Обоснование необходимости реконструкции установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3. Общая характеристика производства. Топографо-геодезические, геологические и гидрологические условия. Прокладка нефтепровода. Контроль качества сварных стыков.
При низкой оригинальности работы "Реконструкция установки подготовки жидких углеводородов ДНС ДКС-3 при освоении Филипповской залежи", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
К приоритетным направлениям научно-технической политики в газовой промышленности России относятся: § совершенствование методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с целью повышения степеней извлечения углеводородов из недр, § углубление комплексной переработки углеводородного сырья с производством конечной химической продукции, § внедрение энергосберегающих технологий, § расширения использования природного газа на транспорте, § широкое применение методов диагностики технического состояния трубопроводов и оборудования. За начало трассы трубопровода транспортирующего нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. За начало трассы трубопроводов транспортирующих нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. В период эксплуатации ДНС в работе находятся две линии подогрева: § подогреваль теплоносителя 50Д-102, насосы циркуляции ДЭГА 50J-102A; В, линия подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания; Линию подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания остановить.Прокладка участков переходов трубопроводов через автомобильные дороги (кроме V категории) предусматривается в защитном футляре, который является основной деталью перехода и предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при авариях трубопровода-для предохранения полотна дороги от разрушения. Переходы трубопроводов через дороги следует проектировать с учетом обеспечения полной безопасности движения транспорта в период проведения работ по прокладке трубопроводов и их эксплуатации, предохранения земляного полотна дороги от размыва при авариях на продуктопроводах, надежности трубопровода при действии статических и динамических нагрузок. Е - модуль упругости материала патрона, Н/м2. d - толщина стенки патрона (для продолжения расчета принимаем ориентировочно d = 0,006м). l - коэффициент, определяемый по формуле Тогда упругий отпор грунта будет равен: Расчетные изгибающий момент и нормальная сила N в наиболее напряженном сечении патрона от действия давления грунта и давления, вызываемого массой автотранспорта, с учетом отпора грунта, определяем по формулам: , (34) Тогда толщина стенки патрона определяется по следующей формуле: (36) где Rн - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести материала патрона, b - коэффициент однородности материала, принимаемый равным b = 0,9, m-коэффициент однородности материала, принимаемый равным m=0,75.
Введение
Открытое акционерное общество «Газпром» - важное звено в реорганизации всей системы топлива и энергоснабжения, осуществляемой в России.
Ее цель создание регулируемого рынка, призванного обеспечить рентабельность функционирования топливно-энергетического комплекса страны, способного более глубоко интегрироваться в мировое энергетическое хозяйство.
Возникшее в период перехода экономики России к рыночным отношениям Открытое акционерное общество «Газпром», обладая функциями крупных газовых компаний мира, имеет специфические особенности. На него государством возложено: обеспечение надежного газоснабжение России, выполнение межгосударственных соглашений по экспорту газа, проведение целенаправленной научно-технической политики в отрасли, реконструкция и развитие Единой системы газоснабжения страны и контроль за ее функционированием.
Газпром обеспечивает так же добычу нефти и газового конденсата, комплексную переработку углеводородного сырья с производством серы, сжиженных газов, моторных топлив и другой продукции. Собственными силами ведет буровые работы, в том числе на российском шельфе северных морей.
В составе общества имеются машиностроительные, ремонтные, пусконаладочные предприятия, строительные организации, научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты. Такая многопрофильность, не свойственная зарубежным газовым компаниям, позволяет в условиях отсутствия в стране развитого рынка соответствующих услуг обеспечивать нормальное функционирование газовых объектов.
В перспективе сфера его деятельности может быть расширена за счет организации производства на базе переработки природных газов, разнообразной химической продукции.
Роль и место Открытого акционерного общества «Газпром» в топливно-энергетическом комплексе страны становится все существеннее. По мнению экспертов, эта тенденция сохранится и в дальнейшем.
Бурное развитие техники и технологии трубопроводного транспорта выдвигает принципиально новые, все более сложные технические и экономические проблемы, которые решаются на более качественном подходе в проектирование систем с применением ЭВМ. К приоритетным направлениям научно-технической политики в газовой промышленности России относятся: § совершенствование методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с целью повышения степеней извлечения углеводородов из недр, § углубление комплексной переработки углеводородного сырья с производством конечной химической продукции, § внедрение энергосберегающих технологий, § расширения использования природного газа на транспорте, § широкое применение методов диагностики технического состояния трубопроводов и оборудования.
Вопросы обеспечения безопасной и надежной работы трубопроводной транспортной системы стоят перед любым газотранспортным предприятием. Любое повышение безопасности достигается за счет необходимого дополнительного увеличения расходов, при котором технология и производство остаются рентабельным.
1. Общая часть
1.1 Обоснование необходимости реконструкции ДНС ДКС-3
Необходимость реконструкции ДНС ДКС-3 вызвана разработкой Филипповского месторождения, подготовкой нефтепродуктов и транспортировки нефти и конденсата на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ).
В настоящее время только ведется разработка данного месторождения, планируется к 2015 году в строй ввести 120 скважин, из них 108 добывающих и нагнетательных 23. Однако решения о будущей транспортировке необходимо принимать уже сейчас.
Основание для разработки основных технических решений по обустройству нефтяной оторочки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ : - Решения Центральной комиссии по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра) по рассмотрению отчета «Технологическая схема разработки Филипповской нефтегазоконденсатной залежи ОНГКМ» (Протокол №3404 (39-Г/2005) от 14.07.2005 г.);
- Задание на разработку проекта «Обустройство Филипповской залежи», утвержденное Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым 28.07.2008 г.
Существуют несколько проектов для транспортировки нефти к конденсата с Филипповской залежи: - строительство новой дожимной насосной станции недалеко от ДКС-3;
- реконструкция ДНС ДКС-3 с целью увеличения пропускной способности.
Целью данного диплома является то, что без вложения больших средств и остановки ДНС ДКС-3 можно провести реконструкцию данного объекта на прием сырья с ФЗ.
1.2 Исходные данные
Проектирование транспорта дегазированной нефти от ДНС ДКС-3 до ОГПЗ выполняем в соответствии требованиями СНИП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», «Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов» (ВНТП-2-86, Москва, 1987г.) и др.
На данный момент проектная производительность ДНС составляет: по нестабильному конденсату - до 420 тыс. тонн/год;
по нестабильной нефти - до 300 тыс.тонн/год.
Для расчета нефтепровода приняты следующие исходные данные: Объем перекачки нефти G = 1459 тыс.т/год (720000т/год Среднекаменноугольной залежи (СКЗ) 739000т/год Филипповской залежи (ФЗ) Согласно утвержденному протоколом №3404(39-Г/2005) от 14.07.2005г. ЦКР Роснедра варианту «Технологической схемы разработки Филипповской залежи ОНГКМ»)
Длина нефтепровода (от ДНС до ОГПЗ) L = 40 км.
Начальная вертикальная координата нефтепровода Z1= 110 м.
Конечная вертикальная координата нефтепровода Z2= 155 м.
Температура перекачиваемой нефти t = 100С
Теплофизические свойства нефти: Плотность нефти при t = 200C, r20 = 840 кг/м3.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 293 К n293 = 0,573 ?10-4 м2/с.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 323 К n323 = 0,308 ?10-4 м2/с.
Дожимная насосная станция (ДНС) является объектом ДКС УКПГ-14, 15.
Генеральным проектировщиком ДНС является ОАО"Южниигипрогаз". проект обустройства ДНС выполнен ОАО"Южниигипрогаз". Проект АСУ ТП ДНС выполнен НПФ "ПРИС" г. Нижне-Камск. Россия.
ДНС предназначена для приема нестабильных конденсата и нефти, поступающих с промысловых установок УКПГ-14, 15, их дегазации и насосного транспорта по соединительному конденсатопроводу УКПГ-15 - ОГПЗ и нефтепроводу УКПГ-14 - ДКС-1 - ОГПЗ на Оренбургский ГПЗ.
На площадку ДНС также поступает нестабильный конденсат из станционных сепараторов и пылеуловителей ГПА ДКС-3.
Количество часов работы - 8000 часов в год.
Для обустройства площадки ДНС применено сепарационное, емкостное и теплообменное оборудование изготовленное в 1992?1993 г. ПО "Волгограднефтемаш". Оборудование изготовлено в коррозионностойком исполнении по техпроектам ГП 1022…, разработанным ДАО "ЦКБН" для техперевооружения УКПГ.
По оборудованию проведены технические освидетельствования и оформлены заключения о дальнейшем его использовании.
От ДАО "ЦКБН" получены заключения на применение оборудования на условия эксплуатации ДНС и технические проекты на модернизацию оборудования.
