-8. Расход масла на смазку и охлаждение компрессора 200л/мин.
6. Ресурс работы компрессоров до капитального ремонта 50000часов. Полный технический ресурс 150000часов. Общий срок службы 17 лет. Моторесурс компрессоров зависит от условий эксплуатации, качества смазки и других факторов.
7. Работа компрессора и электродвигателя рассчитана при температуре окружающей среды плюс, минус 400С.
Подготовка компрессора к пуску
Проверить работоспособность приборов КИП и А кратковременным созданием давления с приёма компрессора.
Убедиться в исправности сигнализации.
Проверить исправность заземления на электродвигателе.
Проверить правильность вращения электродвигателя.
Провести наружный осмотр компрессоров, отсутствие на них посторонних предметов, наличие ограждающих устройств, проверить схему сборки компрессора.
Получить у ИТР или диспетчера предприятия разрешение на пуск компрессора.
Подавать на компрессор масло из ёмкости Е-2 через масляный коллектор при давлении в пределах 1,5-2,5 кгс/см2 по манометру на компрессоре.
Открыть соответствующую задвижку (одну из № с 2 по 2 г) на линии подвода масла к компрессору.
Во время заполнения компрессора маслом вручную провести лёгкое вращение роторов компрессора и электродвигателя, поворачивая роторы на 8 оборотов рукояткой. Проворачивать следует по ходу вращения компрессора против часовой стрелки.
Подготовить схему ячейки на включаемый компрессор, т.е. включить линейный разъединитель 6кВ соответствующего компрессора, в РУ-0,4 кВ, включить автомат питания цепей управления и защиты (эта операция ведётся только после проворачивания компрессора вручную).
При загустевании масла в масляном коллекторе его необходимо разогреть острым паром до температуры +50С.
Пуск компрессора
Запуск компрессора возможен в двух вариантах:
- При полностью остановленной ГКС.
- При работающем одном компрессоре или нескольких компрессорах.
Запуск компрессора после длительной остановки ГКС
1. При полном пуске компрессорной станции необходимо весь газ с приёма перевести на свечу, путём открытия задвижек № 11,12 на свечу при этом задвижки на тех. схеме №5,6,9,10,7 должны быть открыты, все задвижки перед компрессорами должны быть закрыты.
2. Перед пуском в первую очередь необходимо открыть задвижку №3 на выкиде компрессора (или соответствующую задвижку №3а,3б,3в,3г) затем задвижку на линии подачи масла №2 (или соответственно №2а,2б,2в,2г). Вентиль на сливе масла из компрессора должен быть закрытым.
3. После этого запускается компрессор и плавно открывается задвижка №1 на приёме (или соответственно№1а,1б,1в,1г). Пуск компрессора производиться только с местного щита управления.
4. Давление на приёме должно быть не выше 0,25атм. И не ниже 0,05атм. Давление масла на входе в машину должно соответствовать давлению 2,5-3кг/см2, регулирование давления в ёмкости Е-2 производиться задвижками №26,27,7.
Примечание: Перед каждым пуском компрессор нужно провернуть вручную.
5. Нагрузка на электродвигатель не должна превышать:
· Компрессор 7ВКГ50/7 с эл.двиг. 200кВт. 1500 об/мин. - 13А.
· Компрессор 7ВКГ 50/7 с эл. двиг.400кВт. 3000 об/мин. - 31А.
Запуск компрессора при работающем одном или нескольких компрессорах
При пуске второго компрессора при работающем компрессоре произвести следующие операции:
- Подготовить компрессор к пуску в объёме работ раздела А.
- Открыть задвижки на приёме и выкиде запускаемого компрессора.
- Запустить компрессор с местного щита управления.
- Давление на всасывании компрессора регулировать с помощью задвижек приёме компрессора.
Обслуживание компрессора 7ВКГ50/7 во время работы
1. Следить за показаниями приборов, не допускать отклонения от режима работы.
2. Проверить работу компрессора и электродвигателя на слух с помощью слуховой трубки (в зоне винтовой части, концевого уплотнения и подшипниковых узлов).
3. Проконтролировать Рн (давление нагнетания), Тм (температуру масла в коллекторе) и наличие смазки.
4. Проконтролировать параметры работы компрессора, не реже двух раз в течении часа, непосредственно у работающего компрессора.
5. Проверить герметичность всех стыковых фланцевых соединений.
6. При необходимости регулировать давление масла в коллекторах. Разность в давлениях масла не должна превышать 1,5-2,0 кгс/см2.
7. Не реже одного раза в 10 суток (через 250часов) проводить регламентные работы без остановки компрессоров в объёме заводской инструкции.
8. Ежесменно вести контроль за уровнем масла в ёмкости Е-2, за уровнем жидкости в приёмном и выкидном сепараторах. Не реже двух раз в месяц производить полный анализ масла. При повышении температуры масла в системе выше 600С его необходимо охладить.
9. Результаты контроля за работой компрессоров и показания контрольно-измерительных приборов, данные о количестве отработанных часов по компрессорам, АВМ, АВГ и насоса откачки жидкости из приёмного сепаратора заносится в соответствующие журналы.
10. Вести журналы учёта дефектов на ГКС и расхода электроэнергии.
11. Следить за чистотой компрессоров и рабочих мест.
12. Ежечасно осуществлять связь с диспетчером предприятия.
Остановка компрессора
1. Для остановки компрессора необходимо, прежде всего, остановить электродвигатель привода компрессора (с местного или дистанционного щита управления нажав кнопку «стоп»).
2. Снять напряжение с диспетчерского щита управления.
3. После остановки компрессора подача масла отключается путём закрытия задвижки №2, на линии подачи масла (или соответственно №2а, 2б, 2в, 2г).
4. Осмотреть компрессор.
5. Закрыть соответствующую запорную арматуру, на приёме газа (задвижка №1, 1а, 1б, 1в, 1г.) открыв соответствующие вентиля на сливной линии (№4, 4а, 4б, 4в, 4г.). При полной остановке ГКС закрыть задвижку №7,26,27 на линии горячего газа, сбросить газ на свечу открыв задвижку №15, или подать газ под трапным давлением для чего открыть задвижку №20, затем задвижки №7 и №9.
Основанием для остановки компрессора является:
· Распоряжение ИТР, диспетчера предприятия. Появление в компрессоре посторонних шумов, стуков, усиленной вибрации, повышение температуры, течи в сальниках, неисправность арматуры, аварийное срабатывание защиты по одному из параметров.
· При появлении посторонних шумов в электродвигателе, повышение их нагрузки при оптимальных параметров на компрессоре.
· Выход из строя приборов КИП и А.
· Отсутствие освещения, при пожаре, стихийном бедствии, (самостоятельно без указаний свыше).
Возможные неполадки технологического процесса, их причины и способы их устранения
Таблица 6 Возможные неполадки, их причины и способы их устранения
|
Возможные производственные неполадки
|
Предельно допустимые значения, которые могут привести к аварии.
|
Причины возникновения аварийных ситуаций
|
Способы их возникновения
|
|
|
1. Падение давления на всасе
компрессора
7ВКГ50/7
|
0,05 кг/см2
|
Снижение добычи газа по место-
рождениям
|
Открытием задвижки №25 в увеличить давление на приёме компрессора
|
|
|
2. Повышение
давления газа
на выкиде
|
4,0кг/см2
|
Высокая
добыча газа
|
Открытием дв.№15
сбросить лишний газ на свечу.
|
|
|
3. Повышение температуры газомасляной
смеси
|
До 1000С
|
Высокая температура смазывающего масла
|
Проверить положение задвижек на входе и выходе с АВМ. Включить АВМ.
|
|
|
4. Вибрация агрегата
|
|
Нарушена центровка
|
Агрегат остановить для ремонта
|
|
|
5. Посторонний шум в ком-ре
|
|
Разбиты подшипники
|
Агрегат остановить для ремонта
|
|
|
6. Перегрузка электродвигателя
|
Эл. двигатель
200кВт не
более - 13А
Эл. двигатель
400кВт не
более - 31А
|
Большое давление на всосе инагнетании компрессора.
Заклинили подшипники.
|
Разгрузить агрегат, путём сброса избыточного давления на свечу.
Агрегат остановить для ремонта.
|
|
|
Уровень автоматизации и контроля за технологическим процессом
Таблица 7 Уровень автоматизации и контроля за тех. процессом
|
Наименование
оборудования
|
Наименование
параметров
|
Величина устанавливаемого предела (блокировки)
|
Сигнализация
|
|
| |
|
Min
|
Max
|
Min
|
Max
|
|
|
Винтовой
компрессор
7ВКГ50/7
№ 2,3,4,5.
|
1. Давление газа на входе.
|
|
0,2кг/см2
|
|
0,2кг/см2
|
|
|
2. Давление газа на выходе.
|
|
4,0кг/см2
|
|
4,0кг/см2
|
|
|
3. Температура на входе.
|
50С
|
150С
|
|
|
|
|
4. Температура газомаслянной смеси на выходе.
|
900С
|
1000С
|
|
1000С
|
|
|
5. Давление масла на входе.
|
1,2кг/см2
|
2,5кг/см2
|
1,2кг/см2
|
|
|
|
6. Температура масла на входе.
|
+50С
|
+600С
|
|
+600С
|
|
|
Электродвигатель ВАО 450 200кВт.
|
1. Номинальная нагрузка.
|
12А
|
27А
|
|
27А
|
|
|
2. Температура подшипников.
|
600С
|
800С
|
600С
|
800С
|
|
|
Электродвигатель ВАО 450 400кВт
|
1. Номинальная нагрузка.
|
27А
|
45А
|
|
45А
|
|
|
2. Температура подшипников.
|
600С
|
800С
|
600С
|
800С
|
|
|
Сепаратор газа Е-1 V-26м3
|
1. Давление
|
0,05кг/см2
|
0,2кг/см2
|
|
|
|
|
2. Температура
|
+50С
|
|
|
|
|
|
3. Объём жидкости
|
|
|
|
16м3
|
|
|
Маслоразделительная ёмкость Е-2 V-50м3
|
1. Давление
|
2,0кг/см2
|
4,0кг/см2
|
|
|
|
|
2. Температура
|
50С
|
1000С
|
|
|
|
|
3. Объём масла
|
|
|
12м3
|
|
|
|
Магистраль
|
Давление газа
|
1,5кг/см2
|
3,5кг/см2
|
1,5кг/см2
|
3,5кг/см2
|
|
|
3. Методы осушки газа проводимые на Павлоской ГКС
На Павловской газокомпрессорной станции для понижения температуры газа используют аппараты воздушного охлаждения, типа АВГ.
Аппараты воздушного охлаждения могут использоваться для осушки и частичного отбензинивания газа в тех случаях, когда температура газа превышает температуру окружающего воздуха.
Принцип действия аппаратов воздушного охлаждения следующий:
Газ проходит по батарее труб со значительной поверхностью теплообмена и охлаждается потоком воздуха, нагнетаемого вентилятором.
Чем больше разность температур газа и окружающего воздуха, тем больший эффект можно получить за счёт аппарата воздушного охлаждения.
В зависимости от расположения теплопередающей поверхности (секций труб), аппараты воздушного охлаждения подразделяются на горизонтальные (АВГ), вертикальные (АВВ) и зигзагообразные (АВЗ).
В аппаратах воздушного охлаждения применяются трубы длиной 1,5-8 м. Трубы собраны в секции. В каждой секции от 4 до 8 рядов труб.
Аппараты могут иметь различное число ходов охлаждаемого продукта по трубному пространству с учётом наиболее эффективного охлаждения продукта.
3.1 Выпадение конденсата углеводородных газов
Согласно данным “Технологической карты работы Павловской ГКС” технологическое давление газа на выходе из станции допускается поддерживать в пределах от 2 до 4 кг/см2, при фактическом его значении 2,4 кг/см2, которое и принято, как исходное для расчета весовых значений выпадения конденсата из газа при перекачке от 10 до 55 тыс. м3/сут, достигнутой конечной температуры охлаждения газа на ГКС и в линейной части газопровода.
Расчеты на возможность выпадения конденсата углеводородных газов проводились по уравнению концентрации:
Х=Хо/ 100К-(К-1)а, где:
Х - концентрация компонента в жидкой фазе;
Хо - концентрация компонента в исходной фазе;
К - константа равновесия (принимается из “Методики технологических расчетов. Компрессия газов.” Методика разработана институтом “Гипровостокнефть” г. Куйбышев в 1961 г. в качестве руководящего материала при проведении технологических расчетов для конкретных проектов);
а - доля исходной смеси, перешедшей в жидкую фазу.
Проведенными расчетами установлено, что начало перехода исходного состава газа из газообразного в жидкое состояние наступает при температуре +11°С и продолжается при его перекачке до выравнивания температуры газа с температурой грунта рассматриваемого сезона.
Согласно справочным данным сезонные температуры грунта на Урале и в Поволжье на глубине 1,6 - 1,8 м составляют: летом +10°С; весна-осень +5°С; зима +1°С.
Пример расчета весовых значений выпадения конденсата из газа при перекачке 55 тыс. м3 сут. газа, давлении нагнетания 2,4 кг/см2 и температуре грунта зимой +1°С приведен в таблице из которых следует, что при заданных условиях конденсатообразования при снижении температуры газа до +1°С из исходной смеси газов выпадает 5,3 т. конденсата.
Для построения сводной таблицы выпадения конденсата из газа при перекачке от 10 до 55 тыс. м3 газа в сутки по вышеуказанной методике выполнено 130 индивидуальных расчетов.
Таблица построена по принципу последовательного сложения суммы весовых значений выпадающего конденсата по мере остывания газа на 1°С, при различных объемах его перекачки.
В левой части таблицы приведены числовые значения температуры остывания газа от точки его росы +11°С, до температуры грунта в зимний период на глубине укладки газопроводов.
В нижней части таблицы утолщенными рамками выделены три значения сезонных температур газа соответствующих температурам грунта (летом, весной, осенью, зимой) и в графах 1-10 значения полного выпадения конденсата из газа, при достижении этих температур.
При использовании таблицы для определения веса конденсата способного выпадать при охлаждении газа, необходимо иметь достоверные данные об объемах его перекачки за сутки и температуру охлаждения газа на ГКС перед подачей его в газопровод.
Если, например, в летний период принять температуру охлаждения газа на ГКС равную +28°С и провести от нее слева направо условную линию до графы № 10, то увидим, что на ГКС конденсат не выпадает, но по мере охлаждения газа по пути его перекачки (спускаемся вниз по графе № 10 до температуры грунта +10°С) находим, что за сутки в газопроводе выпадает 1,5 тонны конденсата, а в зимний период при температуре грунта +1°С его выпадает 5,3 т. в сутки.
Необходимо отметить, что из-за отсутствия на ГКС конечного сепаратора для улавливания капельной влаги, масла и жидких углеводородов весь конденсат, выпадающий в технологических газопроводах ГКС, уносится потоком газа в газопровод внешнего транспорта газа.
3.2 Определение области конденсации тяжелых углеводородов из газа по трассе газопровода
Определение области конденсации тяжелых углеводородных газов основывается на расчетах изменения их температуры по длине газопровода.
Участки газопровода, где температура газа приближается или сравнивается с температурой окружающей среды, практически ограничивают область конденсации углеводородных газов и влаги по трассе газопровода.
За пределами этой области транспортируемый газ, как правило, стабилизирован и не выделяет жидкости (конденсата, влаги) при данной температуре грунта.
На основании расчетов по формуле Шухова получаем кривые зависимости изменения температуры транспортируемого нефтяного газа вдоль трассы газопровода.
Рисунок 1 - Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода
При совмещении кривых зависимости изменения температуры газа с данными расчетов линейных графиков выпадения конденсата из газа, получаем графики весовых значений выпадения конденсата из газа в зависимости от объёмов перекачки газа, температуры охлаждения его на ГКС и в линейной части газопровода, по которым можно определять не только расчетные предельные расстояния выпадения конденсата по трассе газопровода, но и его вес в любой заданной точке в пределах этого расстояния.
Построенные графики характеризуют три условных сезона года: лето, весна-осень, зима.
Из графиков следует, что в зимнее время выпадение конденсата может начаться на ГКС при охлаждении газа до +10°С, а конец выпадения конденсата наступит в газопроводе на расстоянии 4,6 км от ГКС.
В остальные сезоны года весь конденсат будет выпадать в газопроводе.
3.3 Влагосодержание газа
Влагосодержание - это количество паров воды, растворенных в единице объёма попутного нефтяного газа при заданных условиях.
Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.
Под абсолютной влажностью газа W при заданных: давлении и температуре, понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к объёму, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды.
Абсолютная влажность измеряется в кг/1000 м3.
Под относительной влажностью понимается отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных давлении и температуре.
Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.
Влагосодержание зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии.
Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.
Влагосодержание газа при заданных: давлении и температуре рассчитывается по следующей формуле:
где А и В - коэффициенты, которые зависят от температуры и не приводятся ввиду громоздкости таблицы (таблица содержит значения А и В для температуры в интервале от -40°С до +110°С, рассчитанные для плотности газа 0,6 г/см3.
При заданном давлении, совпадающим с табличным, в расчете используются константы А и В, совпадающие с приведенными в таблице.
В случае если давление не совпадает с табличными значениями, вла-гоемкость WТзад рассчитывается линейным интерполированием между влагоемкостями, рассчитанными по двум ближайшим табличным давлениям.
Сср - поправка на отклонение плотности данного газа от величины 0.6, рассчитывается по формуле:
Сср=0,927+0,156хб+0,00073хТзад - 0,079хб2 - 0,0011хбхТзад+0,0000001-Т2зад,
где б - относительная плотность газа по воздуху, рассчитывается на основе заданного химического состава газа;
Тзад - заданная температура,°С.
Расчеты весовых значений влагосодержания газа проведены по методике, описанной в “Руководстве по исследованию скважин”, ВНИИ-ГАЗ, Москва, “Наука”, 1995 г.[31]
Согласно расчетам, проведенным по вышеуказанной методике, в таблице приведены данные весовых значений влагосодержания газа от +30°С до +1°С, изменение расхода газа от 10 до 55 тыс. м3/сут., при постоянном давлении на ГКС 2,4 кг/см2.
Определение весовых значений выпадения капельной влаги из газа рассмотрим на следующем примере.
Так, если температура газа на выходе с ГКС в летнее время будет равна +29°С, а расход газа 55 тыс. м3/ сут. исходное влагосодержание газа будет равно 702 кг/сут. (см. таблицу №8).
При движении газа по газопроводу его температура начнет выравниваться с температурой грунта до +10°С, где конечное влагосодержание газа снизится до 219 кг/сут.
Следовательно, если от исходного влагосодержания газа равного 702 кг/сут. вычесть конечное его значение 219 кг/сут., то получим вес выпавшей влаги равный 483 кг/сут.
Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа Павловской ГКС в зависимости от объемов его перекачки при заданном начальном давлении 2.4 кг/см2, тонн/сут.