К применению принято следующее оборудование: § в качестве трехфазных разделителей дегазаторов конденсата и нефти 33Е-08-01 и 33Е-07-01 - сепараторы С-02А по черт. ГП1022.01.000 без их реконструкции и модернизации;
§ в качестве подпорных емкостей насосов перекачки конденсата и нефти 33Е-07-02 и 33Е-08-02 - сепараторы С-02А по ГП 1022.01.000. Реконструкция сепараторов для использования в качестве подпорных емкостей 33Е-07-02 и 33Е-08-02 выполнена в соответствии с разработанными ДАО "ЦКБН" рабочими проектами ГПР 1996 и ГПР 1997 соответственно: § в качестве дегазатора ВМС 33В-503А - дегазатор метанола В-503А по ГП 1022.07.01 без реконструкции внутренних устройств и модернизации;
§ в качестве подогревателей теплоносителя (60% р-р ДЭГА) 50Д-102..202 - подогреватели ГП 920.01, обвязка подогревателей выполнена по разработанному техпроекту ГП 1974.05;
§ для приема углеводородных дренажей - надземная дренажная емкость Е-304/0 по ГП 1022.04.01 без реконструкции и модернизации.
Недостающее оборудование для коррозионных сред (факельные сепараторы 33С-503, 33С-502, подземная дренажная емкость 33Е-304/2) изготовлены на основании техпроектов ДАО "ЦКБН" ГП 1974…: Насосное оборудование.
Для транспорта сероводородсодержащих нестабильного конденсата и нефти на ОГПЗ произведена закупка и установлены четыре герметичных насосных агрегата с экранированным двигателем, тип САМК 50/6, фирма "Герметик-Пумпен ГМБХ". Контракт 548-3504/00043.
Насосные агрегаты комплектуются наружным теплообменником и высоконапорным дозировочным насосом, тип ЕК-М-510-1 фирма "LEWA", приборами контроля температуры и уровня жидкости, тип OTV-30.
Для автоматической откачки сероводородсодержащих конденсатов из факельных сепараторов и утилизации углеводородных дренажей из дренажных емкостей в процесс произведена закупка и установлены пять высоконапорных мембранно-поршневых агрегатов, тип Pro Minent.
Другое емкостное, насосное и теплообменное оборудование для некоррозионных сред изготовлено по Техническим условиям заводов изготовителей.
ДНС - 3 располагается в 300 м от площадки действующей УКПГ -14 и запроектирована с учетом максимального использования сетей и вспомогательных сооружений этой установки.
На данный момент на площадке ДНС располагаются: - узлы подключения конденсатопровода и нефтепровода;
- отделение дегазации;
- технологическая насосная;
- узел дегазации и утилизации ВМС;
- дренажная система углеводородов;
- установка подогрева теплоносителя;
- узел хозрасчетного замера нефти;
- здание аппаратной и подстанции;
- факельное хозяйство.
Сбросы газа после предохранительных клапанов и другие сбросы после факельных сепараторов ДНС направляются на существующую факельную систему ДКС-3.
За начало трассы трубопровода транспортирующего нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на северо-восток с поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с понижением в сторону ДНС-3
Трасса трубопроводов проходит по землям АО им. Пушкина в не затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого района Оренбургской области.
Трубопровод пересекает автодорогу "Оренбург-Самара" и озеро Гусарское.
Территория месторождения в районе строительства в основном равнинная, расположенная в поясе умеренно-континентального климата степей с пониженным увлажнением. Характерными чертами климата степной зоны являются: континентальность с резкими амплитудами климатических элементов в отдельные месяцы, жаркое лето с частыми засухами и суховеями, очень холодная зима с нередкими оттепелями и частыми метелями, короткая, интенсивно протекающая весна и продолжительная сухая, моловетренная осень.
Продолжительность солнечного сияния составляет 2165 часов в год. Величина радиационного баланса составляет 40-45 Ккал/см2 в год и является положительным в течении 9 месяцев.
Температура воздуха. Средняя годовая температура воздуха положительная. Самый холодный месяц года - январь. Средняя месячная температура этого месяца по району близка к -14,50С. Абсолютный минимум составляет минус 42-430С. В самом теплом месяце - июле температура в среднем составляет 21-230С, достигая в отдельные годы максимальных значений 420С.
Влажность воздуха. Влажность воздуха характеризуется упругостью водяного пара, относительной влажностью и недостатком насыщения воздуха водяным паром. Упругость водяного пара (абсолютная влажность) в годовом ходе, как и температура воздуха, достигает наименьших значений зимой в январе-феврале, наибольших в июле. Относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, меняется в течение года в широких пределах (по замерам на 13 часов от 53% в мае и до 83% в марте).
Атмосферные осадки. Рассматриваемая территория относится к зоне пониженного увлажнения, в среднем за многолетний период годовая сумма осадков составляет 425 мм, а экстремальные значения достигают величин 200-750 мм. Жидкие осадки составляют до 65% от годовой суммы. Суточный максимум осадков может достигать 60 мм. Число дней с осадками в году составляет в среднем 132 дня. Число же с осадками более 100 мм составляет всего 6 дней.
Снежный покров. На рассматриваемой территории зима длится 4-5 месяцев. Средняя дата образования устойчивого снежного покрова приходится на 26 ноября, а дата разрушения его - на 6 апреля. Продолжительность залегания снежного покрова в среднем составляет 140 дней. Экстремальная продолжительность залегания снежного покрова на территории может составлять от 100 до 180 дней. Высота снежного покрова колеблется от 7см в ноябре и до 44см в феврале. Максимальная высота снежного покрова составляет 77 см.
Температура и промерзание почвы. По данным метеостанции Оренбурга средняя глубина промерзания почвы к концу зимы составляет 120 см, наибольшая - 171 см, наименьшая - 62 см. Средняя дата начала устойчивого промерзания почвы приходится на 14 ноября, а полного оттаивания - на 13 апреля. Средняя годовая температура на глубине 0,2 м - 6,60С, на глубине 0,8 м - 6,20С, на глубине 1,6 м - 6,50С.
Ветер. Ветер на описываемой территории отличается крайней изменчивостью, как по направлению, так и по скоростному режиму. В среднем 45 дней в году бывают безветренными. Наибольшее число дней с сильным ветром (более 15 м/с) наблюдается в феврале-марте (10 дней в месяц), наименьшее число дней (3) приходится на июнь. В году наибольшее число дней с сильным ветром составляет 31. Ветер со скоростью 24 м/сек на рассматриваемой территории наблюдается ежегодно, ветер же со скоростью 31 м/сек возможен один раз в 20 лет. Повторяемость направлений ветра и штилей: С - 14%, СВ - 11%, В - 20%, ЮВ - 8%, Ю - 6%, ЮЗ - 16%, З - 15%, СЗ - 10%, ШТИЛЬ - 9%.
Для рассеивания вредных веществ в атмосфере, кроме приведенных данных, также существенное значение имеет атмосферная циркуляция. Неблагоприятные метеоусловия, сточки зрения атмосферной циркуляции наблюдаются нечасто в течении года.
Из приведенных данных можно сделать вывод, что с точки зрения рассеивания вредных веществ в атмосфере климатические условия в районе Оренбургского месторождения в целом благоприятны.
1.5 Топографо-геодезические условия
Площадка для дожимной насосной станции нефти расположена в западной части территории, отведенной для строительства ДКС для УКПГ-14,15.
Площадка размещается на выгонных землях АО им. Пушкина на расстоянии 300 м восточнее УКПГ-14 и в 120 м южнее существующего коридора коммуникации.
Район зоны УКПГ-14 и ДНС расположен в 50 км от г.Оренбура на правом берегу р.Урал. Площадка находится в незатапливаемой пойменной зоне р.Урал на территории Переволоцкого района Оренбургской области.
Перекачиваемая нестабильная нефть и конденсат поступают в существующий нефтепровод УКПГ-14 - ОГПЗ.
Река Урал протекает в 2000 м от площадки. Ближайшие населенные пункты - села Татищево и Зубочистка-2 расположены в 4,7 и 13,0 км соответственно. За начало трассы трубопроводов транспортирующих нефть от ДНС-3 до ОГПЗ принята точка выхода трубопроводов за пределы ограждения площадки ДНС-3. Основное направление трассы с юга-запада на северо-восток с поворотом в восточном направлении. Рельеф местности спокойный с понижением в сторону ДНС-3 Трасса трубопроводов проходит по землям АО им. Пушкина Переволоцкого района Оренбургской области.
В геоморфологическом отношении территория ДНС и нефтепровода располагается на Урало-Самарском водоразделе и приурочена к юго-восточному склону Общего Сырта, долине реки Урал.
Вся территория расположена в черноземной зоне в подзоне южных черноземов, которые развиты на делювиальных желто-бурых и светло-коричневых глинах и суглинках, местами карбонатизированных. Мощность гумусового горизонта 25-51 см, содержание гумуса от 2-6%.
Вдоль р. Урал широкой полосой простираются серые лесные почвы и дерно-луговые пойменные почвы с мощным гумусовым горизонтом.
Рельеф территории строительства - спокойная полого-волнистая равнина, благоприятен для возделывания сельскохозяйственных культур. Около 80% площади приходится на сельскохозяйственные угодия, 11% - на леса и водоемы, 9% составляет государственный и специальный земельный фонд.
1.7 Гидрологические условия
Площадка строительства ДНС расположена на северном берегу реки Урал в 2000 м от него. Русло реки сопровождается поймой 2-3 км и более с надпойменными террасами.
Площадка и нефтепровод находятся в не затапливаемой пойменной зоне на территории Переволоцкого района Оренбургской области.