Таблица 8 Таблица расчетных данных весовых значений влагосодержания газа
|
Температура газа, град. Цельсия
|
При Q=10 тыс мЗ/сут
|
При Q=15 тыс мЗ/сут
|
При Q=20 тыс мЗ/сут
|
При Q=25 тыс мЗ/сут
|
При Q=30 тыс мЗ/сут
|
При Q=35 тыс мЗ/сут
|
При Q=40 тыс мЗ/сут
|
При Q=45 тыс мЗ/сут
|
При Q=50 тыс мЗ/сут
|
При Q=55 тыс мЗ/сут
|
|
|
1
|
0.021
|
0.032
|
0.043
|
0.056
|
0.064
|
0.075
|
0.086
|
0.097
|
0.107
|
0.118
|
|
|
2
|
0.023
|
0.035
|
0.046
|
0.058
|
0.069
|
0.081
|
0.092
|
0.104
|
0.115
|
0.127
|
|
|
3
|
0.025
|
0.037
|
0.050
|
0.062
|
0.074
|
0.087
|
0.099
|
0.111
|
0.124
|
0.136
|
|
|
4
|
0.026
|
0.040
|
0.053
|
0.066
|
0.079
|
0.093
|
0.106
|
0.119
|
0.132
|
0.146
|
|
|
5
|
0.028
|
0.043
|
0.057
|
0.071
|
0.085
|
0.100
|
0.114
|
0.128
|
0.142
|
0.156
|
|
|
6
|
0.030
|
0.046
|
0.061
|
0.076
|
0.091
|
0.106
|
0.122
|
0.137
|
0.152
|
0.167
|
|
|
7
|
0.033
|
0.049
|
0.065
|
0.081
|
0.098
|
0.114
|
0.130
|
0.147
|
0.163
|
0.179
|
|
|
8
|
0.035
|
0.052
|
0.070
|
0.087
|
0.104
|
0.122
|
0.139
|
0.157
|
0.174
|
0.191
|
|
|
9
|
0.037
|
0.056
|
0.075
|
0.093
|
0.112
|
0.131
|
0.149
|
0.168
|
0.186
|
0.205
|
|
|
10
|
0.040
|
0.060
|
0.080
|
0.099
|
0.119
|
0.139
|
0.159
|
0.179
|
0.199
|
0.219
|
|
|
11
|
0.043
|
0.064
|
0.085
|
0.106
|
0.128
|
0.149
|
0.170
|
0.192
|
0.213
|
0.234
|
|
|
12
|
0.045
|
0.068
|
0.091
|
0.113
|
0.136
|
0.159
|
0.181
|
0.204
|
0.227
|
0.249
|
|
|
13
|
0.049
|
0.073
|
0.098
|
0.122
|
0.147
|
0.171
|
0.195
|
0.220
|
0.244
|
0.269
|
|
|
14
|
0.052
|
0.079
|
0.105
|
0.131
|
0.157
|
0.183
|
0.209
|
0.236
|
0.262
|
0.288
|
|
|
15
|
0.056
|
0.083
|
0.111
|
0.139
|
0.167
|
0.194
|
0.222
|
0.250
|
0.278
|
0.306
|
|
|
16
|
0.059
|
0.088
|
0.118
|
0.147
|
0.176
|
0.206
|
0.235
|
0.265
|
0.294
|
0.323
|
|
|
17
|
0.063
|
0.094
|
0.125
|
0.156
|
0.188
|
0.219
|
0.250
|
0.282
|
0.313
|
0.344
|
|
|
18
|
0.066
|
0.100
|
0.133
|
0.166
|
0.199
|
0.232
|
0.265
|
0.299
|
0.332
|
0.365
|
|
|
19
|
0.071
|
0.106
|
0.142
|
0.177
|
0.212
|
0.248
|
0.283
|
0.318
|
0.354
|
0.389
|
|
|
20
|
0.075
|
0.113
|
0.150
|
0.188
|
0.226
|
0.263
|
0.301
|
0.338
|
0.376
|
0.413
|
|
|
21
|
0.080
|
0.120
|
0.160
|
0.200
|
0.240
|
0.280
|
0.320
|
0.360
|
0.400
|
0.440
|
|
|
22
|
0.085
|
0.127
|
0.169
|
0.212
|
0.254
|
0.296
|
0.339
|
0.381
|
0.423
|
0.466
|
|
|
23
|
0.090
|
0.135
|
0.180
|
0.225
|
0.270
|
0.316
|
0.361
|
0.406
|
0.451
|
0.496
|
|
|
24
|
0.096
|
0.143
|
0.191
|
0.239
|
0.287
|
0.335
|
0.383
|
0.430
|
0.478
|
0.526
|
|
|
25
|
0.101
|
0.152
|
0.202
|
0.253
|
0.304
|
0.354
|
0.405
|
0.456
|
0.506
|
0.557
|
|
|
26
|
0.107
|
0.160
|
0.214
|
0.267
|
0.321
|
0.374
|
0.427
|
0.481
|
0.534
|
0.588
|
|
|
27
|
0.113
|
0.170
|
0.227
|
0.284
|
0.340
|
0.397
|
0.454
|
0.511
|
0.567
|
0.624
|
|
|
28
|
0.120
|
0.180
|
0.240
|
0.300
|
0.360
|
0.420
|
0.480
|
0.540
|
0.600
|
0.661
|
|
|
29
|
0.128
|
0.191
|
0.255
|
0.319
|
0.383
|
0.446
|
0.510
|
0.574
|
0.638
|
0.702
|
|
|
30
|
0.135
|
0.202
|
0.270
|
0.337
|
0.405
|
0.472
|
0.540
|
0.607
|
0.675
|
0.742
|
|
|
Необходимо иметь в виду, что с понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.
Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором таково, что по условиям его транспорта (изменение давления и температуры) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает.
Если точка росы выше температуры, до которой может охладиться газ в газопроводе, т. е. приблизится к температуре грунта, то в таком газопроводе будет происходить конденсация воды.
В настоящее время значительная часть газопроводов находится в длительной эксплуатации и постоянно подвергаются внутренней коррозии под действием агрессивных компонентов (H2S, СО2, О2 и др.), содержащихся в водных растворах углеводородного конденсата.
Следовательно, улавливание конденсата и капельной влаги при ком-премировании газа на ГКС и своевременное удаление их из конденса-тосборников в расчетных точках газопроводов внешнего транспорта газа, является главной задачей неделимого технологического процесса, обеспечивающего безаварийный транспорт газа потребителям с соблюдением санитарных норм и условий безопасности.
3.4 Условия образования гидратов
Общая характеристика гидратов
Гидраты газов представляют собой твёрдые соединения, в которых молекулы газа при определённых давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решётки, образованных молекулами воды с помощью прочной водородной связи.
Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определённый состав. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит сваривания валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.
Чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидратов при одной и той же температуре. Экспериментально доказано, что в объёме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата.
Условия образования гидратов
Непременным условием образования кристаллогидратов является наличие в потоке газа воды в жидкой фазе.
Вода в жидкой фазе может быть в потоке газа только в том случае, если газ полностью насыщен водяными парами, т.е. относительная влажность газа равна единице.
Под относительной влажностью понимается отношение фактического содержания в газе водяного пара к максимально возможному содержанию его при данных давлении и температуре.
С понижением давления и повышением температуры максимальное содержание водяных паров в газе возрастает.
Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.
Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором такое, что по условиям транспорта (изменение температуры и давления) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает и, следовательно, условия образования гидратов отсутствуют.
Если точка росы газа выше температуры до которой может охладится газ в газопроводе, то в нем будет конденсироваться влага и появятся условия для гидратообразования.
Поэтому для прогнозирования мест образования и интенсивного накопления гидратов в различных частях технологической системы добычи и транспортировки газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.
Вместе с тем, наличие в потоке газа воды в жидкой фазе является необходимым, но еще не достаточным условием для образования гидратов, так как если устранить хотя бы одно из основных условий: высокое давление, низкую температуру или удалить из газа 60-70% воды, условий для образования гидратов не будет.
В инженерной практике возможные условия образования гидратов определяют по упрощенным гетерогенным диаграммам для индивидуальных газов или природных газовых смесей конкретных месторождений, построенных на основе экспериментально получаемых точек зависимых условий образования (разложения) гидратов в заданном диапазоне давлений и температур.
Более точные методы расчетов условий образования гидратов были предложены Д. Катцем с использованием констант равновесия системы газ -вода - гидрат по аналогии с равновесием пар - жидкость:
Кi = Хi / Zi,
где Кi - константа равновесия гидратообразования i-го компонента;
Хi - молекулярная доля i-го компонента в газовой фазе;
Zi - молярная доля I-го компонента в кристаллогидрате.
Начальное условие образования гидратов определяется по формуле:
У Zi = 1, или У Хi / Кi
Если указанная сумма меньше единицы, то при данных условиях гидраты не образуются.
В данном случае под условиями понимаются давление и температура, при которых определялись значения Кi.
Если эта сумма равна единице, то это означает, что при данных давлении и температуре гидраты начинают образовываться, т.е. соответствует равновесным условиям образования гидратов.
4. Характеристика промысловых газопроводов ГКС 'Павловка'
4.1 Техническая характеристика газопроводов попутного и природного газа
Промысловый газопровод 'Чернушка - Пермь' на его участке от ГКС 'Павловка' до ПК 560, предназначен для транспортировки попутного нефтяного газа с ГКС 'Павловка', осуществляющей прием газа с Павловского нефтегазового месторождения, ГКС 'Куеда' - прием газа с Куединской группы месторождений (Шагиртско-Гожанское, Альняшское, Быркинское, Красноярское, Гондыревское, Куединское месторождения), ГКС 'Танып' - прием газа с Таныпской группы месторождений (Таныпское, Северо-Таныпское, Асюльское месторождения), ГКС 'Константиновка' - прием газа с Константиновской площади Батырбайского месторождения до ГКС 'Кокуй' и центральной котельной г. Чернушка.
Промысловый газопровод природного газа 'ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' предназначен для транспортировки природного газа с ГКС 'Павловка' до центральной котельной г. Чернушка.
Основные технические характеристики газопроводов представлены в табл. 9,10,11,12
Основные технические характеристики газопровода попутного нефтяного газа 'Чернушка - Пермь' (до ПК 560)
Таблица 9 Основные технические характеристики газопровода
|
№пп
|
Наименование характеристики, размерность
|
Величина
|
|
|
1
|
Год ввода в эксплуатацию
|
1972
|
|
|
2
|
Класс газопровода
|
Промысловый
|
|
|
3
|
Категория газопровода*
|
III
|
|
|
4
|
Общая протяженность газопровода, м
|
56000
|
|
|
5
|
Наружный диаметр, мм
|
530
|
|
|
6
|
Толщина стенки, мм
|
8
|
|
|
7
|
Проектное максимально допустимое рабочее давление в газопроводе, МПа
|
1,6
|
|
|
|
|
|
|
Основные технические характеристики газопровода попутного газа
'Точка врезки в газопровод Чернушка- Центральная котельная'
Таблица 10 Основные технические характеристики газопровода
|
№пп
|
Наименование характеристики, размерность
|
Величина
|
|
|
1
|
Год ввода в эксплуатацию
|
1979
|
|
|
2
|
Класс газопровода
|
Промысловый
|
|
|
3
|
Категория газопровода *
|
III
|
|
|
4
|
Общая протяженность газопровода, м
|
6000
|
|
|
5
|
Наружный диаметр, мм
|
426
|
|
|
6
|
Толщина стенки, мм
|
8
|
|
|
7
|
Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа
|
1,6
|
|
|
Основные технические характеристики газопровода природного газа ТКС 'Павловка' - г. Чернушка'
Таблица 11 Основные технические характеристики газопровода
|
№пп
|
Наименование характеристики, размерность
|
Величина
|
|
|
1
|
Год ввода в эксплуатацию
|
1996
|
|
|
2
|
Класс газопровода
|
Промысловый
|
|
|
3
|
Категория газопровода *
|
III
|
|
|
4
|
Общая протяженность газопровода, м
|
13250
|
|
|
5
|
Наружный диаметр, мм
|
325
|
|
|
6
|
Толщина стенки, мм
|
8
|
|
|
7
|
Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа
|
1,6
|
|
|
Основные технические характеристики газопровода природного газа ТКС 'Павловка' - г. Чернушка' (быт)
Таблица 12 Основные технические характеристики газопровода
|
№пп
|
Наименование характеристики, размерность
|
Величина
|
|
|
1
|
Год ввода в эксплуатацию
|
1967
|
|
|
2
|
Класс газопровода
|
Промысловый
|
|
|
3
|
Категория газопровода *
|
III
|
|
|
4
|
Общая протяженность газопровода, м
|
11300
|
|
|
5
|
Наружный диаметр, мм
|
273
|
|
|
6
|
Толщина стенки, мм
|
8
|
|
|
7
|
Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа
|
1,6
|
|
|
Примечание: Категории газопроводов определены в соответствии с п.2 'Правил по ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов' (РД 39-132-94).[32]
Трасса газопроводов пересекает реку Б. Танып и малые ручьи, а также автодороги с асфальтовым и грунтовым покрытием, болота, пруды и овраги, а также железную дорогу, где категория газопроводов повышается. Участки газопроводов повышенной категории определяются в соответствии с РД 39-132-94.[32] Переходы газопроводов через дороги, ручьи, реки выполнены в соответствии с проектом. Район прохождения газопроводов покрыт лесами таежного типа: береза, пихта, ель, осина. Район прохождения газопроводов ненаселен, поэтому дорожная сеть развита слабо.
Промысловый газопровод 'Чернушка - Пермь' (до ПК 560) построен из стальных электросварных труб Ст.З СП гр. А, В по ГОСТ 1074-63 диаметром 530 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.
Промысловый газопровод 'Т. вр. - г. Чернушка' (от 'Чернушка - Пермь') построен из стальных электросварных труб Ст.З по ГОСТ 1074-63 диаметром 426 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.
Попутный нефтяной газ транспортировался по газопроводу диаметром 426 х 8 мм от точки врезки газопровода 'Чернушка - Пермь' до центральной котельной г. Чернушка. Природный газ транспортировался по газопроводу диаметром 325 х 8 мм от ГКС 'Павловка' до этой же котельной. В настоящее время, участок газопровода попутного газа от р. Б. Танып (ПК-47) до центральной котельной выведен на ремонтные работы по замене дефектных участков трубы, взамен ему построен участок газопровода попутного газа от ПК-47 до ПК-55, трубой диаметром 325 х 8 мм, который соединил газопровод попутного газа с газопроводом природного газа через запорную арматуру №10, вследствие чего, на газопроводе появились участки труб, отличающихся от выше перечисленных по марке стали и ГОСТам.
Промысловый газопровод природного газа 'ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' (бытовой) построен из стальных электросварных труб Ст.2 по ГОСТ 8734-58 диаметром 273 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.
Газопроводы подземные с заглублением 1 м
Для защиты газопроводов от почвенной коррозии и блуждающих токов применяется наружная изоляция газопроводов - битумно-резиновая усиленного и нормального типа, а также применяется пленочная изоляция. Для изоляции отдельных участков и проведения технологических и регламентных работ, изменения направления движения потока газа на газопроводах установлены отключающие устройства. Отключающие устройства установлены на всех ответвлениях от газопроводов, как для приема газа с других ГКС, так и для подачи газа местным потребителям, на продувочных свечах и влагоконденсатосборниках, в начале и конце переходов через реки. Назначение, тип, отключающих устройств, их рабочие характеристики и места установок приведены в табл. 13.
В настоящее время на трассе газопровода 'Чернушка - Пермь' выполнены врезки промысловых газопроводов:
ПК 114+90 - от ГКС 'Куеда';
ПК 289+80 - от ГКС 'Танып';
ПК 311 - от ГКС 'Константиновка';
ПК 679 - от ГУ Сретенского нефтяного месторождения;
ПК 739 - от ГУ Сосновского нефтяного месторождения.
Защита газопроводов от электрохимической коррозии, блуждающих токов осуществляется при помощи установок ЭХЗ. Коррозионная активность грунтов на трассах трубопроводов колеблется от средней до высокой. Измерения поляризационных потенциалов производились по ГОСТ 9.602-89. Применяемые установки и их расположение представлены в табл. 1.6.
Данные по линейным задвижкам, установленным на газопроводах
Таблица 13 Данные по линейным задвижкам
|
№№
|
№по схеме
|
Типоразмер устройства
|
Наименование устройства
|
Место установки, ПК
|
|
|
'Чернушка - Пермь'
|
|
|
Линейные отключающие устройства
|
|
|
1
|
1
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
60+50
|
|
|
2
|
2
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
115
|
|
|
3
|
3
|
ЗКЛ 300-16
|
Кран бесколодезный
|
311+10
|
|
|
4
|
4
|
ЗКЛ 300-16
|
Кран бесколодезный
|
439
|
|
|
5
|
5
|
500-64
|
Кран бесколодезный
|
580
|
|
|
6
|
6
|
500-64
|
Кран бесколодезный
|
910
|
|
|
Влагоконденсатосборники
|
|
|
7
|
1а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
2+80
|
|
|
8
|
2а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
28
|
|
|
9
|
3'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
53
|
|
|
10
|
4а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
75+40
|
|
|
Продолжение таблицы 13
|
|
|
|
|
11
|
5а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
116
|
|
|
12
|
6а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
226
|
|
|
13
|
7а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
280+50
|
|
|
14
|
8'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
303+50
|
|
|
15
|
9а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
315
|
|
|
16
|
10'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
320+75
|
|
|
17
|
11'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
341
|
|
|
18
|
12а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
372
|
|
|
19
|
13'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
434
|
|
|
20
|
14а
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
453+45
|
|
|
21
|
15'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
498+40
|
|
|
22
|
16'
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
565+30
|
|
|
Запорная арматура на отпайках линейной части
|
|
|
23
|
7
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на УППН
|
6+20
|
|
|
24
|
8
|
ЗКЛ 100-16
|
Запорная арматура. Газ на совхоз 'Дружный'
|
33
|
|
|
25
|
9
|
ЗКЛ 400-16
|
Газ на центр, котельную г. Чернушка
|
60+50
|
|
|
10
|
ЗКЛ 150-16
|
|
|
|
|
11
|
ЗКЛ 100-16
|
Продувочная свеча
|
|
|
|
26
|
12
|
ЗКЛ 150-64 (2шт)
|
Кран продувочной свечи
|
114+90
|
|
|
27
|
13
|
200-16
|
Кран бесколодезный. Газ с ГКС 'Куеда'
|
114+90
|
|
|
28
|
14
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на д. Рябки
|
115
|
|
|
29
|
15
|
ЗКЛ 50-16
|
Сифон
|
183+20
|
|
|
30
|
16
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на котельную ЦДНГ-6
|
287+60
|
|
|
31
|
17
|
ЗКЛ 200-16
|
Газ с ГКС 'Танып'
|
289+80
|
|
|
32
|
18
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на с. Деменево
|
305
|
|
|
33
|
19
|
ЗКЛ 300-16
|
Кран бесколодезный. Газ с ГКС 'Константиновка'
|
311+20
|
|
|
20
|
ЗКЛ 150-16
|
|
|
|
|
21
|
ЗКЛ 150-16
|
|
|
|
|
22
|
ЗКЛ 150-16
|
Кран продувочной свечи
|
|
|
|
34
|
23
|
ЗКЛ 200-16
|
Газ на с. Калиновка
|
306
|
|
|
35
|
24,25
|
ЗКЛ 150-64
|
Кран продувочной свечи
|
438+90,439+10
|
|
|
36
|
26
|
ЗКЛ 150-16
|
Газ в колхоз Ломь
|
565+30
|
|
|
37
|
27,28
|
ЗКЛ 150-64
|
Кран продувочной свечи
|
579+95, 580
|
|
|
38
|
29
|
ЗКЛ 150-16
|
Газ со Сретенского месторождения
|
679
|
|
|
39
|
30
|
ЗКЛ 200-16
|
Газ с Сосновского месторождения
|
739
|
|
|
40
|
31
|
ЗКЛ 100-16
|
Запорная арматура продувочной свечи
|
795
|
|
|
Попутный газ 'ГКС 'Павловка' - г. Чернушка'
|
|
|
Линейные отключающие устройства
|
|
|
41
|
1
|
ЗКЛ 400-16
|
Секущая задвижка
|
0
|
|
|
42
|
2
|
ЗКЛ 400-16
|
Секущая задвижка
|
18+60
|
|
|
43
|
3
|
ЗКЛ 200-16
|
Задвижка узла переключения
|
18+65
|
|
|
44
|
4
|
ЗКЛ 400-16
|
Секущая задвижка
|
18+80
|
|
|
45
|
5
|
ЗКЛ 400-16
|
Секущая задвижка
|
29+30
|
|
|
46
|
6
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
46+80
|
|
|
47
|
7
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
47+40
|
|
|
48
|
8
|
ЗКЛ 300-16
|
Отключающая задвижка
|
55
|
|
|
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
|
|
|
49
|
9
|
ЗКЛ 150-16
|
Подключающая задвижка
|
0
|
|
|
50
|
10
|
ЗКЛ 300-16
|
Соединительная задвижка
|
18
|
|
|
51
|
11
|
ЗКЛ 100-16
|
Задвижка продувочной свечи
|
18+70
|
|
|
52
|
12
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на 'ЧУРС'
|
21+30
|
|
|
53
|
13
|
ЗКЛ 80-16
|
Газ на 'Лукойл-Бурение-Пермь'
|
29+30
|
|
|
54
|
14
|
ЗКЛ 250-16
|
Газ на 'Чернушкастройкерамику'
|
42+50
|
|
|
55
|
15
|
ЗКЛ 150-16
|
Газ на 'ДОРОС'
|
48+50
|
|
|
56
|
16а
|
ЗКЛ 50-16
|
Влагоконденсатосборник
|
16+80
|
|
|
Природный газ 'ГКС 'Павловка' - г. Чернушка'
|
|
|
Линейные отключающие устройства
|
|
|
57
|
1
|
ЗКЛ 300-40
|
Секущая задвижка
|
0
|
|
|
58
|
2
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
82
|
|
|
59
|
3
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
82
|
|
|
60
|
4
|
ЗКЛ 300-16
|
Секущая задвижка
|
121+30
|
|
|
61
|
5
|
ЗКЛ 300-16
|
Отключающая задвижка
|
132+50
|
|
|
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
|
|
|
62
|
6
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на д. Трун
|
7+40
|
|
|
63
|
7
|
ЗКЛ 200-16
|
Газ на УППН
|
6+20
|
|
|
64
|
8
|
ЗКЛ 50-16
|
Влагоконденсатосборник
|
28
|
|
|
65
|
9
|
ЗКЛ 50-16
|
Влагоконденсатосборник
|
107
|
|
|
66
|
10
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на 'ЧУРС'
|
84*
|
|
|
67
|
11
|
ЗКЛ 80-16
|
Газ на 'Лукойл-Бурение-Пермь'
|
92*
|
|
|
68
|
12
|
ЗКЛ 200-16
|
Газ на 'Чернушкастройкерамику'
|
107
|
|
|
69
|
13
|
ЗКЛ 150-16
|
Газ на 'ДОРОС'
|
110
|
|
|
70
|
14
|
ЗКЛ 50-16
|
Газ на газонаполнительную станцию
|
115
|
|
|
71
|
15
|
ЗКЛ 80-16
|
Газ на 'АПИС'
|
124+50
|
|
|
72
|
16
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на 'MACКО'
|
125
|
|
|
Природный газ 'ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' (быт)
|
|
|
Линейные отключающие устройства
|
|
|
73
|
1
|
ЗКЛ 200-16
|
Секущая задвижка
|
0
|
|
|
74
|
2
|
11С273БК 200-64
|
Секущий безколодезный кран
|
113
|
|
|
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
|
|
|
75
|
3
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на д. Дмитревка
|
19
|
|
|
76
|
4
|
ЗКЛ 100-16
|
Газ на совхоз Дружный
|
27
|
|
|
|
Влагоконденсатосборники
|
|
|
|
77
|
5
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
18
|
|
|
78
|
6
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
26
|
|
|
79
|
7
|
ЗКЛ 50-16
|
Запорная арматура
|
89
|
|
|
Таблица 14 Данные по установкам катодной защиты, установленным на газопроводах
|
№№
|
№ на схеме
|
Типоразмер установки
|
Место установки, ПК
|
Потенциал на трубе, В, (не менее -0,85)
|
|
|
'Чернушка - Пермь'*
|
|
|
1
|
1
|
УКЗВ 6/4
|
11+60
|
-1,1
|
|
|
2
|
2
|
УКЗВ 6/4
|
40+30
|
-1,1
|
|
|
3
|