Основным источником пополнения р. Урал является снежный покров, на долю которого приходится более 80% годового стока.
Пополнение воды в реке происходит почти исключительно в период весеннего снеготаяния, которое начинается в период с 29 марта по 6 апреля.
По химическому составу вода р. Урал может быть отнесена к гидрокарбонатному классу. По величине минерализации воды Урала в его среднем течении могут быть отнесены к рекам средней (200-500 мг/л) и даже к повышенной (500-1000 мг/л) минерализацией.
2. Технологическая часть
2.1 Расчет характеристик перекачиваемой нефти
Плотность нефти rt при температуре транспортировки определяем по формуле: rt = r20 -x ( t -20), (1) где rt - плотность при 10ОС, кг/м3 x - температурная поправка, кг/(м3 ОС), x= 1,825-0,001315r20 x= 1,825-0,001315r20 = 1,825-0,001315? 840 = 0,72 кг/(м3 ОС) r10 = r20 -x ( t -20) = 840 - 0,72 ( 10 -20) = 847,2 кг/м3
Вязкость нефти при температуре транспортировки определяем по формуле Филонова-Рейнольдца : , (2) где u = ; (3) где n1 и n2 - известные значения вязкости при температурах t1 и t2.
u = = = 0.0185
Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при температуре транспортировки нефти 100С, равное n=0,646?10-4 м2/с.
2.2 Дожимная насосная станция
Выбор основного насосно-силового оборудования
Определяем объемный расход нефти в нефтепроводе: ; (4)
. (5)
На данный момент на ДНС-3 установлено четыре насоса марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», по два насоса на линию конденсата и линию нефти. Ввиду того, что на станции идет параллельная перекачка нефти и конденсата на ОГПЗ (смешение в одной тубе) и работает только один насос, по выбору инженера-технолога, установленный либо на линии конденсата, либо на линии нефти, остальные насосы находятся в резерве.
По заданной пропускной способности на насосной станции принимаем к установке центробежные насосы марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик» в количестве шести штук (по три на каждой линии; 5 рабочих 1 резерв). Подпор насосов осуществляется из двух подпорных емкостей нефти давлением Ризб =2,3 МПА, установленных на этажерке на высоте Dh= 8 м относительно оси насоса.
По характеристике H-Q насоса (Приложение 1) при Qv=40 м3/час находим Ннас=435 м.
Общий напор, создаваемый головной насосной станцией, будет равен: Нгнс = Ризб /rнg Ннас Dh = 2,3?106/(847,2?9,81) 435 8 = 716,74 м, (6) а расчетное давление в нефтепроводе будет равно: P1 = RНGHГНС = 847,2 ?9,81?716,74 = 6,0 МПА. (7)
Состав сооружений ДНС
Основным назначением ДНС является: - прием, дегазация и транспорт нефти, поступающей с УКПГ-14,15 и Филипповской залежи (из магистральных трубопроводов);
- утилизация газов дегазации нефти;
- коммерческий учет нефти.
В соответствии с назначением в состав основных сооружений ДНС входят: - насосное отделение;
- узел дегазации нестабильной нефти;
- узел коммерческого учета нефти;
- технологические трубопроводы.
Кроме технологических установок, обеспечивающих нормальную работу основного оборудования ДНС, предусмотрены вспомогательные системы: -отделение подогрева теплоносителя;
-узел редуцирования топливного газа;
-дренажная система;
-факельная система;
-система воздуха КИП.
Перечень основного технологического оборудования и его техническая характеристика приведены в Таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Перечень основного технологического оборудования
№ пп. Наименование оборудования Технологический индекс Колво Техническая характеристика
1. Трехфазный разделитель нефти 33Е-07-1?2 2 V = 26,3 м3 Ррас = 7,5 МПА Рраб = 2,5 МПА
2 Подпорная емкость нефти 33Е-08-1?2 2 V = 26,3 м3 Ррас = 7,5 МПА Рраб = 2,5 МПА
3. Насосный агрегат для перекачки нефти САМК-50/6 «Герметик» 33Н-08-1?4 6 Q = 40 м3/ч Н = 435 м
4. Электронасосный агрегат для откачки углеводородов 33J-502А.В 33J-503А.В 4 Q = 4 м3/ч Р = 6,3МПА
5. Полупогружной электронасосный агрегат 33Н-304/2 1 Q = 45 м3/ч Н = 31 м
6. Факельный сепаратор низкого давления 33С-502 1 V = 2,3 м3 Ррас = 0,6 МПА Рраб = 0,58 МПА
7. Факельный сепаратор высокого давления 33С-503 1 V = 23,6 м3 Ррас = 1,0 МПА Рраб = 0,96 МПА
8. Подземная дренажная емкость нефти 33Е-304/2 1 V = 36 м3 Ррас =4,0 МПА Рраб =2,0 МПА
9. Выветриватель ВМС 33Е-503А 1 V = 20,0 м3 Ррас =1,0 МПА Рраб =0,25 МПА
10. Насос для откачки ВМС 33Н-503-1?2 2 Q = 0,63 м3/ч Р = 4 МПА
11. Емкость антифриза 33Е10 1 V = 10,0 м3 Ррас = 1,0 МПА Рраб = 0,6 МПА
12. Насос циркуляции антифриза ЦМГ-12.5/50-УХЛ2 33Н-01 3 Q = 12,5 м3/ч Н =50 м
14. Электронасосный агрегат циркуляции теплоносителя 50J-102А.В 50J-202А.В 4 Q = 12,5 м3/ч Н = 80 м N = 15КВТ
15. Подпиточный электронасосный агрегат 50J-501А.В 2 Q = 6,3 м3/ч Н =32 м N = 5,5 КВТ
16. Емкость подпиточная теплоносителя 50Е-504 1 V = 50,0 м3
17. Подземная дренажная емкость ДЭГА 33Е-304/3 1 V = 40,0 м3 Ррас = 0,1 МПА
18. Агрегат электронасосный полупогружной 33Н-304/3 1 Q = 45 м3/ч Н =31 м N = 15КВТ
19. Ресивер силового воздуха 33В-01 33В-01 2 V = 25 м3 Ррас=2,5 МПА
20. Резервуар для хранения дизтоплива 33Е-11-1 33Е-11-2 2 V = 5 м3 Ррас=0,04 МПА
21. Воздушный холодильник антифриза 33ВХ-01 2 F = 585м2 N =3 КВТ?2
22. Градирня 33Г-01 2 Q = 10 м3/час N =1,1 КВТ
Технологическая схема ДНС после реконструкции
Нефть и конденсат с УКПГ-14,15 и с Филипповской залежи через узел подключения с давлением 2,8 МПА направляется на вход ДНС в общий коллектор.
Из общего коллектора нефть поступает на установку подготовки нефти и конденсата, где происходит ее нагрев, добавление деэмульгатора, а затем сырье поступает в трехфазные разделители нефти и конденсата 33Е-07?08-01 ( по выбору инженера технолога).
Регулирование давления в емкостях осуществляется регулятором 33PCV08 и 33PCV02 (до себя).
При превышении давления в емкостях более 2,5 МПА предусмотрен сброс избыточного давления газа через СППК 33ПК-07-01?02.
В емкостях выветривания нестабильная нефть дегазируется до давления 2,3?2,5 МПА и отделяется от водометанольной смеси. Далее дегазированная нефть из емкостей выветривания нефти поступает в подпорные емкости 33Е-07?08-02, где она дополнительно дегазируется. При превышении давления в емкостях более 2,3 МПА предусмотрен сброс избыточного давления газа через СППК 33ПК-08-01?02. Затем нефть поступает в насосное отделение на всас насосов 33Н-07?08-01?03, а водометанольная смесь - в коллектор ВМС и емкость 33Е-503А откуда водометанольная смесь насосами 33Н-503-01?02 (Q=0.63МПА, Р=4МПА) откачивается на УКПГ-3.
Газы дегазации поступают в сборный коллектор и далее по трубопроводу через эжектор или при помощи компрессоров газов выветривания (КГВ) при наличии постоянного расхода в размере 30000 нм3/ч на ДКС-3.
Регулирование уровня в каждой из емкостей 33Е-07?08-02 по нефти обеспечивается регуляторами уровня 33LCV01, 33LCV02. Регулирование уровня водометанольного раствора (раздел фаз) обеспечивается регулятором 33LDCV01, 33LDCV02, а в емкости 33Е-503А регулятором 33LCV03.
Перекачка нефти осуществляется пятью центробежными насосами марки САМК- 50/6 фирмы «Герметик», установленными по три на каждой линии подготовки нефти, соединенных параллельно.
Насос САМК- 50/6 с погружным электродвигателем защищенного статора представляет собой симбиоз, состоящий из шестиступенчатого центробежного насоса с предвключенным ротором (индусером) и трехфазного индукционного двигателя, при чем непосредственная связь существует между гидравлической частью и приводным двигателем.
Короткозамкнутый ротор электродвигателя защищен при помощи оболочки ротора (экрана) от коррозии. Как статорная гильза, так и экран выполнены из коррозионностойкого немагнитного материала. Тепло экранированного электродвигателя отводится через выносной теплообменник при помощи охлаждающей жидкости.
Электродвигатель имеет собственную систему циркуляции (вторичный контур). Вспомогательное рабочее колесо подает жидкость (дизельное топливо), находящуюся в полости ротора, через холодильник, расположенный непосредственно на двигателе.
Благодаря тепловому затвору между насосом и электродвигателем (в виде промежуточного фонаря) достигается значительная независимость тепловых балансов в насосе и в электродвигателе.
Насосы оборудованы средствами КИП, с помощью которых осуществляется управление насосами.
Для циркуляции охлаждающей жидкости в дополнительном контуре охлаждения, а также для установки точного контроля количества охлаждающей жидкости, используется мембранно-поршневой дозировочный насос. Требуемый поток охлаждающей жидкости является относительно небольшим и составляет 2-10 л/ч. Если необходимо сведение втекающего в первичный контур промывочного потока к минимуму, то вместо кольцевого зазора предусматривается механическое уплотнение контактным кольцом, а вторичный контур оснащается соответствующим приспособлением (подключение трубопровода газоулавливающей системы).
Узел коммерческого учета нефти
Учет нестабильного конденсата и нефти, поступающих из ДНС на ОГПЗ, выполняется на индивидуальных узлах замера, для каждого прокачиваемого продукта33EF 07-01(02) и 33EF 08-01(02).
В состав каждого узла входят: рабочая и резервная линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными трубопроводами.
Резервная линия используется также как поверочная для рабочей линии.
По выходу узлы замера соединяются трубопроводом перемычкой, по которму возможно поступление прокачиваемых продуктов, либо в соединительный нефтепровод УКПГ-14-ДНС-3-ОГПЗ, либо соединительный конденсатопровод УКПГ-15-ДНС-3-ОГПЗ.
Измерение предусмотрено датчиками массового расхода Micro-Motion модели CMF 200m, 33FE-08-01; 02, обеспечивающими высокую точность измерения потока и их функционирование не зависит от изменения температуры, вязкости, проводимости и характера течения потока.
Результаты измерения передается дистанционно в операторные ДНС и ДКС-3 на микропроцессорный комплекс для представления мгновенного и суммарного расхода и регистрации на цифропечатающем устройстве.
До массовых расходомеров 33FF- 08;07-01;02 выполняется: § контроль давления по месту техническим манометром, дистанционно в операторской от датчика - измерение, регистрация;
§ контроль температуры по месту термометром, дистанционно в операторской от датчика - измерение, регистрация.
После массовых расходомеров выполняются: § контроль давления по месту, техническим манометром;
§ контроль температуры по месту , термометром;
§ отбор проб конденсата для лабораторного контроля качества.
Рабочие параметры среды: § рабочее давление до 6,3 Мпа;
§ расход от 20 до 100 т/ч;
§ плотность от 0,55 до 0,9 т/м3;
§ температура то минус 2 до плюс 400С;
§ содержание сероводорода до 5% массовых.
Опорожнение ТПУ и коммуникации узлов учета предусматривается в дренажную емкость 33Е-304/2.
Отделение подогрева теплоносителя
Отделение предназначено для подогрева водного 60% раствора ДЭГА, который используется в качестве теплоносителя для обогрева технологических аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3, дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3, УПК и Н и компрессорной газов выветривания.
Потребление тепла для технологического обогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, факельного хозяйства ДКС-3 и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3 составляет - 0,4?0,8 Гкал/час.
Потребление тепла для технологического подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, обогрева трубопроводов УПК и Н и компрессорной газов выветривания в общем составляет - 0,4?0,8 Гкал/час.
В состав отделения подогрева теплоносителя входят: § подогревали теплоносителя 50Д-102; 202;
§ линия подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3;
§ линия подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания;
§ подземная дренажная емкость ДЭГА 33Е-304/3 с погружным насосом 33Н-304/3.
В период эксплуатации ДНС в работе находятся две линии подогрева: § подогреваль теплоносителя 50Д-102, насосы циркуляции ДЭГА 50J-102A; В, линия подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания;
§ подогреваль теплоносителя 50Д-202, насосы циркуляции ДЭГА 50J-202A; В, линия подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3.
В случае выхода из строя подогревателя теплоносителя 50Д-202 пустить в работу подогреватель теплоносителя 50Д-102 по линии подогрева аппаратов и трубопроводов ДНС, трубопроводов внеплощадочной эстакады ДНС-УКПГ-14, трубопроводов и дренажной емкости факельного хозяйства и дренажной емкости 11Е-304/2А ДКС-3. Линию подогрева конденсата и нефти в теплообменниках УПК и Н, емкостей и трубопроводов УПК и Н, емкостей и трубопроводов компрессорной газов выветривания остановить.
Потребление тепла для технологического обогрева составляет -1,3 Гкал/час.
Параметры 1 линии подогрева теплоносителя
Производительность -1,3 Гкал/ч
Температура на входе - 50?700С
Температура на выходе - 80?1000С
Состав линии подогрева теплоносителя: § подогреватель теплоносителя 50Д-102 (ГП 920.01.000.ВО);
§ три насоса циркуляции ДЭГА 50У-102А, В, С (2 раб. 1 рез.) типа ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2.
§ Общее оборудование для отделения: § емкость подпиточная 50Е-504-V=50м3.
§ 2 подпиточных насоса 50J-501А, В (1 раб. 1 рез.) типа АХ-Е-40-25-160-А-5-У2.
Подогрев 60% ДЭГА осуществляется в котлах 50 Д-102 с 50-700С до 80-1000С.
Циркуляция осуществляется насосами типа ХО-Е-50-32-250а-К-55-У2. Расчетное давление системы 1,0 Мпа.
Пополнение системы 60% раствором ДЭГА осуществляется насосами подпитки. Хранение 60% раствора ДЭГА и его приготовление происходит в подпиточной емкости ТП 704-1-162.83, V=50м3.
Расчет подогревателя ДЭГА
Расчет подогревателя заключается в определении необходимой площади поверхности для подогрева 60% раствора ДЭГА в воде Q = 25 м3/час от температуры Т1= 50 0С до Т2 = 100 0С, подаваемого в змеевики обогрева для стабилизации и дегазации перекачиваемой нефти \10\.
Раствор ДЭГА в воде подается циркуляционными насосами в межтрубное пространство подогревателя, а продукты сгорания топливного газа - в трубное.
Исходные данные для расчета: Q = 25 м3/час - объемный расход ДЭГА
Т1= 50 0С - начальная температура ДЭГА.
Т2 = 100 0С - конечная температура ДЭГА.
Сд = 0,8 Ккал/кг?град. - массовая теплоемкость ДЭГА r20д = 1100 кг/м3 t1 = 650 0С - начальная температура продуктов сгорания. t1 = 400 0С - конечная температура продуктов сгорания.
Спс = 0,27 Ккал/кг?град. - массовая теплоемкость продуктов сгорания.
Влагосодежание водяного пара в газе - d в= 2 г/м3
Определяем плотность ДЭГА при средней температуре теплоносителя Тср: Тср= 0,5(Т1 Т2) = 0,5(50 100) = 75 0С. rt = r20 -x ( t -20), (8) где rt - плотность при 20ОС, кг/м3 x - температурная поправка, кг/(м3 ОС), j = 1,825-0,00064r20
Тогда количество теплоты переданное ДЭГУ продуктами сгорания топливного газа будет равно: Q = Gд ? Сд ? (Т2-Т1) = 25958,625?1?(100-50) =1297931,25Ккал/час. (11)
Площадь поверхности теплообмена находим по формуле: , (12) где k - коэффициент теплопередачи, k = 100 ККАЛ/м2?час? 0С.
Dt - средний температурный напор, 0С.
Вычисляем средний температурный напор, как среднелогарифмический: Dt = (13)
Таким образом необходимая площадь теплообмена составит: , (14) что соответствует площади теплообмена выбранного в проекте котла подогрева ДЭГА с F = 29.5 м2.
Таким образом отделение подогрева ДЭГА по мощности соответствует увеличению прокачки нефтепродукта и с Филипповской залежи без реконструкции.
Узел редуцирования очищенного газа
Узел редуцирования предусмотрен для обеспечения площадки ДНС: § газом силовым для пневмоприводов кранов, давление 4,0 МПА;
§ газом продувочным для узлов распыла ингибитора коррозии и гидратообразования с давлением 4,0 МПА;
§ газом топливным для котлов подогрева теплоносителя давлением 0,6 МПА;
§ продувочным газом для трубопроводов и оборудования станции при авариях и перед ремонтами с давлением 0,6 МПА;
§ продувочным газом для подачи в факельные коллектора с целью постоянной продувки для предотвращения попадания воздуха, с давлением 0,6 МПА.
Снабжение очищенным газом предусматривается от коммуникаций товарного очищенного газа давлением 4,0 МПА ППТПУИГ ДКС-3.
Дренажная система
Система дренирования аппаратов, в которых обращаются сероводородсодержащие нестабильный конденсат и нефть, является закрытой, герметичной.
Система дренирования включает: § надземные дренажные трубопроводы;
§ поршневой мембранный насосный агрегат утилизации углеводородных дренажей в технологию 33Н-304/0, (в резерве 33J-503А;В) тип MFS 600/75, фирма PROMINENT.