3
|
ПТА-3,0
|
70+50
|
-0,95
|
|
|
4
|
4
|
УКЗВ 10/4
|
140
|
-1,2
|
|
|
5
|
5
|
ПТА-3,0
|
210+70
|
-0,95
|
|
|
6
|
6
|
КСС-1200
|
300
|
-1,4
|
|
|
7
|
7
|
КСС-1200
|
410
|
-0,95
|
|
|
8
|
8
|
ПТА-3,0
|
450+70
|
-1,0
|
|
|
9
|
9
|
УКЗВ 6/4
|
560
|
-1,0
|
|
|
10
|
10
|
КСС-1200
|
800
|
-1,05
|
|
|
Природный газ ТКС 'Павловка' - г. Чернушка'**
|
|
|
11
|
11
|
УКЗВ-6
|
12+80
|
-1,0
|
|
|
12
|
12
|
ПТА-3,0
|
28+50***
|
-0,9
|
|
|
13
|
13
|
ПСК-3,0
|
50+80
|
-0,85
|
|
|
14
|
14
|
ПТА-3,0
|
29+30***
|
-1,1
|
|
|
15
|
15
|
УКЗВ-10
|
47+60***
|
-0,85
|
|
|
16
|
16
|
АРТЗ-3,0
|
52***
|
-0,9
|
|
|
17
|
17
|
УКЗВ-10
|
120
|
-1,0
|
|
|
Характеристика транспортируемого газа
Попутный газ, транспортируемый по промысловым газопроводам 'Чернушка - Пермь' и ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' представляет собой продукт I и II ступеней сепарации нефти на ДНС Павловской группы месторождений.
Природный газ, транспортируемый по промысловым газопроводам ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' и ГКС 'Павловка' - г. Чернушка' (быт) представляет собой газ с Григорьевской и Павловской площадей верейской газовой залежи Павловского месторождения (газ и газоконденсат под действием пластового давления (8,4 МПа) по НКТ поступает на поверхность. На устьях скважин с помощью дроссельных шайб давление газа редуцируется с 8,4 МПа до 1,7 МПа и происходит низкотемпературная сепарация газа и газоконденсата. Затем газ по шлейфам скважин и газосборным коллекторам поступает на ГКС).
4.2 Требования по эксплуатации и техническому обслуживанию газопроводов систем транспортировки газа
Требования по контролю за проходным давлением в различных точках систем транспортировки газа.
Проходное давление в каждой точке системы транспортировки газа не должно превышать величины рабочего давления для каждого конкретного трубопровода. Величины рабочих давлений представлены в таблицах. Если давление в любой точке системы транспортировки газа превышает рабочее давление, то это свидетельствует или о произведенных несанкционированных переключениях запорной арматуры или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах, появившихся в результате образования гидратов, скоплений газоконденсата, неисправности или перекрытия запорной арматуры. Если во время транспортировки газа происходит скачкообразное падение давления, то это свидетельствует или о выполненных несанкционированных переключениях запорной арматуры или о потере герметичности трубопроводов.
На выкидах нагнетательных установок (компрессоров 7 ВКГ-50/7) на ГКС должны быть установлены электроконтактные манометры, отключающие компрессорные агрегаты при превышении давления транспортируемого газа величины рабочего давления в трубопроводах, а также при падении давления транспортируемого газа ниже величины, установленной регламентами по эксплуатации ГКС. Показания манометров на насосных агрегатах должны контролироваться машинистами ГКС.
На выкидных линиях компрессорных агрегатов, узлах запорной арматуры, в местах установки конденсатосборников для контроля за проходными давлениями должны быть установлены манометры. Показания этих манометров должны ежесменно контролироваться линейными обходчиками с обязательной фиксацией в вахтенном журнале. По результатам контроля должны строиться эмпирические графики изменения давлений во всех точках транспортировки газа, оборудованных манометрами, в зависимости от времени перекачки (зима, весна, лето, осень). При невозможности постоянного отслеживания давлений по манометрам, установленным в труднодоступных местах трасс газопроводов, на этих точках должны быть установлены манометры, оборудованные блоками памяти. Во всех случаях превышения давления в любой точке системы транспортировки величины рабочего давления, а также в случае скачкообразного падения давления обслуживающий персонал должен немедленно доложить о случившемся диспетчеру предприятия, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.
4.3 Требования по очистке внутренних полостей газопроводов от скоплений газоконденсата и гидратов
Организация и проведение очистки полостей газопроводов от газоконденсата и гидратов должны включать в себя следующие основные технологические операции:
оценку состояния внутренней полости трубопроводов и определение необходимости очистки;
определение вида отложений;
обоснование периодичности очисток трубопроводов, а также метода очистки (механической, химической, термической и комбинированной);
производство работ по очистке трубопроводов;
оценку и регистрацию результатов очистки.
Оценка состояния внутренней полости трубопроводов, определение вида отложений в трубопроводах, обоснование периодичности очисток трубопроводов проводятся на основании данных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопроводов периодической очистки. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений должны проводиться также и при ревизиях трубопроводов.
Для удаления воды и конденсата газопроводы должны быть оборудованны дреннажными устройствами и влагоконденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления.
Влагоконденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости. Наземная часть влагоконденсатосборника должна помещаться в кожухе или в ограждении с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц. На ограждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.
Очистка полостей газопроводов должна выполняться в соответствии с 'Инструкцией по очистке полостей газопроводов'. Инструкция на проведение очистки полостей трубопроводов должна предусматривать:
организацию очистных работ;
технологию очистки (включая переключение запорной арматуры);
методы и средства устранения отказов оборудования;
требования промышленной безопасности и противопожарные мероприятия;
вопросы утилизации вынесенных при очистке продуктов.
Все технологические операции по очистке внутренних полостей газопроводов выполняются эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в очистке внутренних полостей газопроводов. Очистку внутренних полостей газопроводов разрешается проводить при наличии наряда-допуска, устойчивой связи между постами, диспетчерской службой, журнала регистрации данных по проведению работ.
Во время проведения очистных работ категорически запрещаются:
проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне очищаемого газопровода;
присутствие на площадках линейных задвижек или кранов очищаемого участка газопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;
переезд трассы очищаемого газопровода транспортом и механизмами.
Все виды очистки трубопроводов сопровождаются составлением соответствующих актов и вкладываются в паспорта ответственных газопроводов.
Методика определения конкретных условий конденсации, расчет выпадения конденсата и влаги (в зависимости от технологических и климатических особенностей), определение области выпадения конденсата и влаги на трассах газопроводов внешнего транспорта, должны быть изложены в отдельно разработанном документе 'Выпадение конденсата углеводородных газов на газопроводах внешнего транспорта.
4.4 Требования по защите от внешней и внутренней коррозии
Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается научно-исследовательскими организациями и в общем случае включает:
технологические методы - мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение; специальные методы защиты, включающие применение покрытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимическую защиту;
контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.
Контроль за коррозионным состоянием оборудования помимо визуального осмотра должен осуществляться методом ультразвуковой и магнитной толщинометрией, или другими эффективными методами.
Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого вида оборудования и трубопроводов устанавливаются в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций.
Мероприятия по защите от внутренней коррозии газопроводов должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды. Для выявления данных факторов необходимо проведение специальных исследований и организация коррозионного мониторинга.
Защита трубопроводов систем транспортировки газа должна предусматривать технологические методы борьбы с коррозией, а также ингибиторную защиту. Защита газопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата. Необходимость в применении ингибиторной защиты от внутренней коррозии трубопроводов систем внешнего транспорта газа должна быть определена на основании результатов коррозионного мониторинга, выполняемого специализированной организацией. Для его осуществления трубопроводы должны быть оснащены оборудованием для коррозионного мониторинга, имеющего разрешение Ростехнадзора на применение. Если результаты коррозионного мониторинга покажут необходимость в применении ингибитора коррозии, то системы транспортировки газа должны быть оснащены установками для подачи реагента БР-2,5, БР-10 (ОСТ 26-02-376-72). Конкретная марка ингибитора определяется путем проведения лабораторных испытаний. Для оперативного контроля за изменением свойств транспортируемого газа необходимо ежегодно обновлять информацию по ее физико-химическим свойствам и компонентному составу.
Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора. Ингибиторы коррозии в защищаемый газопровод или систему газопроводов подаются в соответствии с технологическим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора.
Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:
проверить исправность технических средств закачки ингибиторов и узлов контроля за скоростью коррозии;
установить фактический удельный расход ингибитора и его соответствие режиму закачки, рекомендованному инструкцией по применению и технологическим регламентом;
оценить защитное действие ингибитора путем сравнения скоростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на контрольных точках трубопровода до и при подаче в систему ингибитора.
Защитный эффект на конечном участке трубопровода должен быть не менее 80%.
Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии осуществляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86[33] по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в систему, а также методом линейной поляризации.
Защита газопроводов от внешней коррозии должна осуществляться с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты.
Все трубопроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите. ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений.
В процессе эксплуатации трубопроводов необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится методами, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных местах.
Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже одного раза в месяц. По результатам должен быть составлен соответствующий акт и вложен в паспорт трубопровода. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ Р 51164-98. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графику ППР, составленному в соответствии с РД 39-30-142-79[34] 'Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов'.
4.5 Требования по уходу за трассами газопроводов
Трассы газопроводов через каждый километр и в местах поворота должны быть закреплены на местности постоянными знаками высотой 1,5-2 м. Знак должен содержать следующую информацию:
перекачиваемая среда;
наименование трубопровода;
пикетаж трассы;
диаметр и толщина стенки, мм;
номер телефона диспетчерской службы предприятия;
величина охранной зоны (расстояние от оси по обе стороны трубопровода), м;
глубина залегания трубопровода до верхней образующей, м.
Знак устанавливается с правой стороны от трубопровода по ходу движения среды, перпендикулярно к трубопроводу, на расстоянии 1 м от него.
Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:
пересечения автомобильных дорог I, II, III категорий;
переходы через крупные овраги при ширине более 50 м;
переходы через каналы;
переходы через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.
Исходя из условий обслуживания, арматура на трубопроводах должна
иметь площадки, ограждения и надписи с номерами согласно технологической схемы, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: 'Закрыто' и 'Открыто'.
К любой точке трассы любого трубопровода должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопровод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода. Трассы несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси трубопроводов должны периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы, ширина последней определяется 'Правилами устройства электроустановок'.
Для защиты трубопроводов от размыва и оголения необходимо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин. Развивающиеся овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трасс трубопроводов, которые при своем развитии могут достичь трубопроводов, должны укрепляться. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншеям и размыв трубопроводов. Переходы трубопроводов через автомобильные дороги должны выполняться в защитных футлярах.
По всем трассам в процессе эксплуатации должны поддерживаться глубины заложения трубопроводов, измеряемые от поверхности земли до верхней образующей трубопроводов, не менее:
На непахотных землях вне постоянных проездов при условном диаметре 300 мм и менее - 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм - 0,8 м.
0,6 м - для всех диаметров, на непахотных землях вне постоянных проездов, в болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин;
1,0 м - на пахотных и орошаемых землях;
1,1м- при пересечении местных (промысловых) автомобильных дорог.
Фактическая глубина заложения должна контролироваться:
визуально - 2 раза в год (весной, осенью);
трассоискателем или шурфованием - 1 раз в 3 года.
Уход за трассами, периодический осмотр трасс и сооружений трубопроводов, выявление утечек газа, газоконденсата и других нарушений и неисправностей, контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды должны осуществлять линейные обходчики дежурной смены. Обо всех неполадках на трассах персонал, обслуживающий трубопроводы, должен немедленно сообщать мастеру, посредством носимой или мобильной радиостанций.
4.6 Требования по установке охранных зон и знаков безопасности
Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопровода должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов:
вдоль трассы трубопровода - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м от оси трубопровода с каждой стороны;
на землях сельскохозяйственного назначения охранная зона ограничивается условными линиями, проходящими в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны;
вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль подводных переходов трубопровода - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от оси трубопровода на 100 м с каждой стороны.
В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:
перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных приборов;
открывать двери и калитки ограждений узлов запорной арматуры, других линейных устройств, открывать и закрывать задвижки;
устраивать всякого рода свалки, выливать растворы солей, кислот и щелочей;
разрушать берегоукрепительные сооружения, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию от аварийного разлива транспортируемого продукта;
производить дноуглубительные и землечерпательные работы;
размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.
В охранных зонах трубопроводов сторонними организациями без письменного согласия организации, их эксплуатирующей, запрещается:
возводить любые постройки и сооружения;
высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;
сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды.
На территориях охранных зон трубопроводов не допускается:
устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом;
производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем;
производство всякого рода горных, строительных, монтажных, взрывных работ, планировка грунта;
производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательских работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта.
Приказом по предприятию назначаются лица, ответственные за эксплуатацию трубопроводов, в обязанности которых входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в эксплуатационную документацию.
На трассах трубопроводов должны быть установлены знаки безопасности, сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.
Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласования с соответствующими органами государственного надзора. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены.
Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не представляли опасности.
Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с УСиР дорог - владельцем дороги:
на переходах через реки - на границе охранной зоны трубопровода, но не ближе 100 м от оси;
на пересечениях с автодорогами I, II, III класса -- на расстоянии 300м от оси трубопровода;
на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси.
Предупредительные знаки, означающие: 'Остановка транспорта запрещена', и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т. п.
4.7 Требования по ревизиям и диагностике газопроводов
Основным методом контроля за надежной и безопасной работой газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется техническое состояние трубопроводов, их элементов и деталей. Ревизии проводит отдел технического надзора предприятия совместно с начальниками и мастерами цехов. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния газопроводов и возможности их дальнейшей эксплуатации.
Сроки проведения ревизий газопроводов устанавливаются администрацией Общества посредством графика контрольных осмотров, ревизий и диагностики, в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации газопроводов, результатов наружных осмотров предыдущих ревизий и диагностики, от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трасс, а также экономической целесообразности и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию газопроводов в период между ревизиями. При этом участки газопроводов 1 категории на расстоянии более и менее 200 м от мест обслуживания людьми должны ревизироваться не реже 1 раза в год, участки газопроводов 2 категории на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми должны ревизироваться не реже 1 раза в год, более 200 м от мест обслуживания людьми не реже 1 раза в два года, участки газопроводов 3 категории на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми (УППН, ГКС, узлы запорной арматуры и т.п.) должны ревизироваться не реже 1 раза в 2 года. Остальные участки - не реже 1 раза в 4 года. Ревизии должны быть приурочены к планово-предупредительным ремонтам отдельных участков и узлов газопроводов.
Выбор и согласование с начальником цеха, участков для ревизии и диагностики осуществляет отдел технического надзора, а утверждает главный инженер предприятия. При этом следует выбирать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, газоконденсата, гидратов, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.
При ревизии намеченного участка газопровода необходимо:
освободить (по возможности) газопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;
провести тщательный наружный осмотр;
провести (по возможности) внутренний осмотр газопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при их отсутствии производят вырезку участка газопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом);
простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;
при возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;
проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;
проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно - прокладок;
испытать газопровод на прочность и плотность в случаях производства на нем ремонтных работ;
проверяются механические свойства металла труб, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.
Результаты ревизии заносят в паспорта (эксплуатационные журналы) трубопроводов и сопоставляют с результатами предыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.
При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопровод выбраковывается.
Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с требованиями действующих нормам и правил безопасности. Все участки трубопровода, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность.
Объемы работ при ревизиях газопроводов определяет отдел технического надзора.
Оценка состояния контролируемого участка газопровода должна осуществляться с обязательным использованием методов технической диагностики с учетом конкретных условий и требуемой надежности контроля.
Основными методами контроля газопроводов являются:
традиционные (ультразвуковой, радиографический, акустический, магнитопорошковый);
акустико-эмиссионный;
внутритрубная диагностика;
метод магнитной памяти металла;
твердометрия;
электрометрия;
комбинация предыдущих методов.
Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться специализированной диагностической организацией имеющей аттестованную лабораторию и соответствующую лицензию на выполнение данного вида работ в каждом конкретном случае с учетом разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.
Результаты контроля должны быть зафиксированы в паспортах газопроводов и соответствующих заключениях (актах) диагностической организации. Форма заключения (акта) устанавливается отделом технического надзора предприятия.
В заключении диагностической организации должны фиксироваться следующие сведения:
паспортно-эксплуатационные данные о трубопроводе (наименование, назначение, категория, протяженность, диаметр и толщина стенки, рабочее и технологическое давления, марка стали и ГОСТ, тип изоляции, год ввода в эксплуатацию);
план и профиль трассы с расположением трубопровода на местности и нанесенными потенциально опасными участками трубопровода, местами расположения шурфов (с привязкой к пикетам);
заключение о глубине заложения трубопровода с пикетажем наземных и оголенных участков;
заключения по электрометрическим измерениям: заключение о качестве и сплошности изоляционного покрытия с указанием пикетажа обнаруженных дефектов и заключение о эффективности работы ЭХЗ трубопровода с указанием пикетажа зон, не защищенных ЭХЗ;
заключения о результатах визуального осмотра наземных, оголенных участков и участков в шурфах; перечень и пикетаж выявленных одиночных коррозионных повреждений и мест коррозионного и водородного растрескивания металла трубы трубопровода;
заключение о результатах ультразвуковой толщинометрии стенок трубопровода;
заключение о результатах контроля механических (прочностных) характеристик металла трубы трубопровода;
заключение о результатах исследования напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков трубопровода;
заключение акустико-эмиссионного контроля потенциально опасных участков трубопровода;
заключение о качестве проверенных сварных швов;
расчет скорости коррозии стенки трубы трубопровода;
расчет на прочность;
расчет оценки остаточного ресурса характерных участков трубопровода.
Заключение прикладывается к паспорту газопровода.
Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности. Трубы, используемые для замены поврежденных участков трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам. Все участки трубопровода, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность с составлением акта. Акт заносится в паспорт газопровода вместе с сертификатами качества на трубы и электроды.
4.8 Требования по периодическим испытаниям газопроводов
Надежность работы газопроводов должна проверяться путем периодических испытаний на прочность и плотность. Периодические испытания газопроводов должны выполняться в соответствии с инструкцией и планом производства работ, утверждаемыми начальником цеха предприятия. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, но не реже одного раза в 8 лет.
Газопроводы испытываются на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления в течение 24 часов. После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов. Периодические испытания трубопроводов проводятся под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актами. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газопровода, на основании соответствующих актов делает записи о результатах испытаний и назначает сроки следующих испытаний в паспортах газопроводов. Акты испытаний прикладываются к паспортам газопроводов.
4.9 Требования по плановым и аварийным ремонтам газопроводов
Объемы ремонтных работ на газопроводах и сроки их выполнения определяются по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, актов-предписаний представителей ПМУ по экологическому и технологическому надзору, отдела технического надзора промышленно-экологической безопасности и охраны труда предприятия, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности.
Ремонт трубопроводов подразделяется на планово-предупредительный и аварийный.
Планово-предупредительный ремонт выполняется в соответствии с годовым графиком ППР утверждаемым главным инженером предприятия.
Текущий ремонт - минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей.
Текущий ремонт подразделяется на:
1. профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;
2. непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.
К текущему ремонту газопроводов относятся:
· ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводами;
· устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;
· очистка внутренней полости газопровода от скоплений воды, газоконденсата и гидратов;
· проверка состояния и ремонт изоляции трубопроводов шурфованием;
· ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и смазки;
· ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;
· проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец;
· замер толщин стенок трубопроводов ультразвуковым толщиномером;
· подготовка линейных объектов трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;
· окраска линейных сооружений.
Мероприятия по текущему ремонту газопроводов проводятся в основном без остановки перекачки.
Капитальный ремонт - наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.
К капитальному ремонту линейной части газопроводов относятся:
все работы, выполняемые при текущем ремонте;
вскрытие траншей трубопроводов, осмотр и частичная замена изоляции;
ремонт или замена дефектных участков трубопроводов и запорной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;
замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;
просвечивание сварных швов;
продувка или промывка, испытание трубопроводов на прочность и плотность;
окраска надземных частей трубопроводов;
ремонт колодцев и ограждений;
берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах трубопроводов через водные преграды;
сооружение защитных кожухов на пересечениях с автомобильными дорогами;
ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.
Техническое обслуживание и текущий ремонт газопроводов осуществляются силами предприятия с привлечением, по необходимости, специализированных сервисных организаций, согласно составленных и утвержденных месячных планов работ.
План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает в себя:
наименование объекта, места проведения работ, даты, время их начала и окончания;
краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводного объекта;
указания о материальном обеспечении работ;
расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охранных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный состав персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий и должностей лиц, ответственных за проведение работ;
порядок и последовательность осуществляемых переключений (отключений, включений) участков трубопровода, технологического оборудования средств электрохимической защиты и др.;
подробную схему подлежащих ремонту узлов (участков трубопровода);
параметры испытаний отремонтированных узлов (участков трубопровода).
Капитальный ремонт газопроводов выполняется силами сторонних специализированных организаций. Капитальный ремонт газопроводов выполняется в соответствии с проектом на капитальный ремонт (по необходимости) и планом организации ремонтных работ, аналогичным плану, составляемому для текущего ремонта.
Ремонты газопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, сертификаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.
Работы по ликвидации аварий и инцидентов на газопроводах выполняются силами аварийно-восстановительных бригад цеха по ПЛА. В цехе должен быть разработан и утвержден главным инженером предприятия план ликвидации аварий на газопроводах в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. В плане должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.
В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:
вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода газа и газоконденсата с поврежденного участка;
мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода газа и газоконденсата, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;
действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;
мероприятия по тушению газа и газоконденсата в случае их загорания;
места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;
распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;
вызов бригады оперативно-ремонтных работ;
очередность выезда специальных машин;
перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.
Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планом ликвидации аварий.
При возникновении аварии (инцидента) первый, заметивший аварийную ситуацию должен немедленно сообщить об этом руководству цеха, начальник цеха должен проинформировать диспетчера предприятия, руководство службы охраны нефтяного района (пожарная часть и ГСС), проконтролировать действия бригады оперативно-ремонтных работ по отключению поврежденного участка и принять меры по ликвидации возникшей аварии в соответствии с планом ликвидации аварий, затем проинформировать руководство предприятия о принятых мерах по ликвидации аварии и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину аварии, принятые меры.
Прибывший первым к месту аварии (инцидента) на газопровод руководитель работ обязан:
установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;
принять меры к предупреждению дальнейшего растекания газоконденсата, исключив попадание его в водоемы и населенные пункты;
разместить технические средства и персонал на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности;
предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;
уточнить место и размеры аварии;
выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделения, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и другие сведения;
при возникновении аварии вблизи ЛЭП и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.
Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной ликвидации или локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающей аварийный участок трубопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайного или самопроизвольного переключения запорной арматуры на границах отключенного участка. После определения характера аварии и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии с планом ликвидации аварий и конкретно сложившейся обстановкой.
Все аварийно-восстановительные работы должны выполняться с соблюдением действующих норм и правил по промышленной безопасности, охране труда и охране окружающей среды. Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Закрепленную для этих целей технику использовать не по назначению запрещается. Техническое оснащение аварийно-восстановительных бригад устанавливается РД 39-0147103-376-86. Количество и специальности персонала бригады должны соответствовать действующим нормативам на выполнение ремонтных работ, а также количеству водителей, машинистов и мотористов, необходимых для эксплуатации транспортных и ремонтных технических средств. При определении численности персонала предусматривается возможность замены рабочих при выполнении несложных работ и совмещения профессий работниками высокой квалификации.
Техническое расследование причин аварий и инцидентов осуществляется в соответствии с 'Положением о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах', утвержденном Постановлением Госгортехнадзора РФ №40 от 8.06.1999 г, а также с аналогичными документами, разработанными на предприятии.
Сведения о проведенных ремонтных работах в пятнадцатидневный срок должны быть внесены в исполнительную техническую документацию и паспорта газопроводов.
5. Экономическая часть
5.1 Себестоимость транспортировки газа
Себестоимость промышленной продукции - это выраженные в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.
Исчисление этого показателя необходимо для:
оценки выполнения плана по данному показателю и его динамике;
определение рентабельности производства и отдельных видов продукции;
выявления резервов снижения себестоимости продукции;
определения оптовых цен на продукцию;
расчета экономической эффективности внедрения новой техники, технологии, организационно-технических мероприятий;
других целей.
Продукцией трубопроводного транспорта является внепроизводственное перемещение газа. Затраты, связанные с этим перемещение, или себестоимость передачи указанной продукции (газа), составляют преобладающую долю затрат предприятий газопроводного транспорта.
Одна из особенностей транспортного производства - это отсутствие материально-вещественной формы продукции. В связи с этим в качестве удельных показателей себестоимости транспортной продукции на газопроводном транспорте принято использовать себестоимость передачи газа. К натуральным показателям относят объем передаваемого по магистральным трубопроводам газа (в м3).
Себестоимость транспортировки газа в значительной мере зависит от диаметра труб газопровода, дальности транспортировки, свойств газа. С увеличением протяженности газопроводов и расширением объема передачи газа на большие расстояния уменьшаются себестоимость транспортной работы на газопроводах.
В процессе хозяйственной деятельности предприятия газопроводного транспорта осуществляет множество различных расходов: выплачивается заработная плата работникам, производятся отчисления на социальные нужды, затрачиваются средства, связанные с использованием топлива, энергии, материалов, начисляется амортизация основных фондов и т.д. все эти расходы различаются по своему содержанию, по степени зависимости от объема транспортируемой по трубопроводам продукции, по порядку включения тех или иных затрат в себестоимость передачи газа и другим признакам.
В себестоимость работы газопроводов включаются:
пуско-наладочные расходы, связанные с подготовкой к постоянной эксплуатации линейной части и наземных сооружений трубопроводного транспорта;
затраты, непосредственно связанные с эксплуатацией трубопроводного транспорта включая расходы на управление им;
затраты, связанные с совершенствованием технологии и организации передачи газа, осуществляемым в процессе эксплуатации действующих трубопроводных магистралей;
амортизационные отчисления от стоимости основных фонов.
В себестоимость работы газопроводов не включают:
стоимость передаваемого по трубопроводам и хранимых в газохранилищах газа;
расходы, связанные с обслуживанием объектов социально-культурного назначения (ЖКХ, детские сады, профилактории, пионерские лагеря и др.);
расходы (кроме амортизационных отчислений), связанные с хозяйственным содержанием зданий, помещений и сооружений социально-культурного назначения;
расходы, возмещаемые из фондов экономического стимулирования и других специальных фондов, образуемых путем отчисления части прибыли или выручки, а также за счет целевых ассигнований и других источников;
затраты на выполнение самими предприятиями или оплату ими работ (услуг) не связанных с транспортировкой, хранением газа (работы и услуги, связанные с благоустройством жилых поселков, оказание помощи сельскохозяйственным предприятиям и т.д.), за исключением тех случаев, когда с соответствующими положениями такие затраты или часть их включаются в себестоимость работы трубопроводного транспорта.
Затраты на производство, образующие себестоимость продукции группируются по месту их возникновения, по видам продукции и видам расходов.
По месту возникновения затрат - по центрам ответственности (производствам, цехам, участкам и т.п.) и по характеру производства. Такая группировка затрат необходима для организации внутрипроизводственного хозрасчета и определения производственной себестоимости продукции.
По видам продукции (работ, услуг) затраты группируются для исчисления их себестоимости (газ природный, газ попутный, газовый конденсат, работы и услуги)
По видам расходов - статьи и элементы затрат. Группировка затрат по экономическим элементам показывает, что именно израсходовано на производство продукции, каково соотношение отдельных элементов затрат в общей сумме расходов. Эта группировка предназначена для выявления всех планируемых и фактических затрат на производство продукции по видам.
Затраты предприятия складываются из следующих элементов:
материальные затраты;
затраты на оплату труда;
отчисления на социальные нужды;
амортизация основных фондов;
прочие затраты.
Элемент «Материальные затраты» отражает:
стоимость покупных сырья и материалов, используемых на производственные и хозяйственные нужды (содержание и ремонт зданий, сооружений, газопроводов и других основных фондов);
топлива всех видов, расходуемого на технологические цели, транспортной работы по обслуживанию производства;
покупной энергии всех видов, расходуемые на производственные и хозяйственные нужды.
Элемент «Затраты на оплату труда» отражает затраты на оплату труда основного производственного персонала, включая премии рабочим и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты.
Элемент «Отчисления на социальные нужды» отражают обязательные отчисления по установленным законодательством нормам на государственное социальное страхование и пенсионное обеспечение, в фонд занятости населения, в фонд обязательного медицинского страхования от расходов на оплату труда работников, занятых в производстве соответствующей продукции.
Элемент «Амортизация основных фондов» отражает сумму амортизационных отчислений, исчисленную исходя из балансовой стоимости и установленных норм.