Дренажные емкости и дренажные трубопроводы обогреваются и изолируются. Дренажные трубопроводы проложены надземно, с уклоном в подземную дренажную емкость 33Е-304/2.
§ жидкие углеводороды опорожнения аппаратов при плановых либо аварийных остановках периодически;
Дренажи из аппаратов выполняются только после отключения аппаратов от процесса и разгрузки (сброса давления) газовой фазы в факельную систему высокого давления - самотечное дренирование.
По мере накопления жидкости в подземной дренажной емкости 33Е-304/2 и заполнения ее объема до 50 %, производится откачка дренажей погружным насосным агрегатом 33Н-304/2 в надземную дренажную емкость 33Е-304/0, откуда утилизированные дренажи поршневым мембранным насосным агрегатом 33Н-304/0 (в резерве 33J-503А;В) возвращаются в технологию, в трехфазные разделители 33Е-07-01, 33Е-08-01.
На нагнетательном трубопроводе погружного насосного агрегата 33Н-304/2 подземной дренажной емкости установлен узел отбора проб, отбор проб производиться при откачке насосом 33Н-304/2 с емкости 33Е-304/2.
Дренажные емкости 33Е-304/2, 33Е-304/0 по газовой фазе соединены с факельной системой низкого давления. На факельных трубопроводах установлены разбрызгивающие устройства пленкообразующего ингибитора для периодического ингибирования трубопроводов факельной системы.
Для исключения кавитации на всасе поршневого мембранного насоса 33Н-304/0, надземная дренажная емкость 33Е-304/0 установлена на этажерке, на отметке 2,5м относительно всасывающего патрубка насоса.
Факельное хозяйство включает две системы факельных сбросов: § факельную систему высокого давления;
§ факельную систему низкого давления.
Факельные системы высокого и низкого давлений являются общими для ДНС и ДКС.
Оборудование факельных систем (факельные сепараторы, дренажная емкость) и факельные трубопроводы обогреваются и теплоизолируются. В качестве теплоносителя используется циркулирующий теплоноситель 60% ДЭГ.
Факельная система высокого давления
Факельная система высокого давления является герметичной и включает: § узлы автоматической подачи затворного (продувочного) газа в начало факельных коллекторов (33FT-02, 33FCV-02, 11FT-01, 11FCV-01; 22FT-12, 22FCV-12; 38FT-11, 38FCV-11);
§ факельный сепаратор 33С-503;
§ герметичные поршневые мембранные насосы 33J-503А/В для автоматической откачки факельных конденсатов из 33С-503 (р
Список литературы
§ факел высокого давления (диоксид азота, сажа, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, метан, меркаптаны);
§ труба вентиляции насосной нефти (углеводороды, сероводород);
Неорганизованные выбросы обусловлены утечками технологических сред от работающего оборудования, через запорно-регулирующую арматуру, фланцевые соединения трубопроводов.
Кроме выше перечисленных постоянных выбросов, при эксплуатации технологического оборудования возможны, а порой и необходимы, кратковременные, периодические (залповые) выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, связанные с остановкой ДНС для ремонта.
Источник возможных аварийных выбросов - от предохранительных клапанов оборудования ДНС на факел высокого давления.
В качестве аварийных рассмотрены следующие ситуации: § сброс газов дегазации на факел ДКС-3 при превышении давления в подпорных емкостях. При этом на факел сбрасывается 1694,4 м3/час газа.
§ разгерметизация емкости нефти. При этом в атмосферу поступает 3200 м3/час газов дегазации и 25,6 т нефти.
Таблица 3.1- Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу от источников ДНС -3, (т/год)
Код загрязняющего вещества Наименование загрязняющего вещества Класс опасности Постоянный Залповый Всего
0301 Окислы азота (в пересчете на диоксид) 2 2,353 0,00704 2,36
0330 Диоксид серы 3 0,027 0,119 0,146
0333 Сероводород 2 0,141 0,00019 0,14119
0337 Оксид углерода 4 7,237 0,0472 7,2842
1052 Метанол 3 0,270 - 0,27
1716 Меркаптаны 2 0,001 - 0,001
2704 Углеводороды 4 3,692 0,00117 3,69317
2902 Взвешенные вещества 3 0.0735 - 0,0735
2930 Пыль абразивная - 0,0372 - 0,0372
0328 Сажа 3 1,2 0,6173 1,82
Вещества, обладающие эффектом суммации.
Сероводород и двуокись серы Н2S SO2.
Двуокись серы и двуокись азота SO2 NO2
Анализ таблицы показывает, что основными загрязняющими веществами являются диоксид азота и диоксид углерода: 21% и 58% соответственно от общего валового выброса.
Залповые выбросы загрязняющих веществ составляют до 6% от общего валового выброса.
Расчеты проведенные по программе «Эколог» показывают, что сверхнормативное (для населенных пунктов) загрязнение воздуха ожидается только меркаптанами ( на максимальном удалении до 0,2 км от УКПГ-14.
По другим компонентам превышения ПДК не ожидается..
Учитывая, что для УКПГ-14 в настоящее время установлена санитарно-защитная зона размером 1000 м и расчетная зона загрязнения воздуха полностью в нее вписывается, строительство ДНС (с точки зрения охраны атмосферы) вполне допустимо.
3.3 Воздействия на почвенный покров
Любое промышленное строительство связано с отчуждением и изъятием из севооборота земель, занимаемых площадочными сооружениями и автодорогами, а также временным отводом угодий при строительстве подземных инженерных коммуникаций.
Земли, отведенные в постоянное пользование на период эксплуатации, предназначены для размещения: площадки ДНС, нефтепроводов, подъездной дороги, наземных сооружений связи и электроснабжения, водовода и других объектов и сооружений нефтегазодобычи.
Общий отвод земель составляет 6,91 га, в том числе в постоянное пользование 2,67 га, во временное пользование 4,24 га.
Основные воздействия на почвенно-растительный слой связаны с производством подготовительных работ, включающих: расчистку отведенной под строительство площадки от растительности, планировку полосы строительства, сооружение временных дорог и подъездов, строительство временных складов для хранения материалов.
Баланс по землям, отведенным в постоянное и временное пользование, приведен в таблице 3.2 .
Таблица 3.2 - Баланс отвода и возврата земельных ресурсов
№ п/п Наименование Площадь, га
1. Отведено земель 6,91
1.1. В постоянное пользование 2,67
1.2. Во временное пользование 4,24
2. Техническая рекультивация 4,24
3. Биологическая рекультивация 4,24
Результаты многолетних наблюдений качества природных сред на территории ОНГКМ показывают, что комплекс принятых мер технического и экологического характера не оказал существенного техногенного воздействия на окружающую среду. За время его разработки качество почв, поверхностных и подземных водных объектов, расположенных в контролируемой зоне, а также состояние воздушного бассейна характеризуется, как достаточно благоприятное.
3.4 Хозяйственно-бытовые и промышленные сточные воды
Эксплуатация объектов газопромыслового управления ведется без сброса неочищенных сточных вод и жидких отходов производства в открытые водоемы и на рельеф местности.
Водотведение на ДНС-3 обеспечивается двумя системами канализации: § хозяйственно-бытовые стоки ,по мере накопления,через хозсточную емкость поступают на КОС УКПГ-14,где проходят биологическую очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины № 14П2, 14П3;
§ промышленные стоки, по мере образования и во время ППР,через промсточную емкость поступают на КОС УКПГ-14, где проходят очистку с последующей закачкой в поглощающие скважины № 14П2, 14П3.
Таблица3.3 - Сбросы со сточными водами
№ Наименование сброса Место образования Количество образования, м3/час Состав сточных вод Предельно допустимое значение содержания загрязнений в сбросах, мг/л
1. Хоз.-бытовые стоки Санузлы, душевая, столовая 0,908 плотность РН ионы аммония фосфат-ионы взвешенные вещества БПК5 ХПК сухой остаток нефтепродукты - 6,5-8,3 ? 51 ? 52,1 ? 350 ? 323 ? 506 не более 1000 не более 25
2. Промышленные стоки Смыв технологических площадок 0,370 Плотность РН нефтепродукты метанол сероводород сухой остаток взвешенные вещества - - не более 100 - - - не более 70
3.5 Отходы производства и потребления
В процессе производственно- хозяйственной деятельности ДКС-3 ежегодно образуются следующие виды отходов: нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, шламы КНС, отработанные аккумуляторные батареи, отработанные масла, песок,загрязненный нефтепродуктами, строительные отходы, лом абразивных изделий, ветошь промасленная, лом и стружка черных металлов, отходы резино-технических изделий, смет с территории и твердые бытовые отходы.
Таблица 3.4 - Твердые и жидкие отходы(используемые отходы)
№ Наименование отходов, его агрегатное состояние Количество образования, кг/час, т/год Состав отходов Периодичность образования
1 Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа на газоконденсатных месторождениях 0,400 Натрия хлорид,кальция хлорид, кальция сульфат, кальция карбонат, железа сульфат, асфальтены, масла, вода Во время ППР
2 Масла индустриальные отработанные 0,400 Масло минеральное, мех. примеси Постоянно
3 Масла компрессорные отработанные 0,004 Масло минеральное, мех. примеси Постоянно
4 Масла трансформаторные отработанные, не содержащие галогены, полихлорированные 0,0032 Масло минеральное, мех. примеси Постоянно
5 Масла гидравлические отработанные 0,0620 Масло минеральное, мех. примеси Постоянно
6 Лом стальной несортированный 2,130 Сталь 100% Во время ППР
7 Тара металлическая, загрязненная 0,040 Металл Постоянно
8 Песок, загрязненный маслами 0,200 Песок, нефтепродукты Постоянно
9 Резиновые изделия незагрязненные, потерявшие потребительские свойства 0,002 Резина техническая Во время ППР
Таблица 3.5- Твердые и жидкие отходы (неиспользуемые отходы)
№ Наименование отходов, его агрегатное состояние Количество образования, кг/час, т/год Состав отходов Периодичность образования
1 Отработанные ртутьсодержащие лампы - Стекло, ртуть, др. материалы Постоянно
2 Отходы шлаковаты 0,008 Минеральное волокно Во время ремонта
3 Смет с территории 1,000 Смет Постоянно
4 Абразивные круги отработанные, лом отработанных абразивных кругов 0,007 Карбид кремния, электрокорунд и бакелит, мет. пыль Постоянно
5 Резиноасбестовые отходы (в том числе изделия отработанные и брак) (паронитовые прокладки, отработанные накладки тормозных колодок) 0,025 Резина техническая Постоянно
6 Пищевые отходы кухонь и организаций общественного питания несортированные 1,330 Отходы пищи Постоянно
7 Отходы упаковочного картона незагрязненные 0,008 Картон Постоянно
8 Отходы упаковочной бумаги незагрязненные 0,003 Бумага Постоянно
9 Мусор от бытовых помещений организаций (исключая крупногабаритный) 2,530 Бумага, картон, пищевые отходы, стекло, металл. Постоянно
10 Деревянная упаковка невозвратная тара 0,150 - Постоянно
11 Пыль или порошок от шлифования черных металлов с содержанием металла 50 % 0,010 Абразив, металлическая пыль Постоянно
12 Цеолит отработанный - Постоянно
13 Моющий раствор Т-950 двигателя - 31 нагнетателя - 5 Т-950 - 50%, вода - 45%, мехпримеси Промывка двигателя - 5 раз в год 1 агр. Промывка нагнетателя - 1 раз в месяц 1 агр.
По данным статистической отчетности, всего в 2010 году на ДКС-3 образовалось около 44,3122 тонн отходов производства и потребления, из которых 3,2412тонн передано на переработку и вторичное использование сторонним организациям, среди них: отработанные ртутьсодержащие лампы, масла и нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, лом и стружка черных металлов и отработанные аккумуляторные батареи. 41,071тонн неутилизируемых отходов размещено на специализированных площадках захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург.»
Площадки захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург» обустроены в соответствии с последними требованиями строительных норм и правил, и предотвращают загрязнение окружающей среды отходами производства и потребления.
3.6 Количественная и качественная характеристика опасностей. Характеристика опасностей производства
Установки ДНС по свойствам транспортируемого сырья и характеру технологического процесса относятся к категории взрывопожароопасных производств.
Углеводороды, входящие в состав нефти и конденсата, ингибитор коррозии, применяемый для защиты трубопроводов и оборудования от коррозии; метанол, применяемый как растворитель для ингибитора коррозии, образуют с кислородом воздуха взрывоопасные смеси.
Специфической особенностью протекающих процессов на ДНС является наличие в нефти и конденсате большого количества сероводорода и других соединений серы, которые отличаются высокой коррозионной активностью, а по степени воздействия на организм человека и окружающую природную среду относятся к опасным токсичным веществам.
Пожаровзрывоопасность технологического процесса подготовки нефти характеризуется: § наличием большого количества газов и жидкостей с низкими температурными пределами воспламенения и широкими пределами взрываемости, находящихся под высоким давлением;
§ возможностью разлива жидкостей и пропуска газов через фланцевые соединения, уплотнения агрегатов, кранов и насосов, а также возможностью загазовывания помещений и воздушной среды при выполнении ремонтных работ, ингибировании и отборе проб;
§ наличием источника воспламенения при производстве огневых работ, при работе электрооборудования, двигателей автомобилей и тракторов.
На ДНС обращается целый ряд веществ, таких как метанол, углеводороды, сероводород, оказывающих вредное воздействие на организм человека.
По совокупности воздействия на организм человека веществ, входящих в состав нефти и конденсата, транспортируемого с УКПГ на ДНС, он приравнивается к 3-му классу опасности, метанол и ингибиторы Д-4-3, А1-3, Инкоргаз-21Т, обращаемые на площадке ДНС, также к 3-му классу опасности (ГОСТ 12.1.007-76*).
Технологический процесс на ДНС характеризуется следующими вредными и опасными производственными факторами (классификация опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.0.003-74*): 1) Физические опасные и вредные производственные факторы подразделяются на: - движущиеся машины и механизмы; подвижные части производственного оборудования;
- повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
-повышенный уровень вибрации;
-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
-повышенный уровень статического электричества;
-отсутствие или недостаток естественного света;
- недостаточная освещенность рабочей зоны;
- острые кромки, заусеницы и шероховатость на поверхностях инструментов и оборудования.
2) Химические опасные и вредные производственные факторы подразделяются: -по характеру воздействия на организм человека на: токсические, раздражающие, влияющие на репродуктивную функцию (Н2S, углеводороды, меркаптаны, метанол, ингибитор коррозии);
-по пути проникновения в организм человека через: органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки (Н2S, меркаптаны, метанол, ингибитор коррозии).
-Один и тот же опасный и вредный производственный фактор по природе своего действия может одновременно относиться к различный группам, перечисленным выше.
3.7 Физико-химические и токсические свойства продуктов, применяемых на ДКС
Действие вредных веществ, применяемых в производстве, на организм человека зависит от токсических свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности действия. Профессиональные отравления и заболевания возможны только при концентрациях токсического вещества в воздухе рабочей зоны, превышающих определенный предел.
Предельно-допустимая концентрация (ПДК) - это такая концентрация вредного вещества в воздухе рабочей зоны, которая при ежедневном воздействии на человека в течение длительного времени не вызывает в его организме каких-либо патологических изменений или заболеваний.
Предельно-допустимая концентрация вредных веществ утверждается министерством здравоохранения РФ и является обязательной для всех предприятий нормой, нарушения которой не допускаются.
Ниже приведены свойства опасных веществ, входящих в состав углеводородной смеси и некоторых других веществ (вспомогательные химреагенты, технологические выбросы в атмосферу).
Природный (топливный) газ: бесцветная смесь углеводородов С1-С5, легче воздуха, пределы взрываемости 4,5-13,5% объемных. ПДК в воздухе производственных помещений 7000 мг/м3. Температура самовоспламенения около 537ОС. В больших концентрациях действует удушающе.
Первая помощь: удалить пострадавшего из загазованной зоны, освободить от стесняющих частей одежды, положить на спину, слегка приподнять ноги, согреть тело (обложить грелками). При нарушении дыхания давать кислород. При отсутствии дыхания немедленно (до прихода врача), после освобождения полости рта и дыхательных путей от слизи и рвотных масс, начать делать искусственное дыхание "рот в рот" с последующим использованием аппаратов для искусственной вентиляции легких, не прекращая его до появления спокойного дыхания. При тяжелом отравлении, даже в случае хорошего самочувствия, пострадавшего необходимо госпитализировать.
Индивидуальные средства защиты: фильтрующие противогазы марки М.
Сероводородсодержащий газ: бесцветная смесь углеводородов С1-С5 с запахом тухлых яиц, пределы взрываемости 4,3ч46,0% объемных. ПДК в воздухе производственных помещений 300 мг/м3 по углеводородам, 3 мг/м3 по сероводороду, 1 мг/м3 по меркаптанам. Температура самовоспламенения около 520ОС.
Ощутимый запах сероводорода отмечается при 1,4-2,3 мг/м3, значительный запах при 4 мг/м3, при 7-11 мг/м3 запах тягостный. При более высоких концентрациях запах менее сильный, наступает привыкание.
При концентрации 200-280 мг/м3 наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и зева, металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг/м3 Н2S наступает опасное отравление в течение 15-20 минут.
При концентрации 1000 мг/м3 и выше смерть может наступить почти мгновенно.
Для оказания доврачебной помощи пострадавшего необходимо быстро вынести на свежий воздух. Обеспечить покой и тепло. При легких отравлениях следует давать теплое молоко с содой или минеральную щелочную воду. При отсутствии дыхания необходимо делать искусственное дыхание с кислородом.
Метанол: химическая формула СН3ОН. Другие названия - метиловый спирт, карбинол, древесный спирт. Бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и цвету напоминающая этиловый (винный) спирт, легко воспламеняющаяся, при испарении взрывоопасна. Температура вспышки 6ОС, предел взрываемости 7,0-35,5% объемных, температура самовоспламенения 4400 С, ПДК - 5 мг/м3.Средства индивидуальной защиты : фильтрующий противогаз с коробкой марки А, резиновые сапоги и перчатки.Метанол - сильный нервно-сосудистый яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Обладает способностью накапливаться в организме. Раздражающе действует на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз.
Метанол опасен при применении его внутрь, 5-10 г метанола вызывает тяжелое отравление. Смертельная доза - 30 г. Симптомы отравления: головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в желудке, общая слабость, раздражение слизистых оболочек, в тяжелых случаях потеря зрения и смерть. Пролитый при авариях или других случаях метанол должен смываться большим количеством воды, но не менее 2-х объемов. Первая помощь: удаление метилового спирта из организма. Вызвать рвоту, обильно промыть желудок водой, обильное питье 5% раствора соды. Пострадавшего вынести на свежий воздух, ингаляция кислородом, искусственное дыхание, обязательное согревание тела.При работе с метанолом, отпуске, хранении и транспортировке его необходимо выполнять: - санитарные нормы по хранению и применению метанола № 549-65, утвержденные Минздравом;
- требования "Инструкции о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах добычи, транспорта и ПХГ ОАО «Газпром»", утв. ОАО «Газпром» 15.06.2007 г.
Газовый конденсат - бесцветная жидкость, легче воды, с водой не смешивается, при нормальных условиях легко воспламеняется. Обладает высокой испаряемостью, ПДК паров - 300 мг/м3, пары действуют на центральную нервную систему. При воздействии на кожу обезжиривает ткани, может вызвать заболевание - дерматит и экзему. Защита органов дыхания - фильтрующий противогаз с коробками марки М и БКФ.
Сернистый ангидрид (SO2, сернистый газ, двуокись серы) - бесцветный газ с острым запахом, водный раствор его является кислотой.
SO2 действует раздражающе на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз, высокие концентрации вызывают их воспаление, выражающееся в кашле, хрипоте, жжении и боли в горле, груди, слезоточении, носовых кровотечениях. Считают, что смерть наступает от удушья в результате спазмы голосовой щели.
Ощутимый порог запаха SO2 -3 мг/м3 . Раздражение в горле вызывает концентрация 20-30 мг/м3, раздражение глаз 50 мг/м3, при 60 мг/м3 наблюдается сильное колотье в носу, чихание, кашель, 120 мг/м3 можно выдержать лишь три минуты, 300 мг/м3 лишь 1 минуту.
Для оказания первой помощи пострадавшего необходимо вынести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды. Промывание глаз, носа и полоскания 2% раствором соды. В дальнейшем пить теплое молоко с "боржоми", содой, маслом и медом.
Двуокись углерода (СО2 , угольный ангидрид, углекислый газ, углекислота) - бесцветный газ кисловатого вкуса и запаха, скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой.
Двуокись углерода обладает наркотическим воздействием на человека, раздражающе воздействует на кожу и слизистые оболочки.
В малых концентрациях возбуждает дыхательный центр, в очень больших - угнетает. Обычно, высокие содержания СО2 связаны с пониженным содержанием кислорода в воздухе, что может явиться причиной быстрой смерти.
При вдыхании 2,5-5% СО2 у человека наблюдается головная боль, раздражение верхних дыхательных путей, учащение сердцебиения, повышенное давление. При более высоких концентрациях - потливость, шум в ушах, рвота, психическое возбуждение, снижение температуры тела, нарушение зрения.
При отравлении углекислым газом пострадавшего необходимо быстро вывести на свежий воздух и, при необходимости, сделать искусственное дыхание и дать кислород.
Окись углерода (СО) образуется в результате неполного сгорания природного газа или другого углеродсодержащего топлива. СО - это газ без запаха и цвета, немного тяжелее воздуха. Окись углерода вступает в реакцию с гемоглобином крови.
Порог биологического воздействия 200 мг/м3. При вдыхании СО с концентрацией в воздухе 240 мг/м3 в течение 30 минут возможно обморочное состояние.
Начальные признаки отравления: тяжесть в голове, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, чувство слабости, появление рвоты.
При длительном нахождении в атмосфере СО при небольших концентрациях или при больших концентрациях, более 200 мг/м3, в течение не более 15 минут, отравляющее действие более ощутимо: оцепенение, нарастающая сонливость, состояние безучастности, судороги, потеря сознания, паралич.
При отравлении пострадавшего выводят на свежий воздух, дают дышать кислородом (лучше в смеси с 5-7% СО2 для увеличения объема дыхания), обеспечивают полный покой и тепло.
Окись азота (NO) - газ без цвета и запаха. Двуокись азота (NO2) - газ бурого цвета с резким запахом. Днем в атмосфере преобладает NO2, а ночью - NO. Наиболее вредным из всех окислов является NO2.
Окислы азота под воздействием солнечного света превращаются в двуокись с образованием коричневой дымки.
По воздействию на человека окислы азота относятся к III классу опасности. Концентрация NO2 - 15 мг/м3 вызывает раздражение глаз, а 200 - 300 мг/м3 уже опасна при кратковременном вдыхании, так как окислы азота попадают в легкие, где соединяются с гемоглобином крови и могут вызвать их отек.
В условиях данного проекта невозможна концентрация окислов азота в воздухе рабочей зоны, способная оказать острое отравление.
Ингибитор коррозии парофазный (А-1-3) - это жидкость темно - коричневого цвета, хорошо растворимая в метаноле, пропаноле, бензоле, нефти. По химическому составу - это сложная смесь азотсодержащих органических соединений.
При работе с ингибитором не допускать его попадания на кожу и слизистые оболочки глаз. Однократное попадание ингибитора на кожу опасности не представляет. При регулярных контактах кожи с ингибитором возможно развитие дерматита. При попадании ингибитора на незащищенные кожные покровы, следует удалить его, смыв загрязненную кожу большим количеством воды с мылом.
При попадании ингибитора в глаза следует обильно промыть их водой и немедленно обратиться к врачу.
При работе с ингибитором А-1-3 следует применять индивидуальные средства защиты от попадания его на кожные покровы, слизистые оболочки глаз, органов дыхания - резиновые перчатки по ГОСТ 20010, защитные очки - ГОСТ 12.4.013, спецодежду - ГОСТ 12.4.112, фильтрующий противогаз марки «А», защитные мази и пасты.
Ингибитор коррозии (Инкоргаз-21Т) - это однородная жидкость от светло-желтого до темно-бурого цвета. Представляет собой раствор полиамидов и имидазолинов в смеси спиртового и углеводородного растворителя.
Ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» обладает выраженной общей токсичностью.
При контакте с кожей продукт обладает раздражающим действием. При попадании ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т» на незащищенные кожные покровы необходимо промыть пораженный участок теплой водой с мылом.
При попадании в глаза ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» вызывает раздражение, отек век, поэтому необходимо немедленно промыть глаза обильным количеством воды и обратиться к врачу.
При работе с ингибитором коррозии «Инкоргаз-21Т» обслуживающий персонал должен быть обеспечен защитными очками по ГОСТ Р 12.4.013-87, резиновыми перчатками по ГОСТ 20010-93, хлопчатобумажной спецодеждой по ГОСТ 27651-88 или ГОСТ 27653-88, прорезиненными фартуками по ГОСТ 12.4.029-76 и фильтрующимипротивогазами по ГОСТ 12.4.121-83 с коробкой марки А или БФК.
Диэтиленгликоль (ДЭГ) - горючая, бесцветная, вязкая жидкость. Опасен при попадании внутрь. Действует как сосудистый и протоплазматический яд, главным образом на центральную нервную систему и почки. В исходе отравления почки играют основную роль. Токсичны как сами гликоли, так и вещества, образующиеся в организме при их распаде (щавелевая кислота, формальдегид, муравьиная кислота и т.д.). Признаки отравления обнаруживаются через 2-13 часов после приема.
Первая помощь: промывание желудка водой, обильное питье, покой, тепло.
Дизтопливо - бесцветная или слегка желтоватая жидкость с эфирно-керосиновым запахом. Как и прочие жидкие углеводородные топлива, по токсичности относится к 4 классу опасности. При длительном вдыхании паров (более 15 минут) с концентрацией в воздухе более 40 г/м3 опасно для жизни. При длительном контакте с относительно небольшими концентрациями возможны хронические отравления. При воздействии на кожу возможны экземы и дерматиты. Первая помощь при отравлении: свежий воздух, искусственное дыхание.
3.8 Прогноз изменения техногенного воздействия на окружающую среду ДНС-3 после проведения реконструкции
Для прогноза ущерба окружающей среде при реконструкции и эксплуатации ДНС-3 воспользуемся методикой представленной во временных методических указаниях по составлению раздела "Оценка воздействия на окружающую среду". Результаты оценок приведены в таблице 4.4.
Таблица 3.6 - Шкала бальных оценок, степени возможных изменений природных объектов
Объекты природной среды Изменения природной среды Воздействия Баллы
Геологическая среда Изменение инженерно-геологических условий месторождения Малозаметные изменения параметров морфострук-турных элементов. Незначительные изменения ограниченные по площади. 0
Криогенез Воздействия отсутствуют 0
Почвенно-растительный покров Почвенный покров Слабые изменения -1
Физико-химические параметры Незначительное снижение продуктивности, незначительное изменения качества продукции 0
Растительность Гибель растительности только в зоне производства строительных работ 0
Поверхностные и грунтовые воды Загрязнение вод Нет заметных изменений качества воды и изменение в качестве биоты. 0
Атмосферный воздух Загрязнение атмосферного воздуха за пределами СЭЗ по инградиентам Меньше ПДК -1
Средний балл: -0.28
Как видно из таблицы средний оценочный балл составляет -0.28, что говорит о незначительном воздействии на компоненты природной среды.
3.9 Требования к конструкциям и материалам трубопроводов
Трубы и соединительные детали предназначены для транспорта неочищенного газа и нефти с содержанием сероводорода (H2S) до 6% объемных, метанола с ингибитором коррозии. Расчетные давления в проектируемых трубопроводах приняты по всей системе сбора равными 6,0 МПА.
Для применения в части проекта на полное развитие Филипповской залежи предусматриваются трубы стальные бесшовные горячедеформиро- ванные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений из стали 20 по ТУ 14-3-1128-2000.
Трубы должны быть термообработанными на заводе-изготовителе, соответствовать требованиям соответствующего ТУ, иметь гарантию по химическому составу и механическим свойствам металла в готовых трубах, предусмотренную соответствующим ТУ, а также соответствовать требованиям СП 34-116-97 и «Инструкции по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.
Расчеты толщины стенок проектных трубопроводов линейной части произведен в соответствии с СП 34-116-97 и «Инструкцией по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.
Соединительные детали трубопроводов - отводы, тройники, переходы, заглушки - приняты из стали 20 и соответствуют требованиям: § СП 34-116-97;
§ «Инструкции по выбору и применению материалов изготовления труб для трубопроводов, эксплуатирующихся в сероводородосодержащих средах», ВНИИГАЗ, 2000г.;
§ ТТ 8924-6-90 «Технические требования на соединительные детали трубопроводов, транспортирующих сероводородосодержащие среды», «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»;
§ «Инструкции по проектированию и применению соединительных деталей для трубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г.
На нефтегазосборных коллекторах, нефтепроводе и трубопроводах газлифтного газа диаметром 219 мм и более, где установлены узлы запуска и приема очистных поршней, предусматриваются отводы с радиусом изгиба R=5Ду по ТУ 51-515-91, и все элементы трубопровода в пределах очищаемого участка выбраны равнопроходными.
На выкидных трубопроводах, газопроводах, трубопроводах газлифтного газа, ингибиторопроводах, где не устанавливаются узлы запуска и приема очистных поршней, гнутые отводы приняты с радиусом изгиба R=4Ду.
Толщина стенок соединительных деталей определяется расчетом по СП 34-116-97 и «Инструкции по проектированию и применению соединительных деталей для трубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород», Мингазпром, 1986г. и принята не менее 4 мм.
Нефтегазосборные коллекторы, выкидные трубопроводы, нефтепровод, газопроводы, трубопроводы газлифтного газа, ингибиторопроводы на правобережье р.Урал (в районе УКПГ-14, УПН-14 и УПНГ-14А) приняты II категории в соответствии с СП 34-116-97, а их участки в зависимости от ответственности могут быть более высокой категории (СП 34-116- 97).
Нефтегазосборные коллекторы, выкидные трубопроводы, трубопроводы газлифтного газа, ингибиторопроводы на левобережье р.Урал (в районе УКПГ-15 и УПН-15) приняты категории В, т. к. в основном проходят по пойменной части р.Урал (в границах 10%-ной обеспеченности ГВВ).
3.10 Запорная арматура и ее размещение
На проектную запорную арматуру должны быть сертификаты соответствия системе ГОСТ Р и разрешения для применения на опасном производственном объекте в соответствии с требованиями РД 03-485-02 «Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах».
Материальное исполнение запорной арматуры должно соответствовать требованиям NACE MR-0I-75.
Конструкция всей применяемой в проекте арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую классу «А» по ГОСТ 9544-2005.
На применяемую в проекте запорную арматуру будут составлены опросные листы, где указан тип арматуры, ее технические параметры, тип привода, а также дополнительные требования по ее изготовлению, исходя из транспортируемой по трубопроводу среды.
Размещение запорной арматуры предусматривается в соответствии с СП 34-116-97, ВСН 51-3-85.
Оценка технического состояния производится по результатам расчета трубопровода на прочность с использованием данных внутритрубной дефектоскопии или электрометрического обследования.
Опыт проведения диагностических работ показал, что в длительно эксплуатирующихся трубопроводах имеется значительное количество дефектов, число которых на участке 100-150 км. может исчисляться тысячами. В связи с этим возникает проблема четкого разделения дефектов по степени опасности, с тем, чтобы удалению подвергались только те дефекты, которые представляют реальную опасность. Оценка опасности дефектов производится по методикам, построенным на обобщении результатов натурных испытаний труб с дефектами.
Эти методики согласованы с Госгортехнадзором.
Практическому решению задач диагностики служит отраслевая научно-техническая и производственная программа РАО «Газпром» «Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов России».
Программа определила единый методический подход к оценке надежностного состояния линейной части магистральных трубопроводов на всех этапах проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов.
Оценка надежности трубопровода на этапе проектирования: § расчет надежности трубопровода и его элементов;
§ удовлетворение требований, определяемых применением диагностических средств (размеры поворота, камеры запуска-приема очистных устройств, сооружений и т.д.).
Оценка надежности трубопровода на этапе подготовительных работ: § контроль сварных соединений;
§ контроль изготовления труб и элементов трубопровода;
§ испытание изоляции;
§ испытание труб и отбор образцов для долговременных наблюдений и испытаний;
§ входной контроль труб на объекте после транспортирования (геометрия, механические повреждения, изоляция и т.д.).
Оценка надежности трубопровода на этапе строительства: § контроль земляных работ;
§ контроль сварочно-монтажных работ;
§ контроль при проведении изоляционно-укладочных работ;
§ контроль при сооружении устройств электрохимической защиты;
§ контроль качества подводно-технических работ;
§ контроль в процессе испытаний на прочность и герметичность.
Оценка надежности на этапе эксплуатации трубопровода: § контроль защитных потенциалов и зон их действия;
§ контроль цикличности нагрузки трубопровода;
§ определение напряженно-деформированного состояния трубопровода;
§ обнаружение зарождающихся трещин;
§ контроль герметичности и определение мест утечки;
§ контроль планово-высотного положения трубопровода на особо опасных участках (оползни, подводные переходы, болота, вечная мерзлота);
§ наблюдение за изменением геологического и гидрологического состояния трубопровода;
§ наблюдение за активностью грузов;
§ контроль за состоянием изоляции;
§ контроль геометрии трубы;
§ контроль толщины стенок трубы и ее коррозионного состояния;
§ обнаружение мест повреждения изоляции;
§ обнаружение микротрещин и свищей.
Завершающим звеном оценки надежности трубопровода является экспертное заключение о гарантированном сроке будущей безопасной эксплуатации трубопровода.
3.11 Оценка гигиенического состояния атмосферного воздуха в с. Татищево
В Оренбургском ГПУ, в состав которого входит ДНС-3, вопросами охраны окружающей среды занимается созданная в 1975 г. лаборатория охраны окружающей среды (ЛООС). Лаборатория оснащена приборами и оборудованием, необходимыми для проведения работ по обеспечению экологической и радиационной безопасности на территории месторождения. Работа лаборатории ООС осуществляется круглосуточно.
Основным документом, регламентирующим деятельность ЛООС, является "Положение о промышленно-санитарной лаборатории Охраны Окружающей Среды ГПУ", утвержденное директором управления.
Основными задачами ЛООС являются: 1. Организация природоохранной деятельности служб и подразделений управления с целью соблюдения ими требований закона и правил по охране окружающей среды.
2. Организация на предприятии первичного учета вредных выбросов (сбросов) в природную среду и контроль за их достоверностью.
3. Соблюдение предельно-допустимых концентраций в окружающей природной среде попутных и побочных продуктов, вторичных материалов, технологических отходов, сбросов и выбросов вредных веществ.
4. Разработка и соблюдение предельно-допустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ.
5. Организация лабораторного контроля параметров загрязняющих веществ и окружающей среды и др.
Для оперативного контроля состояния воздушной среды при производстве газоопасных работ на ОГКМ, связанных с выбросами вредных веществ в атмосферу, лаборатория оснащена тремя автомобилями высокой проходимости. Маршрутные посты обеспечивают контроль над состоянием воздушной среды в 16-ти населенных пунктах, расположенных на территории месторождения, согласно планам-графикам контроля, а также при выполнении работ всеми структурными подразделениями ГПУ.
Для регулирования выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании сероводородсодержащего газа при проведении газоопасных и огневых работ, связанных с выбросами вредных веществ в атмосферу разработаны: "Инструкция по проведению работ, связанных со сжиганием природного газа на объектах ГПУ" и "Инструкция по организации контроля воздушной среды на газо-взрывоопасных и пожароопасных объектах ГПУ", требования инструкций являются руководящим документом и подлежат исполнению. Основными критериями для выдачи разрешения на производство работ являются: расположение источника выброса вредных веществ в атмосферу относительно населенных пунктов и объектов управления; где находится постоянно обслуживающий персонал; направление, скорость ветра; мощ
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