Элемент «Прочие затраты» - все затраты, которые не могут быть отнесены ни к одному из перечисленных выше элементов затрат (налоги, сборы, командировочные расходы, на подготовку и переподготовку кадров и другие).
Рассмотрим фактические затраты на транспортировку газа в цехе за 2010 год по элементам затрат.
Таблица 15 Затраты на транспортировку газа за 2010г., тыс.руб
|
Элементы затрат
|
1 кв.
|
2 кв.
|
3 кв.
|
4 кв.
|
За год
|
|
|
1. Материальные затраты
|
2 290
|
3 350
|
8 640
|
9 500
|
23 780
|
|
|
2. Затраты на оплату труда
|
1 330
|
1 270
|
1 440
|
1 360
|
5 400
|
|
|
3. Отчисления на социальные нужды
|
400
|
270
|
400
|
370
|
1 440
|
|
|
4. Амортизация основных фондов
|
540
|
510
|
510
|
990
|
2 550
|
|
|
5. Прочие затраты
|
600
|
830
|
1 120
|
920
|
3 470
|
|
|
ИТОГО:
|
5 160
|
6 230
|
12 110
|
13 140
|
36 640
|
|
|
Рассмотрим структуру затрат на транспортировку газа.
Таблица 16 Структура затрат на транспортировку газа, %
|
Элементы затрат
|
1 кв.
|
2 кв.
|
3 кв.
|
4 кв.
|
За год
|
|
|
1. Материальные затраты
|
44
|
54
|
71
|
72
|
65
|
|
|
2. Затраты на оплату труда
|
26
|
20
|
12
|
10
|
15
|
|
|
3. Отчисления на социальные нужды
|
8
|
4
|
3
|
3
|
4
|
|
|
4. Амортизация основных фондов
|
10
|
8
|
4
|
8
|
7
|
|
|
5. Прочие затраты
|
12
|
13
|
9
|
7
|
9
|
|
|
итого:
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
|
|
Структура затрат на транспортировку газа в 2010 году
Основную долю затрат составляют материальные затраты, в основном это электроэнергия и материалы для технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, что обуславливается спецификой производства. Увеличение доли материальных затрат в 3 и 4 квартале связано прежде всего с увеличением тарифов на электроэнергию, увеличением объемов работ по ремонту оборудования.
Себестоимость единицы продукции можно рассчитать путем деления общих затрат на общий объем продукции (работ, услуг).
Себестоимость транспортировки газа по цеху за 2010 представлена в табл. 17.
Таблица 17 Себестоимость транспортировки газа по Цеху за 2010г
|
Показатели
|
1 кв.
|
2 кв.
|
3 кв.
|
4 кв.
|
За год
|
|
|
Объем продукции, тыс.м3
|
25 900
|
31 900
|
58 900
|
60 400
|
177 100
|
|
|
Общие на транспортировку газа, тыс.руб.
|
5 160
|
6 230
|
12 110
|
13 140
|
36 640
|
|
|
Себестоимость транспортировки 1000м3, тыс.руб.
|
0,20
|
0,20
|
0,21
|
0,22
|
0,21
|
|
|
По данным табл. можно сказать, что себестоимость транспортировки газа относительно стабильна. Что свидетельствует о стабильности предприятия.
5.2 Прибыль и рентабельность транспортировки газа
Прибыль - конечный финансовый результат производственно-хозяйственной деятельности предприятия, показатель ее эффективности, источник средств для осуществления инвестиций, формирования специальных фондов, а также платежей в бюджет. Получение прибыли - цель деятельности любой коммерческой организации.
Прибыль наряду с суммой амортизационных отчислений является основным источником финансирования капитальных сложений, осуществления воспроизводства основных средств, пополнения собственных оборотных средств, материального стимулирования работников, затрат на социальное развитие.
Прибыль как важнейшая категория рыночных отношений выполняет следующие функции:
характеризует экономический эффект, полученный в результате деятельности предприятия;
прибыль обладает стимулирующей функцией, ее содержание состоит в том, что она одновременно является финансовым результатом и основным элементом финансовых ресурсов предприятия, реальное обеспечение принципа самофинансирования определяется полученной прибылью;
прибыль является одним из источников формирования бюджетов разных уровней.
Для оценки уровня эффективности работы предприятия получаемый результат (доход, прибыль) сопоставляется с затратами или используемыми ресурсами. Соизмерение с затратами означает рентабельность.
Рентабельность находим отношением прибыли от транспортировки к затратам на транспортировку.
Таблица 18 Прибыль и рентабельность от транспортировки газа
|
Показатели
|
1 кв.
|
2 кв.
|
3 кв.
|
4 кв.
|
За год
|
|
|
Выручка от транспортировки газа, тыс.руб.
|
5 970
|
7 200
|
14 000
|
15 200
|
42 370
|
|
|
Прибыль от транспортировки, тыс.руб.
|
810
|
970
|
1 890
|
2 060
|
5 730
|
|
|
Рентабельность, %
|
15,70
|
15,57
|
15,61
|
15,68
|
15,64
|
|
|
В течение года колебания рентабельности были незначительными. Это говорит о стабильном рентабельном положении предприятия.
При планировании прибыли и рентабельности должны учитываться результаты анализа этих показателей за предшествующие периоды, позволяющие выявить неиспользованные резервы и возможные пути улучшения результатов деятельности предприятия.
6. Мероприятия по повышению качества подготовки газа с внесением изменений в технологическую схему
В результате проведённого анализа работы Павловской ГКС и систем трубопроводного транспорта, предлагается внести следующие изменения в технологическую схему ГКС:
1. В процессе работы Павловской ГКС для более эффективного охлаждения газа, поступающего в газопровод «Чернушка Пермь» и для снижения затрат электроэнергии, предлагается установить охладители газа типа теплообменников. Устройство теплообменников предлагается типа труба в трубе. При движении газа по теплообменнику за счёт разницы температуры нефтяного и природного газа будет происходить охлаждение нефтяного газа природным. В результате этого снизятся затраты на электроэнергию и газ поступающий в газопровод «Чернушка Пермь» будет поступать с более низкой температурой.
2. Так же при технологическом процессе Павловской ГКС в системах транспорта газа (газопроводах) образуется капельная жидкость (конденсат), в результате чего на трубопроводах растёт число некатегорийных отказов (порывов) и снижается срок службы газопроводов. В результате этого предлагается на Павловской ГКС после охладителей газа и узла учёта, на выходе в газопровод установить конечный газосепаратор, для более эффективной очистки газа от капельной жидкости. В результате этого капельная жидкость будет оседать непосредственно в конечном сепараторе и за счёт этого увеличится пропускная способность газопровода и снизится число некатегорийных отказов.
Заключение
В результате проведённого анализа работы Павловской ГКС и систем трубопроводного транспорта, предлагается внести следующие изменения в технологическую схему ГКС:
1. В процессе работы Павловской ГКС для более эффективного охлаждения газа, поступающего в газопровод «Чернушка Пермь» и для снижения затрат электроэнергии, предлагается установить охладители газа типа теплообменников. Устройство теплообменников предлагается типа труба в трубе. При движении газа по теплообменнику за счёт разницы температуры нефтяного и природного газа будет происходить охлаждение нефтяного газа природным. В результате этого снизятся затраты на электроэнергию и газ поступающий в газопровод «Чернушка Пермь» будет поступать с более низкой температурой.
2. Так же при технологическом процессе Павловской ГКС в системах транспорта газа (газопроводах) образуется капельная жидкость (конденсат), в результате чего на трубопроводах растёт число некатегорийных отказов (порывов) и снижается срок службы газопроводов. В результате этого предлагается на Павловской ГКС после охладителей газа и узла учёта, на выходе в газопровод установить конечный газосепаратор, для более эффективной очистки газа от капельной жидкости. В результате этого капельная жидкость будет оседать непосредственно в конечном сепараторе и за счёт этого увеличится пропускная способность газопровода и снизится число некатегорийных отказов.
Список используемых источников
Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеий Б.Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. - М.: Недра, 1987.
Арматура запорная. Общее руководство по ремонту. - М.: Миннефтепром СССР, 1980.
ГОСТ 12.0.004-90. ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.007-76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.
ГОСТ 12.4.026-76. Цвета сигнальные и знаки безопасности.
ГОСТ 5152-77. Набивки сальниковые. Технические условия.
ГОСТ 26251-84. Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия.
ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. - М.: АО ВНИИСТ, ВНИИГАЗ, ИПТЭР, 1998.
Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1973.
Единые правила безопасности при взрывных работах. - М.: Недра, 1976.
Единые нормативные Правила ОАО 'ЛУКОЙЛ' по ремонту, отбраковке и выводу из эксплуатации промысловых трубопроводных систем. - Уфа: ИПТЭР, 1999.
Закон РФ. Об охране окружающей природной среды. - М.: Российская газета, 2002.
Закон РФ. О промышленной безопасности опасных производственных объектов. - М.: Российская газета, 1997.
Зимин А.А. Гидравлические расчеты нефтепродуктопроводов и насосных станций. - М.: Гостоптехиздат, 1962.
Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород. Утв. ГГТН СССР 05.12.77 г.
Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспорта.
18.ГОСТ 12.1.004-85 «ССБТ Пожарная безопасность общие требования».
19.ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы».
20. ГОСТ 121.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».
21. Руководство Р2.2.013-94 «Гигиенические критерии оценки условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды».
22. СНиП 11-4-79. Естественное и искусственное освещение - часть 4.
23. РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».
24. ПБ 10-382-00 «Правила устройсва и безопасной эксплуатации кранов».
25. ГОСТ 22.3.03-94 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях».
26. РД 01-14-2004. «Положение об Управлении контроля и надзора в области охраны окружающей среды».
27. РД 39-0147098-014-89 «Инструкция по инвентаризации источников выбросов вредных веществ в атмосферу предприятиями нефтяной и газовой промышленности»
28. РД 39-0147098-025-91 «Инструкция по контролю за состоянием поверхностных и подземных вод на объектах предприятий»
29. РД 39-30-925-83 «Методические указания по биологической рекультивации земель, нарушенных при сборе, подготовке и транспорте нефти».
30. РД 39-0147103-365-86 «Инструкция по рекультивации земель, загрязненных нефтью»
31. “Руководство по исследованию скважин”, ВНИИ-ГАЗ, Москва, “Наука”, 1995 г.
32. РД 39-132-94 «Правила по, ревизии, ремонту и отрбраковки нефтепромысловых трубопроводов»
33. РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению
антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений»
34. РД 39-30-142-79 'Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов
