На главную
На главную

НТП 1.8-001-2004 «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа»

Настоящие нормы технологического проектирования устанавливают требования к проектированию вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых маломощных газодобывающих предприятий (МГДП) на малых месторождениях, газодобывающих предприятий (ГДП) на средних и крупных месторождениях и станций подземного хранения газа (СПХГ). Требования «Норм...» обязательны к применению для всех дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», в том числе при их взаимодействии с лицами, выполняющими работы (оказывающими услуги) в соответствии с заключенными с ними договорами.

Обозначение: НТП 1.8-001-2004
Название рус.: Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа
Статус: действующий
Заменяет собой: ВНТП 01-81 «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 15.11.2004
Утвержден: ОАО "Газпром" (21.10.2004)
Опубликован: ООО "ИРЦ Газпром" № 2004

Библиотека справочной литературы ООО «Центр безопасности труда»

ОТКРЫТОГОАКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХПРЕДПРИЯТИЙ И СТАНЦИЙ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА

СТО ГАЗПРОМ НТП 1.8-001-2004

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3 СОСТАВ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (МГДП, ГДП) И СТАНЦИЙ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА (СПХГ), ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ

4 ОБОРУДОВАНИЕ И ОБВЯЗКА УСТЬЕВ СКВАЖИН

5 СИСТЕМА СБОРА ГАЗА

6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

7 УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

8 УСТАНОВКИ СЕРООЧИСТКИ ГАЗА

9 УСТАНОВКИ СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

10 УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ КОНДЕНСАТА

11 УСТАНОВКИ ПОЛУЧЕНИЯ СЕРЫ

12 ВЫБОР И КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И АППАРАТУРЫ

13 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

14 УЗЛЫ УЧЕТА ПРОДУКЦИИ ГДП И СПХГ

15 СКЛАДЫ ИНГИБИТОРОВ, КОНДЕНСАТА И НЕФТЕПРОДУКТОВ

16 ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ И КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ ПХГ

17 СИСТЕМЫ СБРОСА ГАЗА И ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ

18 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В УЗЛАХ И ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ

19 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ

20 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

21 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

22 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

23 ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

24 ТЕПЛОГАЗОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

25 УСТАНОВКИ СЖАТОГО ВОЗДУХА

26 СИСТЕМА СНАБЖЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВА ИНЕРТНЫМ ГАЗОМ

27 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ЛАБОРАТОРИЯ

28 НОРМАТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

29 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ И НОРМАТИВНАЯ ЧИСЛЕННОСТЬ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА

30 ФОНД ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ РАБОЧИХ, ИТР И СЛУЖАЩИХ

31 СТЕПЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОЕМКОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА

32 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

33 МЕХАНИЗАЦИЯ ТРУДОЕМКИХ РАБОТ

34 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

35 ОХРАНА ТРУДА

36 НАДЕЖНОСТЬ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МГДП, ГДП И СПХГ

37 ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

38 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ А (СПРАВОЧНОЕ)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВА МГДП И ГДП

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (СПРАВОЧНОЕ)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВА ПХГ

ПРИЛОЖЕНИЕ В

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА СПХГ

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА МАЛОМОЩНЫХ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (МГДП)

ПРИЛОЖЕНИЕ Е (СПРАВОЧНОЕ)

ТИПОВЫЕ ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ ГДП

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (СПРАВОЧНОЕ)

ТИПОВАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ СПХГ

ТИПОВАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ СПХГ

ПРИЛОЖЕНИЕ И (СПРАВОЧНОЕ)

УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ ТЭР НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРИ

ПРИЛОЖЕНИЕ К (СПРАВОЧНОЕ)

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБУСТРОЙСТВА МГДП, ГДП

ПРИЛОЖЕНИЕ Л (СПРАВОЧНОЕ)

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБУСТРОЙСТВА СПХГ

ПРИЛОЖЕНИЕ М (СПРАВОЧНОЕ)

РАСЧЕТ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ И СЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (СХЕМА РАСЧЕТА)

ПРИЛОЖЕНИЕ Н (СПРАВОЧНОЕ)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, СОДЕРЖАЩИХ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОБЪЕКТОВ МГДП, ГДП И СПХГ

 

РАЗРАБОТАН

ОАО «ВНИПИгаздобыча»

СОГЛАСОВАН

Управлениями ОАО «ГАЗПРОМ»:

Управлением по добыче газа и газового конденсата

Управлением по подземному хранению газов и жидких углеводородов

Управлением проектирования и экспертизы

Государственными органами надзора:

Госгортехнадзором России ГУГПС МЧС России

Обществами и организациями ОАО «ГАЗПРОМ»:

ООО «ВНИИГАЗ»

ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ»

ООО «ТюменНИИГИПРОГАЗ»

ДОАО «ЦКБН»

ООО «ГАЗНАДЗОР»

ООО «ГАЗОБЕЗОПАСНОСТЬ»

ФГУ ВНИИПО МЧС России

УГПН МЧС ЯМАО

ВНЕСЕН

Управлением проектирования и технического нормирования Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН

Приказом Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера от 21 октября 2004 г. № 93

ВВЕДЕН В  ДЕЙСТВИЕ

Приказом ОАО «Газпром» с 15 ноября 2004 г.

ИЗДАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)

ВЗАМЕН

ВНТП 01-81 «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа»

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие нормытехнологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станцийподземного хранения газа (Далее - «Нормы...») разработаны в качестве стандартаорганизации.

При разработкенастоящих «Норм...» в качестве определяющего документа принят СНиП10-01-94 «Система нормативных документов в строительстве. Основныеположения», согласно которому главной направленностью вновь разрабатываемыхнормативных документов должна являться защита прав и охраняемых закономинтересов потребителей продукции, общества и государства при развитиисамостоятельности и инициативы акционерных обществ, предприятий, организаций испециалистов. Согласно этому положению настоящие «Нормы...» устанавливаюттребования к строительной продукции, которые должны быть достигнуты в процессепроектирования и строительства.

Настоящий нормативныйдокумент предназначен для замены ВНТП 01-81 «Нормы технологическогопроектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземногохранения газа» и направлен на решение перечисленных проблем

Редакционнаяколлегия: В.И.Милованов, М.Ю. Мокеев, В.Е. Логинова, В.Ф. Зобков, Н.Ф. Пантюхин, В.А. Фишер,Н.А. Булыкина, А.П. Васин, А.Н. Дыкман, Ю.А. Лексиков, В.М. Мокроусов, О.Е.Кузнечиков, В.А. Аншаков, С.К. Мрочек, В.М. Лаптев, А.Е. Калягин, В.О.Горбунов, Е.А. Клейменов, В.А. Сорокованов, И.Л. Курбанов, О.А. Архангельская(ОАО "ВНИПИГАЗДОБЫЧА"),

В.Г. Чакубаш, В.В.Коломийцев, Б.Б. Шатковский (ОАО "ЮЖНИИГИПРОГАЗ").

При участиисотрудников ОАО "ГАЗПРОМ": Н.И. Кабанова, С.А. Хана, И.В. Мещерина, СВ. Поддубского,В.Н. Пугаченко, А.М. Добоньян, В.И. Шведовой,

сотрудников ООО"ВНИИГАЗ": А.М. Сиротина, В.С. Юшиной, Ю.А. Лаухина,

сотрудников ДОАО"ЦКБН": Б.С.Палей, Г.Н. Бекетова,

сотрудников ООО"ТюменНИИГИПРОГАЗ": Э.П. Шишкина, Н.И. Базулина, Н.С. Козлова,

сотрудников ООО"ГАЗОБЕЗОПАСНОСТЬ": Н.А Яковенко, А.В. Никитина,

сотрудников ООО"ГАЗНАДЗОР": В.И. Эристова, Р.Г. Тороповой.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящие нормытехнологического проектирования устанавливают требования к проектированию вновьстроящихся, расширяемых и реконструируемых маломощных газодобывающихпредприятий (МГДП) на малых месторождениях, газодобывающих предприятий (ГДП) насредних и крупных месторождениях и станций подземного хранения газа (СПХГ).Требования «Норм...» обязательны к применению для всех дочерних обществ иорганизаций ОАО «Газпром», в том числе при их взаимодействии с лицами,выполняющими работы (оказывающими услуги) в соответствии с заключенными с нимидоговорами.

Примечание: по величине запасов свободного газа месторожденияклассифицируются как малые (до 10 млрд м3), средние (от 10 до 30млрд м3) и крупные (от 30 до 500 млрд м3 и выше).

1.2 МГДП и ГДПпредназначены обеспечить добычу, сбор и подготовку газа и газового конденсата ктранспорту с целью дальнейшей их реализации.

1.3 СПХГпредназначена для закачки газа в пласт, хранения его, извлечения из пласта,сбора, подготовки и подачи в магистральный газопровод (потребителю) в периодповышенного спроса и проектируется с учетом требований [1].

1.4 Действующие МГДП,ГДП и СПХГ подлежат приведению в соответствие с требованиями настоящих нормтолько при их плановом расширении, реконструкции или техническомперевооружении, если дальнейшая эксплуатация объектов может привести кнедопустимому риску для безопасности и здоровья людей.

Настоящие нормы нераспространяются на морские и шельфовые объекты.

1.5 Особыетребования, оговаривающие наличие сероводорода, должны учитываться:

а) при разработкетехнологической схемы промысловой подготовки газа и конденсата;

б) при разработкетехнических решений, касающихся промсанитарии и охраны окружающей среды с цельюснижения отрицательных воздействий на нее соединений сероводорода;

в) при определенииматериального исполнения технических средств, предназначаемых для работы поддавлением в контакте со средами, содержащими сероводород, если сероводород вгазе имеет парциальное давление 0,3 кПа и более, а в жидкости содержится вконцентрации, соответствующей его растворимости при парциальном давлении впаровой фазе 0,3 кПа и более;

г) при выборетехнологического режима работы трубопроводов и оборудования с целью уменьшениякоррозионного воздействия агрессивной среды.

1.6 Отступления отнорм допускаются с разрешения ОАО «Газпром» при представлении соответствующихтехнических обоснований и согласований с органами надзора.

1.7 Припроектировании объектов МГДП, ГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов»), кроменастоящих норм, следует руководствоваться действующими нормативными документамистроительного проектирования, санитарными нормами проектирования предприятий, атакже другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.Перечень нормативных документов см. в приложении Н.

1.8 Проектированиеобъектов (разработку проектов обустройства) следует вести на основанииутвержденных в установленном порядке исходных геологических данных проектаразработки месторождения в соответствии с требованиями инструкции [2],правил [3,4]и норм [264,268].

Состав необходимых дляпроектирования исходных геологических данных для МГДП и ГДП см. в приложении А,для СПХГ в приложении Б.

Технологическая частьпроектов (П), рабочих проектов (РП) объектов ГДП и СПХГ должна разрабатываться,как правило, с использованием технологических регламентов для проектируемыхпроизводств, выполняемых на основе норматива [5].

1.9 Припроектировании зданий для объектов следует предусматривать следующиемероприятия:

а) применениеограждающих конструкций, значения сопротивлений, теплопередача которых не нижеуказанных в табл. 4 норм [6];

б) регулированиерасхода теплоты с помощью средств автоматики;

в) при ТЭО вторичноеиспользование и утилизацию технологической тепловой энергии;

г) использование теплотыуходящих дымовых газов печей, выхлопных газов газоперекачивающих агрегатовпутем установки теплоулавливающего оборудования;

д) использованиетеплоты выбросов вентиляционных систем при температуре уходящего воздуха выше30 °С и расходом 50 000 м3/ч и более.

1.10 Проектирование,строительство и ввод в действие объектов могут производиться очередями, еслиэто указано в задании на проектирование. В состав первой очереди включаютсяпусковые комплексы, обеспечивающие получение товарной продукции или оказание техническихуслуг до завершения строительства очереди и всего объекта в целом.

В состав пусковыхкомплексов в обязательном порядке должны включаться;

здания и сооружения,предназначенные для санитарно-бытового обслуживания работников, обеспеченияздоровых и безопасных условий труда, обезвреживания и улавливания вредныхвыбросов в атмосферу, воду и на почву;

объекты,обеспечивающие предупреждение аварий, ограничение их размеров (отключающиеустройства, системы блокировок, контроль давлений, температур, загазованности)и ликвидацию последствий (аварийные емкости, факельные системы, вентиляция идр.);

объекты,обеспечивающие взрывопожаробезопасность и возможность тушения пожара (системыпожарной автоматики, противопожарное водоснабжение, организация пожарной охраны)в соответствии с требованиями документов [7,8,9,10,115,230,231].

1.11 МГДП, ГДП и СПХГв целом, а также технологические установки и сооружения, входящие в их состав,должны удовлетворять современным требованиям промышленной эстетики.

1.12 В соответствиисо стандартом [11]газ, закачиваемый в ПХГ, не должен содержать примеси сероводорода более 0,7г/100 м3.

1.13 Подготовленнаятоварная продукция ГДП, МГДП и СПХГ должна отвечать требованиям соответствующихотраслевых и государственных стандартов.

2 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Абсорбция - избирательное поглощение одногоили нескольких компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом).

Авария - разрушение сооружений и (или)технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте,неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Агрегат - укрупненный унифицированный блоктехнологического оборудования, органически объединенный в одном корпусе илисоединяющий механически на

едином основаниинесколько видов оборудования, выполняющих законченный процесс подготовки итранспорта нефти и газа.

Адсорбция - процесс поглощения газов (паров)или жидкостей поверхностью твердых тел (адсорбентов).

Активный объемгаза - этообъем газа, который закачивается и отбирается для решения задач регулированиясезонной неравномерности газопотребления, оперативного и долгосрочногорезервирования.

Блочно-комплектноеустройство (БКУ) - устройство одноцелевого функционального назначения, собираемоена месте монтажа из комплекса блок-боксов, блок- контейнеров.

Блок-бокс - бокс с технологическимоборудованием, приборами КиА и инженерными коммуникациями, установленными илина специализированном предприятии, или на месте монтажа.

Буферный объемгаза - объемгаза, являющийся основным фондом хранилища, который в период нормальнойцикличной эксплуатации остается в подземном газовом хранилище к моментуокончания процесса отбора.

Вместимость - объем внутреннего пространствасосуда или аппарата.

Возможно,рекомендуется -термины употребляются при обозначении условий, которые не являютсяобязательными и принимаются по усмотрению проектировщика.

Газодобывающеепредприятие (ГДП) (промысел) - комплексы основных и вспомогательных газопромысловыхсооружений, объектов и установок, а также объектов непроизводственногоназначения, обеспечивающие на газовом промысле добычу сырья (природного газа) иполучение из него товарной продукции.

Газопромысловоесооружение -совокупностьгазопромысловых объектов одноцелевого функционального назначения, расположенныхна одной промплощадке ГДП (МГДП).

Газопромысловыйобъект -комплекс установок и оборудования основного и общего технологическогоназначения, обеспечивающих добычу сырья (природного газа) и получение из неготоварной продукции.

Головныесооружения (ГС) - предназначены для полной обработки газа и газового конденсата всоответствии с требованиями отраслевых и государственных стандартов,компримирования газа и хозрасчетного замера продукции, поступающей вмагистральный трубопровод при централизованной системе сбора и обработки газа.

Давлениеполного открытия предохранительного клапана - максимальное избыточное давление ваппарате или трубопроводе, вызывающее действие клапана.

Должно,необходимо, следует - терминыупотребляются при обозначении обязательных условий.

Категориявзрывоопасности технологического блока - классификация технологических блоков в зависимости отзначений относительного энергетического потенциала взрывоопасности блока иобщей массы горючих паров (газов) взрывоопасного парогазового облака.

Маломощноегазодобывающее предприятие (МГДП) - комплекс основных и вспомогательных газопромысловых сооруженийна малом газовом (газоконденсатном) месторождении, обеспечивающих добычуприродного газа и получение из него товарной продукции.

Межремонтныйпериод -время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

Низкотемпературнаясепарация газа(НТС) - процесспромысловой подготовки природного газа с целью извлечения из него газовогоконденсата и удаления влаги.

Осушка газа - удаление из газа капельной влаги иуменьшение содержания в нем водяных паров для предотвращения образованиякристаллогидратов в газопроводах при транспортировании газа.

Отбензиниваниегаза - извлечение из углеводородных газовэтана, пропана, бутана и компонентов газового бензина (С5+высшие).

Очистка газа отсероводорода и двуокиси углерода - удаление из газа указанных компонентов с целью предотвращения ихкоррозирующего воздействия на оборудование и трубопроводы и приведениесодержания их в газе в соответствие с требованиями санитарных норм.

Противодавление- давление в системе, в которуюпроизводится сброс продукта с большим давлением.

Рабочеедавление для сосуда и аппарата, (Рр) - максимальное внутреннее избыточное или наружное давление,возникающее при нормальном протекании, рабочего процесса, без учетагидростатического давления среды и без учета допустимого кратковременногоповышения давления во время действия предохранительного клапана или другихпредохранительных устройств [227].

Рабочеедавление в промысловых трубопроводах, (Рр) - согласно [227].

В расчетах толщинстенок газопроводов, защищаемых пружинными предохранительными клапанами, вформуле п. 8.22 норм [15]за рабочее давление принимать максимально возможное избыточное давление принормальном протекании технологического процесса - давление (р), а за расчетноедавление газопровода и (или) давление настройки предохранительных клапанов -произведение (рп), где (п) - коэффициент надежности, выбираемый: длягазопроводов с давлением до 10 МПа - по нормам [15],для газопроводов с давлением свыше 10 МПа - по нормам [30].

Рабочеедавление в технологических трубопроводах (Рр):

- максимальное разрешенное давлениедля аппарата, с которым соединен трубопровод;

- максимальноедавление, развиваемое центробежной машиной при закрытой задвижке со сторонынагнетания (для напорных трубопроводов);

- давлениесрабатывания предохранительного клапана, установленного на источнике давления(для поршневых машин) и для трубопроводов с установленными на нихпредохранительными клапанами.

Расчетноедавление, (РРАСЧ) - давление, на которое производится расчет прочности сосудов итрубопроводов.

Резервуарныйпарк - группарезервуаров, предназначенных для хранения продукции МГДП, ГДП в виде жидкихуглеводородов и размещенных на территории, ограниченной по периметруобвалованием.

Свеча - устройство для выпускапродувочного газа в атмосферу.

Системапожарной сигнализации - совокупностьустановок пожарной сигнализации, смонтированных на одном объекте иконтролируемых с общего пожарного поста.

Система сборагаза - совокупность трубопроводныхкоммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции скважин идоставки ее до установок подготовки газа и газового конденсата.

Скважина - это вертикальная или наклонная горнаявыработка большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт внедрах с поверхностью земли.

Складыингибиторов, углеводородного конденсата и нефтепродуктов -комплекс зданий, резервуаров идругих сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи ингибиторов,сырья и готовой продукции переработки углеводородного конденсата.

Станцияподземного хранения газа (СПХГ) - комплекс основных и вспомогательных сооружений хранения газа,созданных на базе пористых пластов истощенных месторождений и водоносныхструктур, а также в отложениях каменной соли, созданных путем выщелачивания.

Технологическийблок - часть технологической системы,содержащая технологическое оборудование, приборы КиА и инженерные коммуникациис запорной, регулирующей и предохранительной арматурой, размещенная на общемосновании и представляющая собой отдельное габаритное место при транспорте наместо монтажа.

Технологическоедавление - давление, находящееся вдиапазоне давлений, при котором обеспечивается технологический процесс.

Технологическаяустановка - производственный комплекссооружений и оборудования, расположенных в здании или на отдельной площадкепредприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса.

Технологическаялиния - набор технологическогооборудования с запорной", регулирующей и предохранительной арматурой,предназначенный для осуществления технологического процесса с получениемпродукции или реагентов, применяемых в производстве.

Условноедавление, (Ру) - расчетное давление при температуре 20°С, выбираемое из рядаусловных давлений по ГОСТ 9493-80.

Установкапожаротушения -совокупность стационарных технических средств для тушения пожара за счетвыпуска огнетушащего вещества.

Установкапожарной сигнализации - совокупностьтехнических средств на защищаемом объекте для обнаружения пожара, обработки,представления в заданном виде извещения о пожаре на этом объекте, специальнойинформации и/или выдачи команд на включение автоматических установокпожаротушения и технических устройств.

Установкастабилизации конденсата (УСК) - предназначена для подготовки сырого конденсата к транспорту всоответствии с требованиями стандарта.

Установкапредварительной подготовки газа (УППГ) - предназначена для сбора газа, поступающего из скважин, и егопервичной подготовки (сепарации), при централизованной системе сбора иподготовки газа.

Установкакомплексной подготовки газа (УКПГ) - предназначена для сбора, подготовки газа и конденсата всоответствии с требованиями соответствующих отраслевых и государственныхстандартов при децентрализованной системе сбора и подготовки газа.

Установочноедавление предохранительного клапана, (Руст) - избыточное давление, на котороерегулируется пружина клапана.

Факельнаяустановка- совокупностьустройств, аппаратов, трубопроводов и сооружений для транспорта и сжиганиясбрасываемого газа и паров.

Факельнаяустановка высотная -факельная установка для сжигания сбрасываемого газа и паров в атмосфере повертикальному факельному стволу высотой 4 м и более.

Факельнаяустановка горизонтальная (амбар) - факельная установка для сжигания сбрасываемого газа и паров,подаваемых по горизонтальному трубопроводу в зону горения, обвалованнуюземляным отвалом.

3 СОСТАВ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (МГДП, ГДП) ИСТАНЦИЙ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА (СПХГ), ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ

3.1 Газодобывающее предприятие

3.1.1 Газодобывающеепредприятие для малых, средних и крупных месторождений включает сооружения,начиная от скважины до узла учета товарной продукции, расположенного наплощадках УКПГ или ГС, предназначенных обеспечить добычу, сбор и подготовкугаза и газового конденсата к дальнему транспорту.

3.1.2 В общем случаеГДП и МГДП состоят из следующих комплексов: основного производственногоназначения; вспомогательного производственного назначения; непроизводственногоназначения.

Примечание - комплексы вспомогательного производственного назначения,включающие объекты по ремонту оборудования, в т.ч. подземного, и комплексынепроизводственного назначения, включающие сооружения социального икультурно-бытового назначения, в настоящих нормах не рассматриваются.

3.1.3 Комплексыосновного производственного назначения для ГДП в общем случае включаютследующие сооружения:

скважины (1)2;

2 Цифры,помещенные в скобках (...) после наименований сооружений, установок и устройствв перечнях пунктов 3.2.3¸3.2.5, 3.2.3 и3.2.4 настоящего раздела, соответствуют цифрам, приведенным в таблицах 3.1, 3.2и 3.3 и означающим эти сооружения. Установки и устройства.

кусты скважин (2);

промплощадки сустановками предварительной подготовки газа (УППГ) (3);

промплощадки сустановками комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ) (4);

головные сооружения сустановками полной подготовки газа и газового конденсата (ГС) (5);

промысловыетрубопроводы (6).

Комплексы основногопроизводственного назначения для МГДП включают следующие сооружения:

скважины (1);

кусты скважин (2);

промплощадки сустановками комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ) (4);

промысловыетрубопроводы (6).

3.1.3.1 Скважина каксооружение одновременно является и объектом, включающим следующие установки:

подземноеоборудование скважин с фонтанной арматурой (1.1);

наземныеприскважинные установки (1.2).

В составе УППГ один объектсбора и первичной сепарации газа (3.1), а в составе УКПГ несколько:

сбора и первичнойсепарации газа (3.1);

подготовки газа(4.1);

подготовки конденсата(4.2);

компримирования газа(при необходимости) (4.3);

общеготехнологического (4.4) и подсобно-вспомогательного назначения (4.5).

В состав ГС входятследующие объекты:

подготовки газа(5.1);

подготовки конденсата(5.2);

компримирования газа(при необходимости) (5.3);

общеготехнологического (5.4) и подсобно-вспомогательного назначения (5.5).

3.1.3.2 Указанныеобъекты могут включать следующие установки и оборудование основноготехнологического, общего технологического и подсобно-вспомогательногоназначения:

Установки иоборудование основного технологического назначения.

подземноеоборудование скважин с фонтанной арматурой (1.1);

наземныеприскважинные установки (1.2);

установка сбора,первичной сепарации и замера дебита скважин (3.1.1);

установканизкотемпературной сепарации газа (НТС) (4.1.1) или (5.1.1);

установкаабсорбционной осушки газа (4.1.2) или (5.1.2);

установканизкотемпературной абсорбции (4.1.3) или (5.1.3);

установка маслянойабсорбции (4.1.4) или (5.1.4);

установкаадсорбционной осушки газа (4.1.5) или (5.1.5);

установка сероочисткигаза (4.1.6) или (5.1.6);

установка получениясеры (4.1.7) или (5.1.7);

установкистабилизации конденсата, в том числе:

- установкадеэтанизации (4.2.1) или (5.2.1);

- установкадебутанизации (4.2.2) или (5.2.2);

- установка концеваятрапная (4.2.3) или (5.2.3);

установка переработкиконденсата (4.2.4) или (5.2.4);

установкакомпримирования основного потока газа (4.3.1) или (5.3.1);

установкакомпримирования газов стабилизации установки переработки конденсата (4.3.2) или(5.3.2).

Установки иоборудование общего технологического назначения:

установка регенерацииДЭГа (ТЭГа) - осушителя (4.4.1) или (5.4.1);

установка регенерацииметанола (4.4.2) или (5.4.2);

установка факельная(4.4.3) или (5.4.3);

площадки сотключающей арматурой на входе и выходе ГДП (4.4.4) или (5.4.4);

насосная подачи ираспределения ингибитора гидратообразования (4.4.5) или (5.4.5);

насосная подачи ираспределения ингибитора коррозии (4.4.6) или (5.4.6);

установка сбора изакачки промстоков в пласт (4.4.7) или (5.4.7);

установкиприготовления ингибитора коррозии (4.4.8) или (5.4.8);

установка регенерациипоглотительного раствора (4.4.9) или (5.4.9);

установка одоризациигаза (4.4.10) или (5.4.10);

установка одоризацииметанола (4.4.11) или (5.4.11).

Установки иоборудование подсобно-вспомогательного технологического назначения:

операторная (4.5.1)или (5.5.1);

компрессорная сжатоговоздуха КИП (4.5.2) или (5.5.2);

площадки сустановками средств связи (4.5.3) или (5.5.3);

площадки сустановками электроснабжения (подстанции, РУ) (4.5.4) или (5.5.4);

площадки сустановками электрохимзащиты (УКЗН) (4.5.5) или (5.5.5);

установкитеплоснабжения, вентиляции (4.5.6) или (5.5.6);

установкипожаротушения и пожарной сигнализации (4.5.7) или (5.5.7);

установкаводоснабжения, водоподготовки и очистки сточных вод (5.5.8);

узлы замера газа(4.5.9) или (5.5.9).

3.1.4 Комплексвспомогательного производственного назначения может включать следующие объектыи установки:

резервуарный паркхранения ДЭГа (ТЭГа) (11);

площадка емкостейхранения метанола (12);

резервуарный паркстабильного и нестабильного конденсата (13.1)

резервуарный парксжиженного газа (13.2);

резервуарный паркхранения бензина (13.3);

резервуарный паркхранения дизтоплива (13.4);

резервуарный паркхранения остаточной фракции (13.5);

насосы внутрипарковойперекачки ПБФ и продуктов переработки конденсата (13.6);

сливо-наливныеустройства (13.7);

склад товарной серы(14).

склад химреагентов(15);

3.1.5 Комплекснепроизводственного назначения включает следующие объекты:

помещения служебногопользования (31);

постройкисанитарно-гигиенического характера (32);

пожарное депо (33).

3.1.6 В зависимостиот потенциального содержания углеводородного конденсата в газе месторождения, атакже наличия в нем агрессивных примесей состав МГДП или ГДП формируетсяразличными сооружениями основного и вспомогательного производственногоназначения. В таблице 3.1 приводятся рекомендуемые составы ГДП дляместорождений без содержания агрессивных примесей в зависимости от содержанияконденсата.

Таблица 3.1

Наименование

ГДП для месторождений газа без содержания Н2S

Децентрализованная система сбора и обработки газа

Централизованная система сбора и обработки газа

УКПГ

УППГ и ГС

газовые

газоконденсатн.

газовые

газоконденсатн.

I Комплекс основного производственного назначения

Сооружения

1,2,4,6

1,2,3,5,6

Объекты

3.1, 4.1, 4.3-4.5

3.1, 4.1-4.5

3.1, 5.1, 5.3-5.5

3.1, 5.1-5.5

Установки

1.1, 1.2,3.1.1, 4.1.1-4.1.3,4.1.5, 4.3.1,4.4.1-4.4.8, 4.4.10,4.4.11, 4.5.1-4.5.9

1.1, 1.2,3.1.1, 4.1.1-4.1.5,4.2.1-4.2.4, 4.3.1,4.3.2,4.4.1-4.4.8,4.4.10, 4.4.11,4.5.1-4.5.9

1.1, 1.2,3.1.1, 5.1.1-5.1.3,5.1.5, 5.3.1,5.4.1-5.4.8, 5.4.10,5.4.11, 5.5.1-5.5.9

1.1, 1.2,3.1.1, 5.1.1-5.1.5,5.2.1-5.2.4,5.3.1,5.3.2, 5.4.1 -5.4.8, 5.4.10,5.4.11, 5.5.1-5.5.9

II Комплекс вспомогательного производственного назначения

Объекты

11,12, 15

11, 12, 15

11,12, 15

11, 12, 15

Установки, устройства

 

13.1 -13.7

 

13.1 - 13.7

III Комплекс непроизводственного назначения

Объекты

31,32,33

3.1.7 При наличии в газе агрессивных примесей всостав установок комплекса основного производственного назначения могут бытьдобавлены установки сероочистки (4.1.6) или (5.1.6),установка получения серы(4.1.7) или (5.1.7), в состав установок общего технологического назначения -установка регенерации поглотительного раствора (4.4.9) или (5.4.9), а в составобъектов комплекса вспомогательного производственного назначения - площадкасклада товарной серы (14).

3.1.8 В таблице 3.2приводятся рекомендуемые составы МГДП для месторождений в зависимости отсодержания конденсата и агрессивных примесей.

Таблица 3.2

Наименование

МГДП для малых месторождений газа

Без содержания Н2S

С содержанием Н2S

газовые

газоконденсатные

газовые

газоконденсатные

I Комплекс основного производственного назначения

Сооружения

1,2,4,6

Объекты

3.1,4.1,4.3-4.5

3.1,4.1-4.5

3.1,4.1,4.3-4.5

3.1,4.1-4.5

Установки

1.1, 1.2, 3.1.1, 4.1.1, 4.3.1, 4.4.4-4.4.9, 4.4.11, 4.4.12, 4.5.1-4.5.9

1.1, 1.2, 3.1.1, 4.1.1, 4.2.1-4.2.4, 4.3.1, 4.4.4-4.4.9, 4.4.11, 4.4.12, 4.5.1-4.5.9

1.1, 1.2, 3.1.1, 4.1.1, 4.1.6, 4.3.1, 4.4.3-4.4.12, 4.5.1-4.5.9

1.1, 1.2, 3.1.1, 4.1.1, 4.1.6, 4.2.1-4.2.4, 4.3.1, 4.4.3-4.4.12, 4.5.1-4.5.9

II Комплекс вспомогательного производственного назначения

Объекты

12

11,12

12,14,15

11-15

Установки, устройства

 

13.1 - 13.7

 

13.1 - 13.7

III Комплекс непроизводственного назначения

Объекты

31,32,33

3.2 Станция подземного хранения газа

3.2.1 По основномуназначению подземные хранилища газа в пористых пластах подразделяются наоперативные и резервные. Оперативные газохранилища делятся на базисные(сезонные) и пиковые. К пиковым относятся газохранилища, создаваемые вотложениях каменной соли.

Базисные газохранилищапредназначены для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и потехнологическому признаку характеризуются относительно стабильными режимамизакачки и отбора газа.

Пиковые газохранилищаиспользуются для кратковременного регулирования подачи газа потребителям.

Резервныегазохранилища служат для образования внутри ЕСГ долгосрочного запаса газа,используемого в исключительных случаях.

3.2.2 СПХГ,создаваемые на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений иструктурных ловушек водонапорных систем, а также в отложениях каменной соли,состоят из двух комплексов:

основногопроизводственного назначения;

непроизводственногоназначения.

3.2.3 Комплексосновного производственного назначения включает следующие сооружения:

скважины (1);

кусты скважин (2);

газораспределительныепункты с установками предварительной подготовки газа (ГРП)(3);

компрессорные станциис установками полной подготовки газа (КС) (5);

промысловыетрубопроводы (6).

3.2.3.1 Скважины,являясь одновременно сооружением и объектом, включают следующие установки:

подземноеоборудование скважин с фонтанной арматурой 1.1;

наземныеприскважинные установки 1.2.

Остальные сооруженияосновного производственного назначения состоят из следующих объектов:

сбора, распределенияи первичной обработки газа с индивидуальной обвязкой скважин (3.1);

сбора, распределенияи первичной обработки газа с групповой обвязкой скважин (3.2);

подготовки газа(5.1);

компримирования газа(5.3);

общеготехнологического (5.4) и подсобно-вспомогательного назначения (5.5).

3.2.3.2 Вышеуказанныеобъекты, в общем случае, включают следующие установки основноготехнологического, общего технологического и подсобно-вспомогательногоназначения:

Установки основноготехнологического назначения:

установка сбора,распределения и первичной обработки газа с индивидуальной обвязкой скважин(3.1.1);

установка сбора,распределения и первичной обработки газа с групповой обвязкой скважин (3.2.1);

установка НТС (5.1.1)или абсорбционной осушки (5.1.2);

установка сероочистки(5.1.6).

установкакомпримирования газа (5.3.1);

Установки общеготехнологического назначения:

установка регенерацииДЭГа (ТЭГа) (5.4.1);

установка регенерацииметанола (5.4.2);

установка факельная(5.4.4);

площадки сотключающей арматурой на входе и выходе СПХГ (5.4.5);

насосная подачи ираспределения ингибитора гидратообразования (5.4.6);

насосная подачи ираспределения ингибитора коррозии (5.4.7);

установка сбора изакачки промстоков в пласт (5.4.8);

установкаприготовления ингибитора коррозии (5.4.9);

установка регенерациипоглотительного раствора (5.4.10);

установка одоризациигаза (5.4.11);

установка одоризацииметанола (5.4.12);

Установкиподсобно-вспомогательного назначения:

операторная (5.5.1);

компрессорная сжатоговоздуха К и П (5.5.2);

площадки с установкамисредств связи (5.5.3);

площадки сустановками электроснабжения (5.5.4);

площадки сустановками электрохимзащиты (5.5.5);

установкатеплоснабжения, вентиляции (5.5.6);

установкапожаротушения и пожарной сигнализации (5.5.7);

установкаводоснабжения, водоподготовки и очистки сточных вод (5.5.8);

водорассольныйкомплекс подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли (5.5.9);

узлы замера газа(5.5.10).

3.2.4 Комплекснепроизводственного назначения включает следующие объекты: помещения служебногопользования (31);

постройкисанитарно-гигиенического характера (32); пожарное депо (33).

3.2.5 В зависимостиот наличия в газе агрессивных примесей состав СПХГ формируется различнымисооружениями основного и вспомогательного производственного назначения. В табл.3.3 приводятся рекомендуемые составы СПХГ.

Таблица 3.3

Наименование

СПХГ

для газа без примесей Н2S

для газа с примесями Н2S

ГРП

КС

ГРП

КС

I Комплекс основного производственного назначения

Сооружения

1,2,3,5,6

1,2,3,5,6

Объекты

3.1, 3.2

5.1, 5.3-5.5

3.1, 3.2

5.1, 5.3-5.5

Установки, устройства

1.1, 1.2, 3.1.1, 3.2.1

5.1.1, 5.1.2, 5.3.1, 5.4.1, 5.4.2, 5.4.4-5.4.9, 5.4.11, 5.4.12, 5.5.1-5.5.10-

1.1, 1.2, 3.1.1, 3.2.1

5.1.1, 5.1.2, 5.1.6, 5.3.1, 5.4.1, 5.4.2, 5.4.4-5.4.12, 5.5.1-5.5.10

II Комплекс непроизводственного назначения

Объекты

31,32,33

3.2.6 При наличии газового конденсата, оставшегосяв залежи, используемой для СПХГ, при отборе и подготовке газа необходимоосуществлять сбор, выделение и использование газового конденсата.

3.3 Генеральные планы

3.3.1 Генеральныйплан разрабатывается в соответствии с требованием нормативных документов [12-18,180,271]и технологическими схемами установок подготовки газа и конденсата.

3.3.2 Генеральныйплан разрабатывается в два этапа:

предварительный - всоставе обосновывающих материалов - в виде схемы ситуационного плана на картахземлепользователей в масштабе 1 : 25000 и схемы генерального плана;

окончательный - послеутверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке с учетомзамечаний всех заинтересованных организаций и органов государственного надзора.

3.3.3 Площадка длястроительства выбирается в соответствии с инструкцией [3]с учетом проектов районной планировки, генеральных планов поселков и сельскихпоселений, региональных схем развития отрасли, энергосистем, сетей связи и др.

3.3.3.1Резервирование площадок для строительства установок, необходимых длядовыработки месторождений (холодильная станция, ДКС), должно быть предусмотренов проектах обустройства первой очереди.

3.3.3.2 Подстанциинезависимо от их напряжения и ведомственной принадлежности, если они питаютобъекты только одной УКПГ (УППГ), могут располагаться на площадке той же УКПГ(УППГ).

3.3.4 Генеральныйплан МГДП, ГДП и СПХГ должен быть разработан с учетом максимальной унификациипроектных решений, применения блочно-комплектного оборудования, унифицированныхстроительных конструкций и деталей из соображений сокращения площади застройкии сроков строительства.

3.3.5 Технологическиеустановки рекомендуется располагать в основном на открытых площадках. При этомдолжны учитываться климатические условия, технические характеристикиразмещаемого оборудования, а также пожелания и возможности заказчика.

Установки отключающихустройств (блоки переключающей арматуры) на ГРП (ГСП), ПХГ рекомендуетсяразмещать в отапливаемых помещениях, исходя из обеспечения работоспособностисредств контроля и регулирования режимов работы скважин.

3.3.6 При размещениисооружений на площадках МГДП, ГДП и СПХГ должны учитываться такие требования,как технологическая взаимозаменяемость, пожаровзрывобезопасность, удобствообслуживания объекта, возможность монтажа и демонтажа оборудования и проведенияремонтных работ.

3.3.7 Планировкатерритории газодобывающего предприятия и подземного хранилища должнапроизводиться с учетом выделения функциональных зон:

1-я зона - основныетехнологические сооружения и установки (кусты скважин, площадки установокподготовки газа, УСК и УПК, промллощадка ДКС и пр.);

2-я зона - установкивспомогательного технологического и нетехнологического назначения (сооружениядля хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, средств связи,электрохимзащиты, пожаротушения, склады химреагентов, товарной серы и пр.);

3-я зона -непроизводственного назначения (блок-бокс служебного пользования, постройкисанитарно-гигиенического характера и пр.).

3.3.8 Всефункциональные зоны должны быть удобно связаны между собой дорогами иэстакадами.

3.3.9 Минимальныерасстояния между зданиями и сооружениями с учетом их пожарной опасности должныприниматься по нормам [12,13,18,130,180,271].

3.3.10 Для прокладкиинженерных коммуникаций на территории газодобывающего, предприятияцелесообразно предусматривать коридоры, ширина которых определяется количествомкоммуникаций и минимально допустимыми расстояниями между ними.

3.3.11 Схемаавтомобильных дорог должна обеспечивать свободный подъезд к установкамосновного технологического назначения, к источникам противопожарноговодоснабжения и к емкостям резервуарного парка.

3.3.12 Ширина воротдля автомобильных въездов принимается по наибольшей ширине применяемыхавтомобилей плюс 1,5 м, но не менее 4,5 м [13].Внутриплощадочные автомобильные дороги следует проектировать с твердымпокрытием и располагать от границ сооружений категорий А, Б и В1-4 нарасстоянии не менее 5 м [7,20].

3.3.13 При разработкегенплана необходимо обеспечивать: плотность застройки не менее указанной внормах [13];

наиболее рациональнуюориентацию зданий и сооружений по сторонам света;

максимальнуювозможную блокировку зданий и сооружений;

защиту прилегающейтерритории от эрозии, заболачивания, засоления и загрязнения подземных вод иоткрытых водоемов сточными водами и отходами производства;

размещение объектовпожарной охраны.

А также учитывать:

направление,скорость, продолжительность повторяющихся ветров, штилей, туманов;

вертикальнуюпланировку складов ГСМ по отношению к другим объектам.

3.3.14 Площадка дляфакельной установки должна быть предусмотрена на генплане в соответствии стребованиями документа [21].Планирование площадки факела должно выполняться с сохранением существующегорельефа. Расстояние от факельного ствола до границы сооружений принимается сучетом допустимой плотности теплового потока правил [22]и противопожарных норм [12,130].Территория вокруг факельного ствола ограждается и обозначаетсяпредупредительными знаками.

3.3.15 По периметрувсех площадок необходимо предусматривать ограждение из металлических сетчатыхпанелей по железобетонным столбам h = 2,15 м.

3.3.16 Площадка дляскладов нефти и нефтепродуктов должна быть предусмотрена на генплане всоответствии с требованиями норм [23].

3.3.17 Сооружения имероприятия по гражданской обороне предусматриваются проектом в соответствии справилами [240].

4 ОБОРУДОВАНИЕ И ОБВЯЗКА УСТЬЕВ СКВАЖИН

4.1 Фонтаннаяарматура должна соответствовать стандарту [24].Для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов фонтанная арматурас многорядным расположением колонны фонтанных труб изготавливается ипоставляется по специальным ТУ.

4.2 При техническомобосновании допускается изменять схему фонтанной елки, однако наличиеконтрольной и рабочей задвижек по направлению потока добываемого газа,независимо от параметров среды, обязательно.

4.3 Фонтаннаяарматура должна обеспечивать эксплуатацию:

малодебитных (до 100м3/сутки) и среднедебитных (от 100 до 500 м3/сутки)скважин по одному отводу фонтанной елки;

высокодебитных (более500 м3/сутки) скважин по двум отводам фонтанной елки;

двухобъектных скважини скважин с низкими пластовыми давлениями, где потери давления необходимосвести к минимальным, а среда не оказывает разрушающего действия на обсаднуюколонну - по отводам фонтанной и трубной головки;

скважин, гдепродуктом с забоя выносится значительное количество породы, по верхнему отводуфонтанной елки по схеме 3 или 4 в соответствии со стандартом [24].

4.4 Фонтаннаяарматура по способу управления задвижками (вручную, автоматически,автоматически и дистанционно) принимается исходя из необходимости обеспечениянадежной эксплуатации при заданных условиях, технической и экономическойцелесообразности. На каждом рабочем отводе устанавливается по однойавтоматической задвижке.

4.5 Обвязкаэксплуатационных скважин должна отвечать следующим требованиям:

в составе обвязки устьяскважины следует предусмотреть клапан-отсекатель или другое устройствоподобного назначения, обеспечивающее автоматическое отключение скважин приразрыве трубопровода-шлейфа. Клапан-отсекатель может не устанавливаться, если вкомплекс подземного оборудования включен приустьевой клапан-отсекатель (глубинаустановки -20...40 метров) или забойный клапан-отсекатель, или фонтаннаяарматура имеет в своем составе автоматические задвижки;

на скважинах ПХГследует устанавливать обратный клапан, препятствующий выходу газа из скважины впериод закачки. Если клапан-отсекатель может пропускать газ в обоихнаправлениях, то на скважинах ПХГ для режима закачки обратный клапан неустанавливается;

на скважинах ПХГдопускается не устанавливать клапан-отсекатель, если он обеспечивает защитускважины в течение менее 0,5 периода отбора и штуцер на скважинах с давлениемменее 10 МПа;

допускается штуцер нафонтанной арматуре не устанавливать, а включать в обвязку скважины;

в обвязке скважиндолжны устанавливаться показывающие приборы (давление, температура). Приналичии штуцирующих устройств эти приборы следует устанавливать до и послештуцера;

в зависимости отпоставленных задач могут устанавливаться и другие устройства (оперативный замеррасхода, контроль выноса механических примесей и т. д.);

должно обеспечиватьсяснижение давления до величины Рраб в трубопроводе-шлейфе (принеобходимости);

следуетпредусматривать установку предохранительного клапана, если трубопроводырассчитаны на давление ниже статического;

должна обеспечиватьсявозможность проведения работ по глушению скважин, гидравлическому разрывупласта, соляно-кислотной обработке, перфорации и т.п., а также по исследованиюскважин (замер пластовых, забойных давлений и температур);

отвод газа долженпроизводиться на факельное устройство при продувке скважины, освобождениитрубопроводов обвязки и срабатывании предохранительных клапанов. На скважинахпредпочтительней применение горизонтальных факельных установок с устройствомземляных амбаров. Предусматривается объединение продувочных линий для глушенияскважин и факельных систем;

установку на кустахскважин емкостей для хранения задавочного раствора следует решать в зависимостиот удобства эксплуатации. Объем задавочного раствора должен составлять не менеедвух объемов ствола одной скважины.

4.6 Требования кгоризонтальным факельным установкам на скважинах и на кустах скважин:

на кустах газовыхскважин следует применять горелочные устройства простой конструкции,обеспечивающие сжигание продукта с наличием механических примесей и жидкостныхпробок. Например: телескопическая конструкция горелочного устройства сосмешением газа с воздухом в несколько ступеней или обеспечение «настильногогорения» в амбаре;

расстояние отскважины до факельного амбара должно быть не менее 100 м. Амбар должен иметьемкость не менее 1,5 объемов скважины, обвалование и уклон дна амбара внаправлении от горелочного устройства;

предельно допустимаяплотность теплового потока при неограниченом пребывании персонала вблизифакельного амбара не должна превышать 1,4 кВт/м2 в соответствии справилами [22];

розжиг факелов можетпредусматриваться как дистанционным так и ручным;

факельныетрубопроводы прокладываются в сторону амбара с уклоном не менее 0,003. Приневозможности выполнения этого требования в пониженном месте устанавливаетсядренажная арматура.

4.7 Глушение скважинможет производиться как через стационарные, так и инвентарные задавочные линии.Место подключения задавочного агрегата должно находиться за пределами скважинына расстоянии не менее 15 метров от скважины, а на кустах скважин у автодорогикуста в соответствии с руководящим документом [25].

Для малодебитныхскважин и скважин ПХГ стационарные задавочные линии можно не предусматривать.

4.8 Трубопроводыобвязки скважин в пределах площадки скважины (куста скважин) с избыточнымдавлением среды до 10 МПа следует проектировать согласно норм [26],а свыше 10 МПа как промысловые трубопроводы.

4.9 Давлениегидравлических испытаний трубопроводов обвязки скважин: Задавочные линии,обвязочные трубопроводы устья скважин от фонтанной арматуры до отсекающейзадвижки перед газопроводом (имеется ввиду отсекающая арматура на выходе изодиночной скважины в шлейф или перед выходом от скважины в газосборныйколлектор куста), ингибиторопровод (если таковой имеется) от фонтанной арматурыдо обратного клапана подвергаются гидравлическому испытанию, при этом:

Рисп = писп´Ррасч  где:

Ррасч = Рст + 2...5 (МПа);

Рст -статическое давление на устье скважин, МПа;

2...5 - величинапревышения статического давления в начальный период глушения, МПа;

писп -коэффициент испытания принимается по стандарту [27].

Допускаетсяпревышение статического давления не учитывать, если глушение скважины ведетсясо сбросом газа в атмосферу через насосно-компрессорные трубы для снижениядавления в затрубном пространстве.

Остальныетрубопроводы обвязки испытываются в соответствии с правилами [26]или [30].

4.10 Для проведенияподземного ремонта скважин, операций по подъему и установке подземногооборудования у каждой скважины должны предусматриваться следующие сооружения:

площадка скважины;

площадка подподъемный агрегат;

площадка под приемныемостки;

якоря для крепленияоттяжек подъемного агрегата;

поддомкратные тумбы (фундаменты)для подъемного агрегата;

площадка дляисследовательской лебедки.

Расположение якорейпод силовые и ветровые оттяжки мачты подъемного агрегата рекомендуетсяпринимать по схеме для агрегата АКРО-80 с учетом ее универсальности -пригодности для других агрегатов: Р-80, А-50, «Бакинец».

Необходимопредусматривать передвижные или легко демонтируемые площадки обслуживания,располагаемые по фронту фонтанной арматуры.

Твердое покрытиеплощадок по согласованию с заказчиком можно не предусматривать. В этом случаеуказываются места установки соответствующего оборудования.

Стационарныефундаменты и якоря для подъемного агрегата могут не предусматриваться. Работыпроводятся с применением инвентарных якорей, шпальной выкладки и т. п.

Площадки для веденияисследовательских работ с установкой превенторов и лубрикаторов непредусматриваются. Эти работы выполняются со строительных лесов или инвентарныхразборных площадок.

4.11 Сбросзагрязненных стоков и глинистого раствора во время проведения подземногоремонта скважин производить в инвентарные емкости, которыми должны бытьоснащены ремонтные бригады.

4.12 Территориявокруг устья скважин в пределах ограждения должна быть спланирована. Наместорождениях, расположенных в малонаселенных районах, ограждение скважин не предусматривать.

4.13 При обустройствемалых месторождений решения по применению фонтанной арматуры, обвязки устьяскважин, ограждения площадки устья скважин принимаются проектной организацией изаказчиком.

4.14 Для малодебитныхскважин с неагрессивными средами и скважин ПХГ, расположенных на пахотныхземлях, стационарные задавочные линии, стационарные системы сброса и подъездныедороги рекомендуется не предусматривать, а площадки скважин ограждать.

4.15 Конструкцияавтодорог к кустам скважин на месторождениях, расположенных во всех зонахстроительства, в том числе в зонах распространения вечной мерзлоты, тундры иболот должна приниматься на основе технико-экономических расчетов собязательным учетом мероприятий по охране окружающей среды [19]и требований норм [12].

5 СИСТЕМА СБОРА ГАЗА

5.1 Система сбора испособы подготовки газа и газового конденсата должны решать вопросыстроительства и эксплуатации на весь период разработки месторождения. Всоответствии с проектом разработки месторождения и исходя из общих требованийправил [29],на ГДП могут предусматриваться две системы сбора сырого газа:децентрализованная и централизованная.

Придецентрализованной системе сбора вся промысловая подготовка сырого газа должнапредусматриваться на УКПГ, каждая из которых имеет набор технологическогооборудования, обеспечивающего подготовку газа к подаче в МГ или на ГПЗ. Длягазоконденсатных месторождений на каждом УКПГ необходимо предусматриватьстроительство узлов предварительного разгазирования нестабильного конденсата ииспользование эжектирования выделяемого газа для его кондиционной подготовки засчет беззатратной технологии перед подачей в МГ или ГПЗ.

При централизованнойсистеме сбора предварительная подготовка сырого газа должна предусматриватьсяна УППГ, расположенных каждая на отдельной площадке, а окончательная на ГС,имеющих свою самостоятельную площадку, причем ГС могут быть едиными для всегоместорождения или для нескольких месторождений. Для месторождений с добычейгаза 15 млрд. м3/год и более возможно строительство нескольких ГС.

Оптимальностьпринятых решений должна подтверждаться технико-экономическими расчетами.

5.2 Подключениескважин к УКПГ или УППГ на газодобывающих предприятиях может бытьиндивидуальным или групповым (коллекторным).

Индивидуальноеподключение скважин осуществляется в следующих случаях:

если устьевыедавления скважин различны (разность давлений достигает 2,0-3,0 МПа и более), аиспользовать высоконапорные скважины в качестве эжектирующих невозможно;

если дебит однойскважины равен или больше максимальной пропускной способности сепаратора первойступени;

при обустройствеотдельных разведочных скважин;

при расширенииобъекта, скважины которого подключены индивидуально.

В прочих случаяхприменяется групповое (коллекторное) подключение скважин или кустов скважин кУППГ или УКПГ. В общем случае вид подключения скважин должен определятьсятехнико-экономическими расчетами.

Замер дебита скважинпри групповом (коллекторном) устройстве системы сбора газа долженосуществляться подключением их к замерному сепаратору по специальной замернойлинии, предусмотренной для этой цели.

5.3 Схема сбора газаможет быть коллекторной, лучевой или смешанной, а форма коллектора, числоперемычек, лучей и т.д. устанавливаются технико-экономическими расчетами вкаждом конкретном случае.

5.4 При обустройствемалых месторождений рекомендуется лучевая система сбора газа от скважин кпромплощадке МГДП, расположенной, как правило, в центральной части площадискважин. Число эксплуатационных скважин промысла обычно невелико и не превышает10-12, включая резервные. Наряду с этим допускается и коллекторная системасбора газа.

Рекомендуется также,при технико-экономической целесообразности, применение сосредоточенногоразмещения эксплуатационных скважин в одном кусте, с расположением при такомкусте всей промплощадки МГДП.

5.6 Для обустройстваСПХГ рекомендуется централизованная система сбора с индивидуальной обвязкойскважин, при которой сбор, распределение и первичная обработка (первичнаясепарация и замер продукции скважин) осуществляется на площадкахгазораспределительных пунктов (ГРП), а окончательная подготовка газа ктранспорту (осушка, НТС, охлаждение и компримирование) - на площадкекомпрессорной станции.

Допускается совмещениеплощадки КС с одним из ГРП.

5.7 Гидравлическийрасчет системы сбора газа от скважин до установок его подготовки к транспортудолжен выполняться на базе данных технологической схемы проекта разработкиместорождения, технических изысканий трасс системы сбора и другой проектнойдокументации на разработку месторождения, а также с учетом состава ифизико-химических свойств газа, газового конденсата и примесей.

5.8 Гидравлическийрасчет трубопроводов следует производить по утвержденным на текущий моментметодикам и руководствуясь нормами [30]и [62].

5.9 Гидравлическийрасчет трубопроводов должен выполняться с учетом: объема добычи газа и величиныустьевого давления, принимаемыми по данным проекта разработки месторождения(проекта опытно-промышленной эксплуатации);

наличия жидкости вгазе (пластовая вода, конденсат газа);

минимально-допустимойскорости газа в шлейфах, достаточной для выноса жидкости из трубопроводов (2 -6 м/с);

максимально-допустимойскорости газа в шлейфах (~ 20 м/с);

затрат накомпримирование газа для восполнение потерь давления в шлейфах.

6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА ИГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

6.1 Технологическиесхемы установок должны обеспечивать: прием пластовой смеси, поступающей изскважин;

прием газа от УППГ;

подготовку газа ктранспорту на весь период разработки месторождения, в том числе: очистку отмехпримесей и капельной жидкости, осушку, отбензинивание (при необходимости),очистку от агрессивных примесей (при необходимости), охлаждение газа передподачей в магистральный газопровод (при необходимости);

стабилизацию газовогоконденсата (при необходимости);

переработку газовогоконденсата (или его смеси с попутной нефтью) в моторные топлива (при необходимости);

пробоотбор наанализаторы периодического и автоматического действия;

подготовку иутилизацию отходов производства;

утилизацию энергии;

безопасное ибезаварийное ведение всех процессов;

учет товарнойпродукции промысла;

охрану окружающейсреды;

приемистостьустановок, т.е. возможность их работы в условиях уменьшения объема сырья ивырабатываемых продуктов;

возможность вводапредприятия в эксплуатацию очередями и отдельными объектами.

6.2 Разработкатехнологических схем установок должна вестись с соблюдением техническихтребований:

повышениятермодинамической эффективности и снижения энергозатрат процессов;

повышения степениизвлечения целевых компонентов;

повышения степеничистоты конечных продуктов;

автоматизации работыустановки с применением схем оптимального регулирования и минимального числаобслуживающего персонала;

комбинированияпроцессов;

обеспечениямаксимальной безопасности установок.

6.3 В схемытехнологических установок следует закладывать технические решения порекуперации теплоты и утилизации его вторичных источников (теплоты уходящихгазов печей, выхлопных газов газомотокомпрессоров и газовых турбин, горячеговоздуха агрегатов воздушного охлаждения, вытяжного воздуха в системахвентиляции и др.). Экономическая целесообразность таких решений должна бытьподтверждена расчетом.

Технологическиеустановки подготовки газа и конденсата к транспорту следует применять в блочноми блочно-комплектном исполнении. Они должны определяться составом сырья,количеством и ассортиментом готовой продукции, которая должна быть получена напредприятии в соответствии с утвержденным заданием на проектирование.

6.4 В технологическихсхемах установок следует предусмотреть возможность опорожнения технологическихаппаратов, содержащих СУГ, ЛВЖ, ГЖ и токсичные жидкости, с помощью насосов илилюбыми другими способами (обеспечивающими требуемый уровеньпожаровзрывобезопасности) в емкости резервуарных парков или в специальнопредназначенные для этой цели аварийные или дренажные емкости, объем которыхдолжен приниматься на 25 % больше объема направляемого в эти емкости продукта.

7 УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

7.1 Установкиподготовки газа (УПГ) должны проектироваться как единый комплекс, состоять изодной или нескольких технологических линий и оборудования общего технологическогоназначения.

Примечание. К оборудованию общего технологическогоназначения относится оборудование, входящее в состав технологической установки(технологической линии) и обеспечивающее функциональную работоспособность всейтехнологической установки (технологической линии). Например: блоки дренажнойемкости, топливного газа, подогрева и подачи теплоносителя в обогреваемые местатехнологического оборудования, отключающей арматуры на входе и выходе сплощадок УППГ, УКПГ и ГС, факельное хозяйство и т.д.

7.2 При выборемощности УПГ на ГДП, СПХГ и МГДП следует руководствоваться рядами мощностей,приведенными в приложениях В, Г и Д, соответственно.

7.3 В случаеприменения метанола в системе сбора следует предусматривать мероприятия,позволяющие выделять из газа метанольную воду и направлять ее на утилизацию.Способ утилизации определяется технико-экономическим обоснованием.

7.4 Установки,предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатныхместорождениях должны быть спроектированы с учетом влияния снижения пластовогодавления на их работу. В первую очередь имеются в виду изменения состава иколичества сырья, снижение в составе конденсата тяжелых фракций, когдаконденсат используется для производства какого-либо продукта: абсорбента, моторныхтоплив и т.д. При отсутствии таких данных в проект установок через определенныйпериод вносятся соответствующие изменения.

7.5 При размещении наодной площадке нескольких установок (технологических линий) одного назначения,состоящих из одинаковых блоков, необходимо обеспечить взаимозаменяемость этихблоков и возможность переработки промежуточных потоков одной установки(технологической линии) на другой. Кроме того, технологические схемы установок,состоящих из нескольких технологических линий, должны обеспечивать автономнуюэксплуатацию каждой линии и возможность отключения оборудования без полнойостановки установки.

7.6 Очистка газа отмеханических примесей, капельной жидкости осуществляется в сепараторах на УКПГ,УППГ, ГРП, в пылеуловителях на ДКС ГДП и КС СПХГ.

7.7 Товарный газ попоказателям качества должен удовлетворять требованиям государственногостандарта [31],в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытовогоиспользования или отраслевого стандарта [11],при подаче в магистральный газопровод.

7.8 Для осушки иотбензинивания газа принимаются следующие типовые способы:

абсорбционная осушка;

адсорбционная осушка;

низкотемпературнаясепарация;

низкотемпературнаяабсорбция;

масляная абсорбция.

7.9 На газовых(бесконденсатных) месторождениях для подготовки газа рекомендуются способыабсорбционной или адсорбционной осушки. Причем последний используется, если поусловиям транспортирования требуется минимальная точка росы обрабатываемогогаза (ниже минус 25°С). Другие способы могут быть применены при соответствующемТЭО.

7.10 Степеньнасыщения осушителя влаги и его удельный расход устанавливается с учетом режимапроцесса (Р, t), числа контактных устройств в абсорбере, качестваосушителя.

7.11 Количествоподаваемого в абсорбер осушителя (гликоля) определяется расчетом для каждогоконкретного случая, исходя из начального влагосодержания поступаемого сырья,требований к конечному продукту и конструкции абсорбера.

7.12 Потери осушителяпри абсорбционной осушке газа не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м3газа для ДЭГа и 0,01 кг (10 г) на 1000 м3 для ТЭГа.

7.13 Установкаабсорбционной осушки включает следующее оборудование:

абсорбер;

теплообменники;

холодильники;

выветриватели;

десорбер;

промежуточныеемкости;

насосы и фильтрыраствора.

7.14 Установкаадсорбционной осушки включает следующее оборудование:

сепаратор сырогогаза;

адсорберы;

воздушныехолодильники;

подогреватели газа;

компрессоры длядожатия газа регенерации.

7.15 Нагазоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа могут применятьсяследующие способы:

низкотемпературнаясепарация;

низкотемпературнаяабсорбция;

масляная абсорбция.

В каждом конкретномслучае выбор способа отбензинивания определяется в результатетехнико-экономического обоснования.

7.16 Установка НТСвключает следующий минимальный набор оборудования:

сепаратор I ступени;

узел впрыска в потокгаза ингибитора гидратообразования (метанола, 70-80 % ДЭГа или другихгликолей);

рекуперативныетеплообменники;

дроссель, эжекторутилизации газа выветривания, холодильную машину;

низкотемпературныйсепаратор (сепаратор тонкой очистки);

разделители газовогоконденсата и воды с ингибитором гидратообразования;

7.17 На установкахНТА охлаждение газа следует производить за счет дроссель-эффекта, а приотсутствии его в схему необходимо включать источник искусственного холода.

7.18 Установка НТАдолжна проектироваться на базе установки НТС с добавлением абсорбционнойколонны или с заменой низкотемпературного сепаратора абсорбером-сепаратором.

7.19 Для обеспечениякондиции газа установка масляной абсорбции должна сочетаться с установкойосушки газа.

7.20 Установкамасляной абсорбции включает следующее оборудование:

сепаратор;

абсорбционную колоннуили абсорбер-сепаратор;

установку регенерацииабсорбента.

7.21 Принимая вовнимание, что 1,5-2% отборы газа при разработке малых месторожденийспособствуют длительному сохранению высоких устьевых давлений, для МГДПрекомендуется принимать единый технологический процесс осушки и отбензиниваниягаза методом НТС с впрыском метанола. Метод рекомендуется как длягазоконденсатных, так и для чисто газовых месторождений с высокими устьевымидавлениями с использованием для получения низких температур холода дроссель-эффекта,а также, за счет подключения турбодетандерного агрегата или установки полученияискусственного холода и аппаратов воздушного охлаждения.

7.22 Проектомустановки НТС должен быть предусмотрен узел ее будущего подключения ктурбодетандеру или источнику получения искусственного холода.

7.23 На СПХГ выбортехнологической схемы подготовки газа осуществляется в зависимости от типа иструктуры ПХГ и на основании технико-экономических расчетов. На ПХГ,создаваемых в истощенных газовых бесконденсатных месторождениях, рекомендуетсяабсорбционная осушка газа раствором гликоля. На ПХГ, создаваемых вгазоконденсатных или нефтяных месторождениях, подготовку газа, содержащегоконденсирующиеся углеводороды С5+В, рекомендуется осуществлятьспособом НТС, обеспечивающим одновременную осушку и отбензинивание газа. Крометого, способ НТС может быть рекомендован для осушки газа, отбираемого изхранилищ в водоносных пластах при высоком давлении отбираемого газа. Приналичии сероводорода, оставшегося в залежи, предлагается абсорбционный(аминовый) способ сероочистки с последующей утилизацией кислых газов.

7.24 Дляместорождений, расположенных в северных районах, газ, поступающий вмагистральный газопровод, должен иметь температуру, близкую к температурегрунта, в целях обеспечения стационарного состояния системыгазопровод-многолетнемерзлые грунты. Снижение температуры газа, поступающего вмагистральный газопровод, с применением станций охлаждения газа обосновываетсяпроектными расчетами.

При проектированиистанций охлаждения газа следует руководствоваться правилами норм [71].

8 УСТАНОВКИ СЕРООЧИСТКИ ГАЗА

8.1 Технологияподготовки газа, содержащего агрессивные примеси Н2S и СO2, принципиально не отличается отподготовки бессернистого газа, за исключением необходимости очистки газа отэтих примесей.

Требования настоящегораздела распространяются на проектирование технологических установоксероочистки газа для МГДП, ГДП и СПХГ.

8.2 По содержаниюагрессивных примесей Н2S и СO2 все месторождения классифицируются на:

месторождения снеагрессивной средой с содержанием Н2S - менее 0,0013 % об, СO2 - менее 1 % об;

месторождения сагрессивной средой, с содержанием Н2S - более 0,0013 % об, СO2 - более 1 % об.

8.3 В свою очередь,месторождения с агрессивной средой подразделяются на:

малосернистые, Н2S - от 0,0013 до 3 % об, СO2 от 1 до 4 % об;

высокосернистые, Н2S - от 3 до 6 % об и более, СO2 от 4 до 6 % об.

8.4 Известные методыочистки газов от сероводорода можно разделить на три группы:

1 группа -абсорбционные;

2 группа -адсорбционные;

3 группа -окислительные.

Абсорбционные методыочистки подразделяются на:

химическую абсорбциюс помощью водных растворов аминов (МЭА, ДЭА, МДЭА), поташа, щелочей и др.;

физико-химическуюабсорбцию (процесс ректизол, а также другие процессы, в которых сероводородрастворяется в поглотителе при пониженных температурах и повышенном давлении).

Адсорбционные методыочистки основаны на способности сероводорода сорбироваться на твердыхповерхностях различных веществ, таких, как искусственные и естественныецеолиты, активированный уголь, твердые хемосорбенты на основе окислов железа идр.

Окислительные методыоснованы на том, что сероводород является восстановителем и легко может бытьокислен до элементарной серы, сульфитов и сульфатов различными веществами(водно-щелочной раствор комплексных соединений железа).

8.5 Принятаяклассификация достаточно условна, так как оптимальный метод очистки газов можетбыть применен в различных сочетаниях и выбирается в каждом конкретном случаеиндивидуально в зависимости от исходных данных и требований к конечномупродукту.

8.6 В общем случае,при проектировании установок сероочистки следует руководствоваться правиламинорм [32].

8.7 Длявысокосернистых газов в качестве типового предлагается аминовый способ очистки.

8.8 Для очистки отсероводорода малосернистых газов могут использоваться два типа способов:окислительные и адсорбционные.

Если в составе этихгазов концентрация СO2 во много раз (20¸30) выше, чем концентрация Н2S, то для них предпочтительныокислительные способы очистки.

8.9 В соответствии стребованиями [11]в газе, подаваемом в магистральные газопроводы, содержание сероводорода недолжно превышать 0,7 г/100 м3, содержание двуокиси углерода нерегламентируется. Поэтому при очистке газа от сероводорода двуокись углеродаможет удаляться не полностью и поступать в магистральный газопровод в такомколичестве, чтобы низшая теплота сгорания транспортируемого газа составляла неменее 32,5 МДж/ст.м3. При селективном извлечении мощность установокочистки газа, определяемая по количеству поглотителя, во много раз меньшемощности установок с применением неселективных процессов.

8.10 Проектированиеустановок сероочистки газа растворами аминов и адсорбционным способом следуетвыполнять с учетом требований подраздела 10.2 норм [32].

8.11 Установка аминовойочистки газа включает следующее оборудование:

абсорбер;

сепараторы;

теплообменники;

выветриватель;

десорбер;

испаритель;

холодильники;

насосы;

фильтры амина.

8.12 Установкаочистки газа гидроокисью железа включает следующее оборудование:

контакторы;

сепараторы;

насосы;

регенератор;

эжектор;

емкости.

8.13 Установкаочистки газа методом адсорбции включает следующее оборудование:

адсорберы;

печь подогрева газарегенерации;

сепараторы;

теплообменникирекуперации;

фильтрыпылеуловители.

8.14 Состав и параметрыприродного газа, поступающего на очистку, нормами не регламентируются и должныприниматься в соответствии с заданиями на проектирование обустройстваместорождения и учитываться при проектировании установок сероочистки.

8.15 Для подготовкисероводородосодержащего газа малых месторождений необходимо провести веськомплекс очистки от агрессивных примесей в соответствии с вышеизложеннымиметодами очистки. Основной характеристикой для выбора способа очисткисероводородсодержащего газа малых месторождений, кроме доведения параметровгаза до требований соответствующего стандарта, является количество извлекаемойиз газа серы (мах).

8.16 По количествуизвлекаемой из газа серы маломощные сернистые месторождения можноквалифицировать на три группы:

группа 1-е извлечениемсеры до 1 т/сутки;

группа 2-еизвлечением серы до 10 т/сутки;

группа 3-еизвлечением серы до 100 т/сутки.

8.17 Дляместорождений группы 1 могут быть рекомендованы следующие безутилизационныеспособы очистки от сероводорода:

адсорбциясероводорода твердыми хемосорбентами на основе окислов железа с получениемтвердых нетоксичных отходов;

абсорбционно-окислительный- с использованием хелатного железа и со сбросом серы в отвал после фильтрациииз раствора без специальной обработки, т.к. она не является токсичнымпродуктом.

8.18 Дляместорождений группы 2 рекомендуется абсорбционно-окислительный метод очистки свыделением серы в процессе регенерации сорбента.

Применениеабсорбционно-окислительного метода экономически целесообразно для месторожденийс извлечением серы примерно до 3-5 т/сутки. В случае, когда в исходном сыромгазе наряду с Н2S присутствует и СO2, то диапазон экономичностиокислительного метода расширяется в сторону более высокой производительности посере тем в большей степени, чем выше концентрация СO2 в исходном газе.

8.19 Дляместорождений группы 3, при соотношении Н2S и СO2 в исходном газе >1,0,рекомендуется, широко применяемый в газовой промышленностиабсорбционно-этаноламиновый способ сероочистки газа с переработкой сероводородав серу по классическому методу Клауса.

8.20 Качество газапосле установки сероочистки, по допустимому содержанию Н2S имеркаптановой серы должно удовлетворять требованиям государственного стандарта[31]при применении его в качестве сырья и топлива для промышленного икоммунально-бытового использования или отраслевого стандарта [11],при подаче в магистральный газопровод.

9 УСТАНОВКИ СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

9.1 Возможныследующие способы стабилизации конденсата:

ступенчатаядегазация;

одно- илидвухколонная ректификация.

Основным способомстабилизации, обеспечивающим минимальные потери целевых фракций стабильногоконденсата, является одно- или двухколонная дебутанизация.

9.2 Выбор способаподготовки конденсата зависит от его состава и целесообразности получения изнего товарных продуктов: пропан-бутановых фракций и стабильного конденсата.

9.3 Состав и качествостабильного конденсата должны соответствовать требованиям [33].

9.4 Установкистабилизации конденсата в колоннах

9.4.1 При колоннойподготовке нестабильного конденсата могут быть приняты схемы деэтанизации идебутанизации.

9.4.2 В процесседеэтанизации и дебутанизации конденсата одновременно со стабильным конденсатомможет предусматриваться получение этана, газов углеводородных сжиженных,пропан-бутановых фракций (ПБФ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) ит.д.

9.4.3 Газыуглеводородные сжиженные, предназначенные в качестве топлива длякоммунально-бытового потребления и промышленных целей, должны удовлетворятьтребованиям [34].Широкая фракция легких углеводородов должна удовлетворять требованиям [35].

9.4.4 При выбореспособа стабилизации конденсата (одно- или двухколонной) следует учитыватьсодержание в сыром конденсате этана, пропан-бутановых фракций и наличиепотребителей этих газов:

при содержании ПБФ,достаточном для прибыльной реализации потребителям, стабилизацию следуетосуществлять по двухколонной схеме с получением газов деэтанизации, ПБФ истабильного конденсата;

при содержании ПБФ,недостаточном для прибыльной реализации, стабилизацию рекомендуется проводитьпо одноколонной схеме дебутанизации;

газы деэтанизации,стабилизации конденсата рекомендуется направлять в поток товарного газа путемэжектирования или компримирования. Выбор способа подачи газа обосновываетсятехнико-экономическим расчетом. Необходимость дополнительной подготовки этихгазов определяется при проектировании.

9.4.5 Установкистабилизации конденсата (УСК) должны проектироваться как единый комплекс,состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общеготехнологического назначения.

9.4.6 Мощность исхема УСК зависят от состава и количества сырого (нестабильного) конденсата.

9.4.7 В зависимостиот принятого способа в составе УСК должно быть предусмотрено следующее основноеоборудование:

колонна деэтанизации;

колонна дебутанизации,предназначенная для отделения (ректификации) от конденсата, поступающего изколонны деэтанизации ПБФ при двухколонной схеме стабилизации или газовстабилизации - при одноколонной схеме;

рекуперативныетеплообменники «конденсат-конденсат»;

аппараты воздушногоохлаждения (АВО) паров ПБФ;

печь подогревациркулирующего конденсата;

насосы перекачкициркулирующего конденсата и орошения;

дренажные и аварийныеемкости для слива продуктов из аппаратов, трубопроводов, насосов,обеспечивающие прием в случае аварийных ситуаций и откачку на повторнуюобработку, либо в резервуарный парк на временное хранение;

рефлюксная емкость.

9.4.8 УСК располагаютна УКПГ, ГС или отдельной площадке.

9.4.9 Сырьевойрезервуарный парк для УСК необходимо предусматривать только при ее расположениина отдельной площадке

9.4.10 Направлениеподачи готовой продукции с УСК определяется проектом в зависимости отдальнейшего использования конденсата.

9.4.11 Нестабильныйконденсат следует хранить на территории УСК как сжиженный нефтяной газ с учетомтребований [36,37].

9.5 Установкиконцевые трапные

9.5.1 На промплощадкеУСК проектом предусматриваются установки концевые трапные (УКТ) спредварительным нагревом конденсата в теплообменниках для достижения требуемогопо стандарту [33]давления насыщенных паров стабильного конденсата. Из УКТ выветренный конденсатнаправляется в резервуарные парки для товарной продукции и на насосные дляперекачки.

9.5.2 В составе УКТдолжны быть предусмотрены теплообменники для подогрева конденсата и трапы дляего ступенчатого разгазирования при снижении давления до атмосферного.Количество ступеней выветривания определяется в зависимости от состава ифизико-химических свойств сырого конденсата.

9.5.3 Изрезервуарного парка конденсат может направляться или на реализацию, кактоварный продукт, или, после ввода в действие УСК, возвращаться дляокончательной стабилизации с целью дальнейшей реализации или переработки вмоторные топлива.

9.5.4 Припроектировании установок концевых трапных следует предусматривать утилизациюгазов дегазации наиболее экономичным способом.

9.6 Насосы дляперекачки газового конденсата

9.6.1 Тип насосов дляперекачки газового конденсата подбирается в зависимости от физико-химическихсвойств конденсата и требуемого объема перекачки. Следует применятьцентробежные насосы, допускающие работы с подпором на всасывающей линии сучетом требований [37].

9.6.2 На напорныхлиниях центробежных насосов должны предусматриваться обратные клапаны (первымиот насосов) и запорная арматура.

9.6.3 Количестворабочих насосов определяется в зависимости от производительности насосной сучетом роста добычи газа по годам. Замер расхода конденсата следуетпредусмотреть после насосной.

9.6.4 В проектахдолжна быть предусмотрена обвязка насосов, позволяющая держать резервный насосв готовом к работе состоянии.

9.6.5 Для перекачкисжиженных газов или легковоспламеняющихся жидкостей следует применятьгерметичные насосы (с экранированным электродвигателем соответствующего уровнявзрывозащиты) и насосы с двойным торцовым уплотнением, по возможности применяялокальные установки пожаротушения насосов.

9.6.6 Расположениенасосов на объектах следует предусматривать, как правило, в помещениях,укрытиях или в блок-боксах.

9.6.7 Размещениенасосного оборудования в блок-боксах должны удовлетворять требованиям [7].

Габариты и весблок-боксов насосных должны удовлетворять условиям, перечисленным в п. 12.8настоящих норм.

9.6.8 Обвязка насосовдолжна производиться в соответствии с нормами [32].

10 УСТАНОВКИ ПЕРЕРАБОТКИ КОНДЕНСАТА

10.1 Установкипереработки конденсата (УПК) предназначены для осуществления процессовпереработки стабильного конденсата в моторные топлива: бензин, дизельноетопливо. При этом остаточные фракции переработки стабильного конденсата могутбыть использованы как печное топливо - мазут.

10.2 Номенклатурапродукции УПК определяется на основании результатов технико-экономическихрасчетов, учитывающих количество и состав исходного сырья, егофизико-химических свойств, наличие потребителей продукции в ближайших регионахи ряд других факторов.

10.3 Качествополучаемых в результате переработки углеводородного конденсата продуктов должносоответствовать требованиям технических условий:

на бензинавтомобильный [38];

на бензиннеэтилированный [241];

на топливо дизельное[39];

на мазут [40].

10.4 Установкипереработки конденсата (УПК) должны проектироваться как единый комплекс,состоять из одной или нескольких технологических линий и оборудования общеготехнологического назначения.

10.5 Мощность УПКустанавливается в зависимости от количества сырья (стабильного конденсата),поступающего с УСК.

10.6 В общем случае всоставе технологических линий УПК должно предусматриваться следующее основноетехнологическое оборудование:

колонна для получениябензиновых фракций;

колонна для получениядизтоплива с выделением остаточных фракций; АВО паров отделяемых фракций;

печь подогревациркулирующей кубовой жидкости колонны; насосы орошения колонн и перекачкициркулирующей жидкости. Рекомендуется, при возможности, агрегатироватьоборудование в единый многофункциональный блок.

10.7 Для сливапродуктов из аппаратов, трубопроводов и насосов при технологическойнеобходимости или в аварийных ситуациях в составе УПК следует предусматриватьемкости дренажные и аварийные, обеспечивающие прием и откачку углеводородовлибо на повторную переработку, либо на склад некондиции.

10.8 Хранениепродуктов переработки конденсата должно осуществляться при атмосферном давлениив резервуарах или другой таре, размещаемых на складах нефтепродуктов или наплощадке резервуарного парка.

11 УСТАНОВКИ ПОЛУЧЕНИЯ СЕРЫ

11.1 Выбор способапроизводства серы решается в каждом конкретном случае индивидуально наосновании результатов технико-экономических расчетов, учитывающих содержаниесеры в исходном сырье и прочие факторы.

11.2 При извлечениисеры до 1 т/сутки утилизация ее не обязательна, т.е. небольшие количества серымогут сбрасываться в виде SO2 или твердых нетоксичных отходов ссоблюдением природоохранных требований.

11.3 При извлечениисеры от 3 до 5 т/сутки рекомендуется получение серы окислительным методом,когда в процессе регенерации сорбента продувкой воздухом сероводородконвертируется в элементарную серу.

11.4 При извлечениисеры от 5 до 10 т/сутки и выше рекомендуется схема установки производства серыпо одной из модификаций процесса Клауса.

11.5 В составеустановки производства серы по методу Клауса должно быть предусмотреноследующее оборудование:

сепаратор;

воздуходувка;

котлы-утилизаторы;

реакторы;

печи;

сборник жидкой серы;

дымовая труба.

11.6 В общем случае,при проектировании установок получения серы следует руководствоваться правиламинорм [32].

11.7 В зависимости отвида выпускаемой товарной продукции сера должна удовлетворять соответствующимтребованиям [41-43].

11.8 Для хранения иотгрузки готового продукта необходимо предусматривать специальную площадку ссоответствующим оборудованием. Площадку целесообразно располагать на территорииустановки получения серы с возможностью подъезда автотранспорта и с соблюдениемнеобходимых мер пожарной безопасности.

12 ВЫБОР И КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И АППАРАТУРЫ

12.1 При выбореоборудования объектов МГДП, ГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов») следуетмаксимально использовать блочно-комплектное оборудование (БКО) сунифицированными узлами высокой заводской готовности и автоматизации с учетомтребований норм [18].

12.2 При разработкеоборудования для объектов в конструкциях технологических блоков должныучитываться новейшие прогрессивные технические решения, обеспечивающие высокуютехнологическую, экономическую, эргономическую и экологическую эффективностьсоздаваемых технологических комплексов, а также требуемый уровеньпожаровзрывобезопасности.

12.3 Конструкцияразрабатываемого оборудования должна учитывать возможность управлениякомплексами с помощью микропроцессорной техники, позволяющей перейти к«безлюдной» технологии.

12.4 С цельюповышения общей заводской готовности и сокращения монтажных работ пристроительстве, оборудование должно быть максимально агрегатировано вукрупненные блоки с обвязкой по технологическим схемам соответствующихустановок.

12.5 Блоки на местемонтажа должны рационально стыковаться в технологические линии с минимальнойпротяженностью межблочных коммуникаций.

12.6 Дляоборудования, эксплуатируемого на открытых площадках, следует предусматривать;

обогрев, исключающийзамерзание жидкостей в процессе эксплуатации и при прекращении работы;

возможность быстрогослива застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении работы;

устройства для защитыдвижущихся частей оборудования от атмосферных осадков;

средства защиты откоррозии, вызываемой атмосферными осадками;

мероприятия,обеспечивающие нормальные условия эксплуатации средств автоматизации, защитнойи регулирующей арматуры.

12.7 Дляпредотвращения увеличения масштаба аварии при пожаре технологическоеоборудование должно быть защищено от теплового излучения установками водяногоорошения (пожарными лафетными стволами, стационарными установками тепловойзащиты) в соответствии со стандартом [228].

12.8Для установок промысловой подготовки газа предлагается применять два исполнениятехнологического оборудования по материальному исполнению: нормальное икоррозионно-стойкое.

12.9 Габариты и весБКО должны обеспечивать возможность транспортировки его по железной дороге вполном соответствии с требованиями технических условий погрузки и креплениягрузов МПС, а также соответствовать инструкциям по перевозке водным, воздушными автомобильным транспортом.

12.10 Компоновочныерешения технологических установок на объектах должны соответствоватьположениями разделов 36и 37 настоящихнорм, а также обеспечивать нижеперечисленные требования:

минимальныекапитальные и эксплуатационные расходы;

технологическуювзаимозаменяемость;

последовательностьтехнологических процессов с минимальным количеством встречных перекачек;

оптимальные размерырабочей площади агрегатов, технологических блоков, установки;

деление на участки,обеспечивающие возможность опорожнения от продукта всех аппаратов итрубопроводов, расположенных на площадке;

свободный доступ коборудованию, арматуре, приборам контроля и автоматизации;

свободный подъездтранспорта и размещение подъемных средств;

возможностьпроведения ремонтных работ с помощью средств механизации.

12.11 Размещение иобвязка аппаратов с трубными пучками должны обеспечивать возможность демонтажатрубного пучка со стороны, противоположной размещению плавающей головки, либоочистки трубок в аппаратах кожухотрубных с неподвижными трубными решетками.

12.12 Все сосуды,работающие под давлением, должны оснащаться запорной, предохранительной ирегулирующей арматурой в соответствии с требованиями правил [44]и [45].

12.13 Дляпредотвращения опасных последствий проникновения в системы теплоснабжениявзрывопожароопасных или вредных веществ в случае разрушения и разгерметизациитруб с теплоносителем, проходящих внутри аппаратов, работающих под давлением,при проектировании в соответствии с требованиями инструкции [12]необходимо соблюдать следующие требования:

на подводящем иотводящем трубопроводах теплоносителя предусмотреть запорные органы,рассчитанные на давление в аппаратах;

на подводящемтрубопроводе теплоносителя предусмотреть обратный клапан, рассчитанный надавление в аппарате.

12.14 Расстояниямежду аппаратами, колоннами, теплообменниками и другим оборудованием,расположенными внутри одной технологической установки, следует принимать,исходя из условий максимального удобства обслуживания, ремонта и выполнениятребований по охране труда и пожарной безопасности в соответствии с указаниями[7].

Необходимопредусматривать:

а) Основные проходыпо фронту обслуживания щитов управления шириной не менее 2 м.

б) Основные проходыпо фронту обслуживания компрессоров, насосов и аппаратов, имеющих местныеконтрольно-измерительные приборы, и проходы при наличии постоянных рабочих мест- шириной не менее 1,5м.

в) Проходы междуаппаратами, между аппаратами и стенами помещений при условии круговогообслуживания - шириной не менее 1 м. Указанные расстояния не относятся каппаратам, представляющим часть агрегата. В этом случае расстояние

между отдельнымиаппаратами агрегата определяется технологической целесообразностью ивозможностью обслуживания.

г) Проходы дляосмотра, периодической проверки, регулирования аппаратов и приборов - ширинойне менее 0,8 м.

д) Проходы междуотдельно стоящими насосами - шириной не менее 0,8 м.

е) Проходы у оконныхпроемов- шириной не менее 1 м.

ж) Проходы междугазовыми компрессорами - не менее 1,5 м. Ширина прохода между малогабаритнымимашинами (шириной и высотой до 0,8 м) - не менее 1 м.

з) Расстояние междуфундаментами «в свету» для вертикальных аппаратов массой более 100 т иливысотой более 40 м должны быть не менее 3,5 м.

Примечания:

1.Центральные или основные проходы должны быть, как правило, прямолинейными.

2.Минимальные расстояния для проходов устанавливаются между наиболее выступающимичастями оборудования с учетом фундаментов, изоляции, ограждения и другихдополнительных устройств.

Допускаетсяустановка на одном фундаменте двух и более насосов, в этом случае расстояниямежду насосами определяются условиями их обслуживания.

12.15 Для технологических установок различногоназначения с применением систем охлаждения следует предусматривать, повозможности, безводные системы (использование воздуха или другого охлаждающегоагента).

12.16 Территориюнаружных площадок для установки технологического оборудования, требующегопостоянных рабочих мест, следует проектировать с бетонным покрытием.

12.17 Наружныеплощадки должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли с уклоном дляотвода дождевых вод не менее 0,003. Участки перекрытий и технологическихплощадок, на которых установлены аппараты, установки и оборудование с наличиемв них ЛВЖ, ГЖ и СУГ должны иметь глухие бортики из негорючих материалов илиподдоны. Высота бортиков, определяемая по объему разлившейся жидкости (но, неменее 15 см) и площадь между бортиками или поддонов устанавливаются втехнологической части проекта.

12.18 Аварийныетрубопроводы должны иметь постоянный уклон в сторону дренажных емкостей,проектироваться по возможности прямолинейными с минимальным количеством отводови поворотов.

12.19 Запорнуюарматуру для аварийного отключения технологического оборудования с ГГ, ЛВЖ, ГЖ,СУГ и НГК следует предусматривать, как правило, дистанционно управляемую сручным дублером в соответствии с указаниями [7]и правилами [37].

При необходимости длязащиты человека от теплового излучения пламени пожара в местах установкиарматуры с ручным приводом должны предусматриваться тепловые экраны.

12.20 Аварийные задвижкис дистанционным и автоматическим управлением должны быть оборудованы ручнымдублером.

12.21 Аварийные(дренажные) емкости, предназначенные для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следуетрасполагать на расстояниях не менее принятых в указаниях [7].В зимний период наземные емкости, находящиеся в ожидании сброса продукта изпечи, должны быть в нагретом состоянии.

12.22 В обвязкеаппаратов и сосудов с наличием ЛВЖ, ГЖ и СУГ следует предусматривать штуцерыдля подсоединения к ним съемных трубопроводов подачи воды, пара и инертногогаза при подготовке их к ремонту.

12.23 Техническиесредства, предназначенные для работы в непосредственном контакте с рабочимивеществами, содержащими сероводород, должны отвечать требованиям, изложенным вп.п. 19.2.3-19.2.6,19.2.11раздела 19 настоящих норм.

13 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

13.1 Технологические трубопроводы

13.1.1 Ктехнологическим трубопроводам МГДП, ГДП и СПХГ относятся трубопроводы впределах предприятия, по которым транспортируется сырье, продукты иполуфабрикаты производства, реагенты, ингибиторы и другие жидкие и газообразныесреды, обеспечивающие технологический процесс производства.

13.1.2 Проектированиетехнологических трубопроводов, работающих под давлением до 10 МПа, следуетвыполнять, руководствуясь нормами и правилами документов [26,46-48],свыше 10 Мпа - документов [30,61,62].

При этом, необходимособлюдать следующие требования:

конструироватьтрубопроводы, как правило, из унифицированных элементов и узлов;

предусматриватьвозможность централизованного изготовления узлов и секций трубопроводов дляосуществления крупноблочного монтажа.

13.1.3Технологические трубопроводы, в зависимости от способа прокладки,подразделяются:

на надземные,прокладываемые на эстакадах и высоких опорах при высоте, обеспечивающей проездпод трубопроводами транспорта или проход людей, а также на низких опорах и т.п.;

подземные,прокладываемые бесканально (в траншеях) или в проходных и непроходных каналах.

13.1.4 Выбор способапрокладки технологических трубопроводов определяется в каждом конкретном случаепроектом.

13.1.5 При выбореспособа прокладки трубопроводов следует принимать оптимальные, технико-экономическиобоснованные решения. Исключение составляют трубопроводы групп А, Ба и Бв,которые прокладываются, как правило, надземно. На участках присоединения кнасосам и компрессорам допускается прокладка этих трубопроводов в непроходныхканалах [26].

13.1.6 Дренажныетрубопроводы, связанные с подземными емкостями, допускается прокладыватьподземными, для чего в проекте должны быть предусмотрены мероприятия,обеспечивающие их безопасную эксплуатацию.

13.1.7 При прокладкенадземных трубопроводов возможно использование несущей способности трубопроводовбольшого диаметра для подвески трубопроводов малого диаметра, если допускаетсяих совместная прокладка. Использование несущей способности трубопроводовдопускается при выполнении условий их совместной прокладки, оговоренных винструкции [26].

При этом необходимопроизвести расчет труб большого диаметра на допустимый прогиб.

В сейсмическихрайонах использовать несущую способность труб не допускается [47].

13.1.8 Трассынадземных и подземных трубопроводов следует выбирать в зависимости от решениягенерального плана МГДП, ГДП и СПХГ с учетом целесообразности прокладкинескольких трубопроводов по одной трассе при наименьшей их протяженности инаименьшим числом пересечений.

13.1.9 Трассы трубопроводовпри проектировании рекомендуется располагать вдоль основных проездов.

13.1.10 Прокладкатрубопроводов на низких опорах рекомендуется на участках, по которым непредусмотрено перемещение подъемных механизмов и оборудования во времяэксплуатации и ремонта. Минимальная высота прокладки трубопроводов на низкихопорах - 0,35 м до низа трубы.

13.1.11 Расположениеи крепление трубопроводов внутри зданий должно производиться с обеспечениемсвободного перемещения, при необходимости,

подъемно-транспортныхсредств. Транзитная прокладка трубопроводов через помещения запрещается (заисключением паро- и водопроводов).

13.1.12 Конфигурацияобвязочных газопроводов должна исключать накопление в них застойной жидкости. Впротивном случае, в соответствующих точках газопроводы должны оборудоватьсясредствами для удаления жидкости.

13.1.13 Припроектировании трубопроводов целесообразно предусматривать максимальновозможное и допустимое по условиям безопасности группирование их в общихтраншеях и каналах. С этой целью выводы из установок трубопроводов, подлежащиегруппировке в каналах, рекомендуется группировать в установках еще допогружения в канал.

13.1.14 Прокладкатрубопроводов в общих траншеях и каналах должна производиться в один ряд, ссоблюдением минимальных расстояний, определенных условиями допускаемогоприближения друг к другу, к другим сетям и сооружениям.

13.1.15 Расстояниямежду осями смежных трубопроводов, размещенных на опорах, эстакадах и вканалах, а также от трубопроводов до стенок каналов для труб с тепловойизоляцией и без нее, независимо от давления в трубопроводах, следует приниматьпо требованиям [26,48].

13.1.16 Расстояние повертикали между подземными технологическими трубопроводами и пересекающими ихдругими подземными коммуникациями следует принимать в соответствии сдокументами [26,16].

13.1.17 Все технологическиетрубопроводы следует проектировать с уклоном, обеспечивающим возможностьполного их опорожнения в аппаратуру установок или другие емкости, при этом,трубопроводы должны иметь уклоны не менее:

для газопроводовфакельных и аварийных линий - 0,003;

для легкоподвижныхжидких сред - 0,002;

для высоковязких изастывающих веществ - 0,02.

13.1.18 Глубинузаложения трубопровода от поверхности земли до верха трубы илитеплоизоляционной конструкции следует принимать в соответствии с указаниямиинструкции [26].

Трубопроводы,транспортирующие застывающие, увлажненные и конденсирующиеся вещества, должнырасполагаться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта с уклоном кконденсатосборникам или емкостям.

13.1.19 В местахпересечения трубопроводов стен, перегородок следует предусматриватьспецфутляры, концы которых должны выступать на 20-50 мм из пересекаемойконструкции. Зазор между трубопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм суплотнением негорючим материалом, допускающим перемещение трубопровода,обеспечивая требуемый предел огнестойкости пересекаемой конструкции. Внутрифутляра не допускается размещение сварных швов.

13.1.20 Всетрубопроводы, проходящие из невзрывопожароопасного помещения вовзрывопожароопасное, должны быть герметично заделаны в патроне стен.

13.1.21 На подземныхтрубопроводах бесканальной прокладки при пересечении ими автомобильных дорог идругих инженерных сооружений следует предусматривать футляры для каждоготрубопровода в отдельности или совместную прокладку их в полупроходном канале.Внутренний диаметр футляра должен быть на 100-200 мм больше наружного диаметратрубы (с учетом теплоизоляции). Концы футляра должны выходить за пределыпересечения не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

13.1.22 Конфигурациятрубопроводов обвязки газовых компрессоров, насосов, технологических установок,а также размещение и тип опор (неподвижные, подвижные, скользящие, пружинные)должны выбираться с учетом обеспечения самокомпенсации температурных деформацийза счет поворотов и изгибов трассы. В случае недостаточности самокомпенсацииследует предусматривать установку специальных компенсирующих устройств(П-образных, Z-образных компенсаторов).

На трубопроводах,проложенных в земле, компенсаторы, а также повороты и изгибы, за счет которыхпроисходит самокомпенсация, должны быть расположены в лотках. Усилия оттрубопроводов на фланцы оборудования не должны превышать величин, оговоренных впаспортах оборудования.

13.1.23 П-образныекомпенсаторы должны устанавливаться в горизонтальном положении с соблюдениемобщего уклона трубопровода. В виде исключения компенсаторы могут бытьустановлены в вертикальном или наклонном положении петлей вверх или вниз. Вэтом случае они должны быть снабжены соответствующими дренажными устройствами ивоздушниками.

13.1.24 Если проектомпредусматривается продувка трубопроводов паром, то их температурная деформациядолжна восприниматься специальными, установленными для этих целейкомпенсаторами.

13.1.25 Рекомендуемыескорости потоков приводятся в таблице 13.1.

Таблица 13.1

Рабочее вещество

Рекомендуемая скорость, м/с

Газ природный

5¸20

Конденсат газовый нестабильный в трубопроводах:

насосы

То же при движении самотеком

 

1,5¸3.0/0,5¸1,0

 0,1¸0,5 до 1,0

Вязкие жидкости:

 

при вязкости 0,000001 ¸ 0,000 016 м2/с (0,01¸0,06 см2/с)

2,5/1,5

при вязкости 0,000 006 ¸ 0,000 012 м2/с (0,06 ¸ 0,12см2/с)

2,2/1,4

при вязкости 0,000 028 ¸ 0,000 072 м2/с (0,28 ¸ 0,72 см2/с)

1,5/0,5¸1,0

при вязкости 0,000 072 ¸ 0,000 146 м2/с (0,72¸1,46 см2/с)

1,2/0,2¸0,3

при вязкости 0,000 146 ¸ 0,000 438 м2/с (1,46 ¸4,38 см2/с)

1,1/0,2¸0,3

при вязкости 0.000 438 ¸ 0,000 977 м2/с (4,38 ¸ 9,7 см2/с)

1,0/0,2¸0,3

Вода: в трубопроводах циркуляционных систем охлаждения

ДО 2/1

в трубопроводах напорной канализации

1,0¸1,5

в трубопроводах самотечной канализации

0,6¸1,0

в трубопроводах подпитки котлоагрегатов

1,0¸2,5/1,0¸2,0

Пар водяной: насыщенный

 перегретый

до 30

50¸70

Конденсат водяной:

0,5¸1,5

Сжатый воздух, инертный газ

7,5¸12,5/5,5¸10

Масла смазочные

0,8¸1,2/0,2¸0,3

Ингибиторы в трубопроводах

до 3

Примечание - в числителе и знаменателе величины значений скорости даны соответственно для нагнетательных и всасывающих трубопроводов.

13.1.26 Всасывающие и нагнетательные газопроводыпоршневых компрессоров в пределах здания разрешается укладывать в закрытыхлотках на опорах, не связанных с фундаментом здания.

13.1.27 Вкомпрессорных цехах, производственных помещениях технологических установок,насосных при наличии газовых сред с относительной плотностью по

воздуху 0,8 и более,закрытые каналы или лотки, в которых укладываются трубопроводы, должныпостоянно вентилироваться или засыпаться песком.

При наличии ЛВЖ, ГЖили СУГ устройство в помещении или на установке каналов и лотков, расположенныхниже уровня пола или планировочной отметки, не допускается.

13.1.28 Выбор трубдля обвязочных трубопроводов технологических установок производится всоответствии с инструкцией [50]и номенклатурой стальных труб и соединительных деталей трубопроводов.

13.1.29 Выбор труб исоединительных деталей для технологических трубопроводов следует осуществлять,руководствуясь требованиями документов [50-52],а в случае наличия примесей сероводорода в транспортируемом продукте -требованиями документов [53-59,242].

При определениитолщин стенок трубопроводов следует исходить из величины рабочего давления втрубопроводе, учитывать срок службы трубопровода и скорость коррозии металлатруб по данным проекта разработки месторождения, технологического регламентасогласно инструкции [5]или по специальным рекомендациям головной отраслевой организации по коррозии.

13.1.30 Толщиныстенок трубопроводов, в зависимости от их назначения, принимаются, исходя изтребований документов [15,52],а при наличии сероводорода - временных рекомендаций [59и 242].

13.1.31 Всесоединения газопроводов и конденсатопроводов должны быть сварными. Фланцевые ирезьбовые соединения допускаются только в местах присоединения арматуры иаппаратов, а также на прямых участках в тех случаях, когда этого требуютусловия монтажа и эксплуатации. Фланцевые соединения рекомендуется располагать,по возможности, непосредственно у опор.

13.1.32 Недопускается расположение кольцевых (поперечных) сварных стыков на трубопроводахв толщах стен, перегородок или перекрытий строительных конструкций, а также нарасстоянии менее 200 мм от опор и подвесок.

13.1.33 Длина прямогоучастка трубопровода между сварными швами при вварке вставок должна быть неменее 250 мм при диаметре более 530 мм и не менее 100 мм при диаметре 530 мм именее.

13.1.34 Вваркаштуцеров, дренажных труб в трубопроводы допускается только на участках,удаленных от сварных швов трубопровода не менее чем на 200 мм. Не допускаетсявварка штуцера в крутозагнутые отводы.

Для бобышекдопускается принимать расстояние от образующей до стыкового сварного шва неменее 100 мм.

13.1.35 На вводахсырого газа в цеха и технологические установки, а также на выводах товарногогаза в магистральный газопровод должна устанавливаться запорная арматура сдистанционным управлением.

13.1.36 Запорнаяарматура с дистанционным управлением должна располагаться вне здания нарасстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшегоаппарата, расположенного вне здания.

13.1.37 Для продувкии плавного набора давления при пуске установки запорная арматура сдистанционным управлением должна снабжаться обводной (байпасной) линией сручным запорным устройством и показывающим манометром.

13.1.38 Трубопроводытоварного газа на выходе УКПГ, ГС, КС ПХГ на расстояниях, указанных в нормах [30],должны иметь управляемую запорную арматуру для отключения трубопроводов в аварийныхситуациях.

13.1.39 Арматура длягаза и газового конденсата должна быть стальной и в соответствии со стандартом[60]обладать герметичностью затвора класса А.

Запорную арматуру натехнологических трубопроводах предпочтительнее устанавливать над поверхностьюземли. В земле, каналах и лотках допускается установка арматуры, присоединяемойтолько с помощью сварки. Для арматуры, установленной в земле, следуетпредусматривать вывод управления на поверхность без устройства колодца. Высотаот уровня обслуживающей площадки до оси штурвала арматуры с ручным управлениемдолжна быть не более 1,8 м, а при ее постоянном использовании не более 1,6 м.

13.1.40 Прирасположении задвижек и другой арматуры в колодцах, лотках и углубленияхприводы (штурвалы управления, электро- и пневмоприводы арматуры) следуетустанавливать над крышками колодцев выше отметки земли, обеспечивая безопасныйдоступ к ним на случай ремонта или замены.

13.1.41 Обогревающиетеплоспутники трубопроводов, аппаратов, арматуры и приборов рекомендуетсяпредусматривать с незамерзающим теплоносителем (антифризом).

13.1.42 При групповойпрокладке трубопроводов на общих опорных конструкциях или эстакадах в техслучаях, когда эти конструкции не рассчитаны на нагрузки, возникающие приодновременном гидравлическом испытании всех трубопроводов, в проекте должнабыть оговорена очередность его проведения.

13.1.43 Дляобеспечения возможности отключения трубопроводов без слива продуктов в зимнеевремя должны быть предусмотрены меры, предотвращающие замерзание такихпродуктов в трубопроводе.

13.1.44 Для всехтрубопроводов, предназначенных для транспортирования ГГ, СУГ, ЛВЖ, ГЖ и НГК,должна быть предусмотрена возможность продувки их инертным газом или острымпаром. Подвод инертного газа или пара к технологическим трубопроводам долженпроизводиться с помощью съемных участков трубопровода или гибких шлангов сустановкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка; по окончаниипродувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорнойарматуре установлены заглушки.

Другие способыприсоединения к трубопроводов линий инертного газа или пара запрещаются.

Запорная арматуракоммуникаций пара должна отвечать требованиям п.6.35-6.39 [229].

13.1.45 На эстакадахтрубопроводов, если на них имеются элементы, требующие обслуживания (запорная ирегулирующая арматура, фланцевые соединения и др.), необходимо предусматриватьпроходные мостики шириной не менее 0,6 м с перилами, оборудуемые по концам ичерез каждые 200 м сходами в виде маршевых лестниц (стремянок) с боковымограждением.

13.1.46 При наличии вгазе сероводорода прокладка трубопроводов к насосам внутри блок-боксов должнапредусматриваться, как правило, надземной. Для газов, не содержащихсероводород, допускается прокладка трубопроводов в каналах с последующейзасыпкой их песком.

13.1.47 На входе ивыходе продукта из печи необходимо устанавливать запорную арматуру. На входе впечь должен быть установлен обратный клапан за запорной арматурой по ходупотока. На многопоточных трубчатых печах запорная арматура и обратный клапанустанавливаются на каждом потоке.

13.1.48 Натрубопроводах, подводящих продукт в печь, возможна установка дополнительнойзапорной арматуры с дистанционным управлением.

Для многопоточныхтрубчатых печей запорная арматура с дистанционным управлением устанавливаетсяна общем потоке входа в печь (до разветвления потока). Необходимость установкиобратного клапана и дополнительной запорной арматуры с дистанционнымуправлением на выходе продукта из печи, а также предохранительного клапанадолжна определяться в каждом конкретном случае проектной организацией взависимости от технологической схемы соединения печи с другими аппаратами.

13.1.49 Приприменении многопоточных змеевиков должны предусматриваться узлы равномерногораспределения продукта по потокам. Управление задвижками распределения потоковдолжно быть предусмотрено из безопасного места.

При многопоточномзмеевике допускается устройство распределительной гребенки с установкой общейзадвижки перед гребенкой.

13.1.50 В трубчатыхпечах для продувки змеевика от продукта необходимо предусматривать стационарныйподвод в технологический трубопровод инертного газа или водяного пара. Напаропроводе или трубопроводе инертного газа, служащего для продувки печи приостановках, должны быть установлены обратный клапан и два запорных устройства срасположенным между ними продувочным вентилем для контроля за плотностьюзапорной арматуры и спуска конденсата. Вторая по ходу пара или инертного газазадвижка устанавливается с электро- или пневмоприводом. Обратный клапанустанавливается первым со стороны змеевика печи и непосредственно в месте вводапара или инертного газа.

В многопоточных печахнеобходимо предусматривать подвод инертного газа или пара к каждому потоку.

13.1.51 Натрубопроводе, подводящем топливный газ к печам, перед последним (по ходу газа)отключающим устройством, непосредственно перед горелками должна бытьпредусмотрена линия продувки системы топливного газа со сбросом на свечу и нафакел.

13.1.52 Натрубопроводе подачи топливного газа к горелкам печи должны устанавливатьсязапорное устройство, замерная диафрагма, запорный (отсечной) клапан,автоматически закрывающий подачу топливного газа при падении давления передгорелками ниже допустимого предела, и регулятор давления топливного газа.

13.1.53 Присоединениеотборных устройств средств КиА должно предусматриваться, как правило, припомощи фланцевых соединений.

13.1.54 Припроектировании трубопроводов, подверженных вибрации, следует предусматриватьдополнительные мероприятия, обеспечивающие их нормальную работу. Прокладыватьтакие трубопроводы рекомендуется по возможности на низких опорах.

13.1.55Технологические трубопроводы сжатого воздуха (в случае отсутствия осушкивоздуха) и охлаждающей воды необходимо укладывать ниже зоны промерзания грунта.Минимальную глубину заложения принимать по [10].

13.2 Промысловые трубопроводы

13.2.1 Промысловыетрубопроводы могут быть следующих назначений:

газопроводы - шлейфыдля транспорта газа от скважин до УППГ, ГРП, УКПГ;

газопроводы -коллекторы для транспорта газа от УППГ, ГРП, кустов скважин до УКПГ, ГС, КСПХГ, ДКС, ГПЗ;

газопроводы отустановки сероочистки до установки подготовки газа;

газопроводы товарногогаза от установок УКПГ, УППГ до потребителей на площадках;

газопроводыподключения УКПГ, ГС, КС ПХГ до узла замера;

конденсатопроводы длятранспорта конденсата от УППГ до ГС, и от ГРП до КС ПХГ;

конденсатопроводы длятранспорта стабильного конденсата от УКПГ, ГС, КС ПХГ до складов нефтепродуктовили резервуарного парка;

конденсатопроводы длятранспорта стабильного и нестабильного конденсата от ГДП до узла замера;

ингибиторопроводы длятранспорта ингибиторов от места их хранения до точек ввода (скважины, шлейфы,установки подготовки газа и т.д.);

трубопроводынасыщенного метанола, подаваемого с установки подготовки газа для закачки внагнетательную скважину;

трубопроводы сточныхвод, подаваемых к скважинам для закачки в поглощающие горизонты.

13.2.2 Промысловыетрубопроводы следует проектировать с учетом требований норм [15,30,61,62].

13.2.3 Проектированиетрубопроводов для транспорта ШФЛУ и нестабильного конденсата с давлениемупругости паров выше 0,2 МПа производится в соответствии с инструкцией [63].

13.2.4 Припроектировании трубопроводов для транспорта продуктов, оказывающих коррозионноевоздействие на металл, сварные соединения труб и арматуры, необходимопредусматривать мероприятия, обеспечивающие их защиту от коррозии.

14 УЗЛЫ УЧЕТА ПРОДУКЦИИ ГДП И СПХГ

14.1 Узлы замера продукции скважин

14.1.1 Для контроляза режимом работы эксплуатационных скважин и замера их дебита в обвязке устьевскважин следует применять приборы, принцип действия которых основан наизмерении перепада давления, создаваемого при прохождении газа через сужающееустройство:

расходомеры(измерители докритического течения);

ДИКТ (диафрагменныеизмерители критического течения).

Тип замерногоустройства выбирается в зависимости от конкретных условий исследуемой скважины- дебита скважины, максимального рабочего давления, наличия мехпримесей, влагии т.д.

Длягазогидродинамических исследований скважин и определения количественногосодержания в газе твердых и жидких фаз рекомендуются блочные замерныеустановки, которые монтируются на продувочной линии.

Для измеренияколичества продукции по каждой отдельной скважине на площадках кустов скважинмогут предусматриваться также передвижные замерные сепараторы.

14.1.2 Для замерапродукции скважин на промысле ГДП (УКПГ, УППГ), МГДП с количеством скважинболее 4-х (УКПГ) или на ПХГ (ГРП) следует предусматривать блоки замерныхсепараторов, позволяющих замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластоваявода.

При проектированиизамерных сепараторов должны учитываться следующие требования:

блочность,агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов замерных сепараторов;

обеспечениеоптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структурытечения газожидкостной смеси;

обеспечениеблагоприятных гидродинамических условий для разделения газожидкостной смеси всепараторе;

отделение капельнойжидкости от газа;

обеспечение замерапродукции скважин (газа, жидкости).

14.1.3 Для ГДП и СПХГна каждой УКПГ, УППГ предусматривается один-два замерных сепаратора.

14.1.4 На МГДП сколичеством скважин не более 3-х - 4-х замер продукции скважин производится спомощью узлов оперативного замера газа, предусматриваемых в схемах установокподготовки газа, путем отключения из отбора газа всех скважин, кроме одной -исследуемой. Количество жидкости, отделяемой от газа, в этом случае замеряетсясчетчиком или на выходе из сепаратора, или на выходе из разделителя жидкости.

14.2 Узлы замера расхода газа

14.2.1 Узлыкоммерческого учета газа предназначены для замера и учета товарного газа,поступающего с объектов ГДП, МГДП или ПХГ в газопровод или потребителю.

Сведения, получаемыена замерных узлах, должны регистрироваться и использоваться для взаимныхкоммерческих операций между поставщиками и потребителями газа.

14.2.2 Замерные узлыследует оборудовать подводящими коллекторами, замерными нитками, замернымиустройствами, контрольно-измерительными приборами, запорно-предохранительнойарматурой, средствами автоматики и телемеханики, факельными устройствами илипродувочными свечами.

14.2.3 В узлах замерарасхода газа должны быть предусмотрены приборы, оценивающие качество продукции.

14.2.4 Количестворабочих замерных ниток следует обосновывать технико-экономическим расчетом. Накаждую группу замерных ниток, присоединенных к одному коллектору, следуетпредусматривать одну резервную.

14.2.5 Замерные узлырекомендуется размещать на открытой площадке. Прокладку замерных ниток следуетосуществлять надземно, на низких опорах.

В севернойклиматической зоне установку измерительных диафрагм следует предусматривать впомещении.

14.2.6 Сброс газа изостановленных замерных ниток и коллекторов следует осуществлять в факельнуюсистему высокого давления или систему сброса на свечу также высокого давления.

14.2.7 Конструкциязамерных узлов должна предусматривать компенсацию температурных напряжений, атакже возможность ревизии диафрагм или иных замерных устройств и прямыхучастков в соответствии с требованиями [64-66].

14.2.8 Выбор и монтажсредств измерения следует производить в соответствии с требованиями нормативныхдокументов [64-66].

14.2.9 Приборы КИП исредства телемеханики следует размещать в отапливаемых помещениях илиблок-боксах, при температуре окружающей среды не ниже 5°С на минимальномрасстоянии от отборных устройств. Импульсные линии, при необходимости, следуеттеплоизолировать и обогревать.

14.3 Узлы учета конденсата

14.3.1 Узлы учетаконденсата должны проектироваться в соответствии с требованиями нормативныхдокументов [64-66].

14.3.2 Выбор типаизмерителя расхода определяется при проектировании.

Для пунктов товарногоучета конденсата рекомендуется использовать автоматизированные расходомерныесистемы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.

Для пунктовоперативного учета конденсата рекомендуется использовать механические (иликомбинированные электромеханические) расходомерные системы с применениемдиафрагменных или турбинных расходомеров.

Наряду свышеупомянутыми допускается применение и других типов расходомеров,обеспечивающих требуемую по стандартам точность измерения, например вихревые,ультразвуковые и т.п.

14.3.3 Режимперекачки конденсата через пункт учета должен быть стабильным. Измеряемый потокдолжен заполнять все поперечное сечение измерительных трубопроводов.

Предел допустимойотносительной погрешности замера не должен превышать в пунктах товарного учетаконденсата ±0,5 % объема конденсата; в пунктах оперативного учета ±4 %.

14.3.4 При установкетурбинных и диафрагменных расходомеров в пунктах учета следует соблюдатьследующие требования:

поток жидкости черезрасходомер должен быть однофазным (без выделения растворенного газа);

поток жидкости,проходящий через расходомер, должен быть однородным по физическим свойствам ине расслаиваться на воду и конденсат (конденсатную эмульсию).

14.3.5 В составеузлов товарного и оперативного учета конденсата следует предусматривать:

рабочие, резервные иконтрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения ивспомогательным оборудованием: фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участкамитрубопроводов до и после преобразователей расхода, автоматически управляемойрегулирующей и контрольно-предохранительной арматурой и устройством контроляпротечек, вторичными приборами обработки, хранения, индикации и передачирезультатов измерения параметров конденсата;

блок контролякачества, включающий циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы:влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматическийпробоотборник, термометр, манометр;

трубопоршневуюустановку.

Наряду с основнойлинией следует предусматривать байпасную для возможности кратковременной работысистемы отвода жидкости в случае настройки или устранения неисправностейрабочих элементов измерительной линии.

14.3.6 Конденсат приопорожнении измерительных линий и фильтров узлов учета следует собирать вдренажную емкость.

В тех случаях, когдав аварийную емкость сбрасывается продукт с низкими температурами, допускаетсядренирование замерных узлов производить в аварийную емкость.

14.4 Узлы оперативного замера расхода технологических потоков

Оперативные замерырасхода всех технологических газовых и жидкостных потоков производить спределом допустимой относительной погрешности замера не более ± 4 %.

14.5 Узлы замера расхода метанола

Замер расходаметанола при его приеме - выдаче на местах хранения, следует производить спределом допустимой относительной погрешности не более ± 0,5 %.

15 СКЛАДЫ ИНГИБИТОРОВ, КОНДЕНСАТА И НЕФТЕПРОДУКТОВ

15.1 Припроектировании складов нефтепродуктов для ГДП следует руководствоватьсянормативными документами [23,37,67].

15.2 Складыингибиторов, конденсата и нефтепродуктов могут включать:

резервуарный парк;

насосную склада;

топливораздаточныеколонки или устройства;

склад масла в таре.

15.3 Резервуарный парк

15.3.1 Резервуарныйпарк предназначен для выполнения следующих производственных функций:

прием и временноехранение ингибиторов (ДЭГ, ТЭГ, метанол, МЭА), сжиженных газов, нестабильного истабильного конденсата;

прием и временноехранение бензина, керосина, дизельного топлива, смазочных материалов,антифриза;

прием и временноехранение печного топлива (мазута);

прием отработанногомасла;

внутрипарковуюперекачку продуктов из емкости в емкость (из резервуара в резервуар);

возвратнекондиционных продуктов на технологические установки промысла;

выдачу всех видовпродукции потребителям.

15.3.2 Резервуарныепарки для стабильного конденсата проектируются в соответствии с документом [32].

15.3.3 Резервуарныепарки в своем составе могут содержать следующий набор емкостей, резервуаров,оборудования и устройств:

резервуарынестабильного конденсата;

резервуарыстабильного конденсата;

резервуары ШФЛУ, СГ иПБФ;

резервуары бензина;

резервуары керосина;

резервуары дизельноготоплива;

резервуары мазута;

резервуары чистогомасла;

резервуарыотработанного масла;

емкости ДЭГа, ТЭГа,МЭА;

емкости храненияметанола;

насосные;

приемно-раздаточныеколонки.

15.3.4 Комплектностьпарка, вместимость резервуаров и емкостей для каждого продукта определяется вкаждом конкретном случае проектом.

15.3.5 Применениерезервуаров не по назначению не допускается.

15.3.6 Вместимостьрезервуаров смазочных масел должна быть достаточной для обеспечения подпиткигазоперекачивающих агрегатов и насосного оборудования в течение трех месяцев.Резервуары, кроме этого, должны вмещать 50 %-ый запас объема маслосистемы всехустановленных ГПА и насосов. Нормативные запасы смазочных масел определены вразделе 28настоящих «Норм...».

15.3.7 Необходимостьобогрева и теплоизоляции резервуаров и обвязочных трубопроводов в каждомконкретном случае должна определяться в зависимости от физико-химическихсвойств хранимого продукта и климатических условий.

15.3.8 Направлениенекондиционного продукта должно определяться проектом: либо в емкостьтехнологической установки, либо в одну из емкостей резервуарного парка.

15.3.9 Для проведенияопераций по приемке реагентов, хранению и отпуску товарной продукции резервуары(емкости) должны быть обвязаны трубопроводами и оснащены арматурой иоборудованием, обеспечивающими следующие функции:

наполнение иопорожнение емкостей и резервуаров;

зачистку и ремонтемкостей и резервуаров;

поддержание давленияв емкостях и резервуарах в безопасных пределах;

отстой и удалениеподтоварной воды;

замер уровня;

пожаротушение иохлаждение резервуаров (при необходимости).

15.3.10 Отгрузкаготовой продукции должна осуществляться трубопроводным, железнодорожнымтранспортом, либо с помощью автоцистерн.

15.3.11 Транспортнестабильного конденсата осуществляют по конденсатопроводу в однофазном илидвухфазном состоянии в соответствии с принятыми техническими решениями,подтвержденными гидравлическими и технико-экономическими расчетами.

При транспорте воднофазном состоянии давление в конце конденсатопровода должно быть на 0,5 МПавыше давления упругости паров конденсата при максимально возможной температуретранспортирования.

15.3.12Сливо-наливные эстакады следует проектировать в соответствии с требованиями [23,49].При выборе типов эстакад в проекте при необходимости следует предусматриватьнекоторый резерв на случай возможного расширения предприятия и наращивания егомощности. Величина резерва определяется индивидуально, исходя из условийвозможности развития технологического процесса данного производства иперспектив наращивания мощности.

15.4 Склады метанола

15.4.1 Складыметанола следует проектировать в соответствии с нормативными документами [68-70,269].

15.4.2 В составесклада метанола следует предусматривать резервуары для метанола, керосина,одоранта и насосную станцию.

15.4.3 Складыметанола должны обеспечивать:

прием метанола,керосина и одоранта в соответствующие резервуары;

прием на метанольныенасосы для смешения одоранта, керосина и метанола;

передачуприготовленной смеси на раздаточные и замерные устройства.

16 ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ И КОМПРЕССОРНЫЕСТАНЦИИ ПХГ

16.1 Размещение ДКС иКС ПХГ рекомендуется предусматривать на производственных площадках УКПГ, ГС,ПХГ. Допускается их размещение также на отдельных площадках.

Местонахождение ДКС втехнологической схеме подготовки газа газодобывающего предприятия (до или послеУКПГ, ГС) решается на основе результатов оптимизационных расчетов в проекте.

16.2 В состав ДКС иКС ПХГ, в общем случае, могут входить следующие установки и устройства:

сепарации и очисткикомпримируемого газа;

компримирования иохлаждения газа;

подготовки топливного,пускового и импульсного газа;

воздухоснабжения;

маслоснабжения;

утилизации теплотыуходящих газов газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

системыэлектроснабжения и молниезащиты;

системы контроля иуправления;

автоматическогопожаротушения;

теплоснабжения;

производственно-хозяйственногои противопожарного водоснабжения;

канализации;

телефонной связи;

системы оповещения;

радиофикации;

пожарной и охраннойсигнализации.

Административно-бытовые,подсобно-производственные помещения и вспомогательные объекты должны бытьобъединены с соответствующими системами УКПГ, УППГ, ГС, ГРП, КС ПХГ иразмещаться в зоне служебно-производственного комплекса этих сооружений.

16.3 ПроектированиеДКС и КС ПХГ следует выполнять по требованиям, изложенным в нормах [15,30,45,71,72ВРД39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС иКС ПХГ».

16.4 Газ, поступающийна прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей и капельнойжидкости в соответствии с требованиями ВРД39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС иКС ПХГ». Выделенные жидкие примеси из сепараторов следует направлять в системусбора жидкости (конденсата) установки подготовки газа.

16.5 На всасывающихлиниях центробежных компрессоров должны устанавливаться защитные решетки, а упоршневых компрессоров - газовые фильтры.

16.6 Нанагнетательных линиях компрессоров, работающих на общий коллектор, должен бытьустановлен обратный клапан.

16.7 Компримированиегаза на ДКС газовых промыслов и КС ПХГ с обеспечением величины степениповышения давления газа следует предусматривать в одну, или, притехнико-экономическом обосновании, в несколько ступеней. После каждой ступенисжатия предусматривается охлаждение компримируемого газа в АВО.

16.8 Примногоступенчатом сжатии с промежуточным охлаждением газа необходимо проводитьрасчеты на возможное выпадение конденсата после каждой ступени, исходя изусловий наиболее холодного периода года. В случае выпадения конденсата послеустановок охлаждения газа предусматриваются сепараторы с отводом конденсата впромысловую конденсатосборную систему.

16.9 Примногоступенчатом сжатии поршневыми компрессорами после каждой ступени следуетустанавливать маслоотделители, которые располагают между ступенями компрессораза охладителями. Продувки маслоотделителей производятся в специальную емкость,оборудованную обогревом.

16.10 Для пуска ГПА ирегулирования его производительности необходимо предусматривать перепуск газа снагнетательной линии через аппараты охлаждения на прием ГПА с установкойсоответствующей запорной или регулирующей арматуры.

16.11 Газопроводнаяобвязка ГПА должна проектироваться с учетом самокомпенсации перемещений отизменения температуры стенок труб и напряжений от вибрационных нагрузок.

16.12 Дляпроизводства огневых и взрывоопасных работ, ремонтов со вскрытием компрессорапредусматривать возможность установки на всасывающем и нагнетательном патрубкахрезиновых шаров, заглушек, свечей согласно правилам [71,72].

16.13 На выкиднойлинии последней ступени сжатия компрессора должен быть установленпредохранительный клапан, срабатывающий при давлении, превышающем рабочее на 10%.

16.14 Запорнаяарматура, отключающая компрессор от газовых коллекторов, должна располагатьсявне помещения, на открытой площадке.

16.15 При ДКС и КСПХГ должно быть организовано масляное хозяйство, оборудованное в соответствии сВРД39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС иКС ПХГ». При технико-экономическом обосновании возможно включение в составхозяйства установки регенерации масла.

Вместимость единичногорезервуара определяется проектом.

16.16 Компрессорныйцех должен иметь запас масла, обеспечивающего подпитку газоперекачивающихагрегатов в течение 3-х месяцев, а при значительных трудностях доставки втечение 6 месяцев также 50% запас объема маслосистемы всех установленныхгазоперекачивающих агрегатов.

16.17 Припроектировании ДКС для компримирования газа, содержащего сероводород, следуетсоблюдать условия в соответствии с нормами [67].

17 СИСТЕМЫ СБРОСА ГАЗА И ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ

17.1 Проектированиесистем сброса газа для объектов ГДП, МГДП и СПХГ следует выполнять в соответствиис правилами [22,45].

17.2 В зависимости отдавления газа в источнике выброса системы сброса могут быть:

низкого давления -принимают выбросы из аппаратов, работающих под давлением до 0,3 МПа;

высокого давления -принимают выбросы из аппаратов, работающих под давлением выше 0,3 МПа;

17.3 В зависимости отрежима действия системы сброса подразделяются на три вида:

постоянный - изустановок регенерации сорбентов, стабилизации и переработки углеводородныхконденсатов, в случае, когда утилизация газов экономически нецелесообразна;

периодический - приосвобождении технологических установок или отдельных аппаратов от газа передпропаркой, ремонтом, при аварийном отключении, при выводе установок на режим,при выбросе пускового газа, продувке газовой обвязки ГПА, при их пуске иостановке;

аварийный - изпредохранительных устройств, обеспечивающих безопасные условия работы установок(предохранительных клапанов и пластин, автоматов сброса давления и т. п.).

17.4 Количествообособленных сбросных систем на предприятии должно быть минимальным.Достигается это путем подачи газовых выбросов от нескольких различныхисточников на общий факел или свечу.

При одном факельномколлекторе и наличии горизонтального факела для продувки шлейфов и коллекторовдопускается строительство одной факельной установки (одного ствола факела).

Допускаетсястроительство одной факельной установки (одного ствола факела) при возможностиостановки газодобывающего предприятия для проведения ремонта факельнойустановки.

17.5 Газовые сбросыот продувки аппаратов и трубопроводной обвязки, при вытеснении из них воздуха,должны производиться через свечи рассеивания.

17.6 Для всехобъектов и сооружений ГДП и ПХГ, относительная плотность газа (по воздуху)которых не превышает 0,8 и в газе не содержатся примеси сероводорода,допускается вместо факелов предусматривать свечи рассеивания.

Обязательномусжиганию на факеле подлежат:

выбросы, содержащиерезкопахнущие или ядовитые вещества: сероводород, сероорганические соединения ит.п., которые не могут быть утилизированы;

газ продувкиэксплуатационных скважин газоконденсатных месторождений;

газы с относительнойплотностью (по воздуху), равной или больше 0,8 (тяжелые газы): газы широкойфракции легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы.

17.7 Максимальнымаварийным сбросом считается:

для технологическойлинии (установки), сброс через предохранительное устройство всего количествагаза, поступающего в линии (установки) с наибольшей пропускной способностью погазу;

для УППГ, УКПГ, ДКС,ГРП, КС ПХГ - расход газа, равный 25 % от общей суточной производительностиэтих объектов, но не менее суточной производительности одной технологическойлинии. В этом случае проектом должно быть предусмотрено дистанционное отключениескважин со щита управления.

17.8 Сброс жидкихпродуктов в аварийных ситуациях должен производиться в аварийные или дренажныеемкости с последующим возвратом продукта в технологический цикл. Приневозможности возврата продукта в технологический цикл следует производитьвывоз его автотранспортом в места, согласованные с соответствующимиорганизациями. Сжигание продуктов в амбарах запрещается. Для МГДП допускаетсясжигание жидких продуктов в земляных амбарах.

17.9 Пропускнаяспособность сбросной системы должна рассчитываться на максимальный аварийныйвыброс. При этом гидравлическое сопротивление сбросных газопроводов на участкахот любого предохранительного клапана до выхода из факела или свечи принимать сучетом технической характеристики клапана.

17.10 Периодическиесбросы при опорожнении установок и аппаратов должны рассчитываться, исходя измаксимально допустимой скорости истечения газа из факела или свечи (120 м/с) вначальный период опорожнения в соответствии с требованием п. 5.3 правил [22].

17.11 Требования квысотным факельным установкам

17.11.1 Высоту стволафакела следует рассчитывать с учетом допустимой плотности облучения земнойповерхности и допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха[21,22].

17.11.2 Расстояние отвертикального ствола факела до зданий и сооружений с производством категорий А,Б и В1-4 должно устанавливаться в соответствии с требованиями [22].

17.11.3 Верхнюю частьствола факела (не менее 4 м) следует выполнять из жаропрочной стали.

17.11.4 Факел долженбыть оборудован электрозапальным устройством с автоматическим и дистанционнымуправлением, горелками постоянного горения, подводом топливного газа.

На газопроводах передвводом в факельную трубу должны устанавливаться огнепреградители, доступные дляосмотра и ремонта.

17.11.5 Компенсациятемпературных расширений газопроводов факельных установок рассчитывается намаксимальную и минимальную температуры сбрасываемых газов и проверяется намаксимальную температуру пара, применяемого для пропарки.

17.11.6 Присодержании в газовом сбросе конденсата, воды и других жидкостей перед факелом,в границах технологической установки, устанавливается факельный сепаратор(отбойник газового конденсата). Пропускная способность сепаратора определяетсярасчетом.

17.11.7 Факельныеколлекторы и трубопроводы для сбросов газа на УПГ следует прокладывать надземнос уклоном в сторону сепаратора не менее 0,003. Если односторонний уклонвыдержать невозможно, то из низких точек факельных коллекторов и трубопроводовследует предусматривать устройства отвода жидкости в сборник факельногосепаратора, или в систему сбора жидкости установки подготовки газа, при этомследует руководствоваться правилами [22].

17.11.8 Жидкость изфакельного сепаратора и из низких точек факельных газопроводов должнаотводиться самотеком в специальную емкость - сборник жидкости, рассчитанный нарабочее давление установки и снабженный контролем уровня.

Отвод жидкости изсборника рекомендуется осуществлять насосами либо передавливанием. Направлениеотвода определяется проектом.

17.11.9 Трубопроводпродувки шлейфов скважин прокладывают отдельно от других факельных линий иврезают в общий коллектор перед факельным сепаратором, установив перед врезкойв коллектор регулирующий штуцер или задвижку для возможности регулированияскорости продувки. Этот трубопровод должен быть рассчитан на то же давление,что и шлейф.

Допускается продувкашлейфов и коллекторов на горизонтальный факел.

17.11.10 Факельныйсепаратор, сборник жидкости, факельные газопроводы и установленную на нихарматуру при необходимости рекомендуется теплоизолировать и обогревать.

17.11.11 Вобоснованных случаях на УПГ вдали от населенных местностей для сжигания газов ипаров допускается применение горизонтальных наземных факельных установок.Продувку скважин при их исследовании также предпочтительней производить вгоризонтальные факельные установки с устройством земляных амбаров.

17.11.12 На СПХГ приисследовании эксплуатационных скважин рекомендуется производить их продувкучерез замерный сепаратор, устанавливаемый на ГРП.

17.12 Требования кгоризонтальным факельным установкам (ГФУ)

17.12.1 Расстояние отамбара до указанных объектов должно быть определено исходя из расчетарассеивания вредных выбросов при сжигании газовых и газожидкостных сбросов принаиболее неблагоприятных условиях эксплуатации (сильном ветре в направлении отамбара на промышленный объект, наибольшей производительности факельнойустановки).

Примечание. Вследствие особенностей конструкции ГФУ тепловымвоздействием восходящего потока продуктов сгорания и нагретого воздуха от ГФУна расстоянии, определенным по пункту 17.12.1, можно пренебречь.

17.12.2 Токсичностьпродуктов сгорания (содержание монооксида углерода и азота) не должна превышатьвеличин, нормируемых для топок газоиспользующих установок.

17.12.3 ГФУ должнабыть укомплектована устройством дистанционного розжига и контроля наличияпламени, а при термическом обезвреживании жидких промотходов соответствующейсистемой автоматического управления.

17.12.4 Амбар и шкафыуправления ГФУ должны иметь ограждения, исключающие несанкционированный доступперсонала.

17.12.5 Трубопроводык ГФУ должны иметь уклон в сторону амбара не менее 0,003.

17.13 Предохранительные клапаны

17.13.1 Сброс газа изпредохранительных клапанов и сброс газа при опорожнении (продувке) аппаратов итрубопроводов должен осуществляться по самостоятельным коллекторам,объединяемым в общую факельную линию (коллектор) перед факелом (отбойникомгазового конденсата). При этом на продувочном коллекторе перед врезкой в общийколлектор следует установить регулируемый штуцер (вентиль) или шайбу дляпредотвращения увеличения давления газа в общем коллекторе.

17.13.2 Приобъединении выходных труб от нескольких предохранительных клапанов, устанавливаемыхна одном аппарате, сечение коллектора должно быть не менее суммарного сечениявыходных труб, отводимых из этих клапанов.

В случае объединениявыходных труб от предохранительных клапанов, устанавливаемых на несколькихаппаратах, диаметр общего коллектора должен быть не меньше диаметра коллектораот предохранительных клапанов, установленных на аппарате, из которого возможеннаибольший выброс.

Не допускаетсяобъединение сбросов от предохранительных клапанов, систем, линий, сосудов сразным рабочим давлением газа [72].

17.13.3 Для возможностиотключения предохранительного клапана на ревизию, до него (а при объединениисбросов и после него) следует предусматривать арматуру, при эксплуатацииапломбируемую в положении «открыто». Одновременно отключается только одинклапан.

17.13.4 При установкена аппарате нескольких рабочих предохранительных клапанов количество резервныхклапанов той же производительности и марки определяется по таблице 17.1.

Таблица 17.1

Количество предохранительных клапанов

рабочих

резервных

1

1

2

1

3

1

4 и более

2

17.12.5 Предохранительные клапаны на емкостях длясжиженных газов и ЛВЖ с температурой кипения ниже +45°С, рассчитанные нарабочее давление по упругости паров продукта при температуре +50°С,рекомендуется подбирать исходя из условий пожара вблизи емкости при закрытыхвыходах из нее.

Количество паров, накоторое должен быть рассчитан предохранительный клапан, определяется всоответствии с правилами [44].

17.13.6 Выбор ирасчет предохранительных устройств должен осуществляться в соответствии состандартом [73]и правилами [4].

Примечание. Установочное давление и номер пружины предохранительногоклапана должны быть указаны в чертеже.

18 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В УЗЛАХ ИТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ

18.1 Техническиерешения по борьбе с гидратообразованием должны обеспечивать предупреждениегидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различныхучастках, узлах и звеньях системы сбора, подготовки и транспорта газа объектовГДП, МГДП и СПХГ. Одновременно должна обеспечиваться возможность ликвидациивозникших гидратных отложений в перечисленных выше местах.

18.2 Борьба сгидратообразованием может осуществляться с помощью следующих мероприятий,проводимых в зависимости от конкретных условий, как по отдельности, так и вкомплексе:

а) обогрев отдельныхузлов и участков для увеличения температуры газа до значения, превышающеготемпературу возможного гидратообразования. Выбор способа обогреваобосновывается технико-экономическим расчетом;

б) ввод в поток газаантигидратных ингибиторов, снижающих равновесную температуругидратообразования. В качестве антигидратных ингибиторов рекомендуетсяприменять гликоли, такие как ДЭГ, ТЭГ, метанол. Возможно применение хлористогокальция, а также других ингибиторов;

г) по возможности,избежание резких перепадов давления в технологических трубопроводах, вызывающихснижение температуры газа и образование гидратов, за счет ликвидации утечекгаза через неплотности в арматуре и плавных переходов от одного диаметра кдругому;

д) снижение давленияв системе сбора и транспорта газа не ниже равновесного давлениягидратообразования;

е) уменьшение степенитурбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа ижидкости;

ж) систематическоеудаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора ивнутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников илидренажных трубопроводов.

18.3 Метанол следуетприменять ограниченно. При применении метанола на месторождениях необходимопредусматривать его последующее улавливание и регенерацию.

18.4 Прииспользовании хлористого кальция в качестве ингибитора следует предусматриватьмероприятия, снижающие его коррозионную активность, напримеробескислороживание, нейтрализация примесей и т.п.

18.5 Дляпредотвращения гидратообразования, вызванного перепадом давления в штуцерескважины, применяются следующие методы:

а) обогрев узлаустановки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегосяв результате перепада давления в штуцере;

б) применениемногоступенчатого штуцирования;

в) подачаантигидратных ингибиторов в трубопровод непосредственно перед местом установкиштуцера.

18.6 Для предотвращениягидратообразования в стволе скважины ингибитор следует подавать на забойскважины.

18.7 Втехнологических установках ингибитор должен подаваться в поток газа передместом возможного образования гидратов:

в места резкогоснижения температуры газа;

перед дросселирующимиустройствами;

в теплообменники.

18.8 Образованиегидратов в теплообменниках следует предотвращать или повышением температурыохлаждаемого газа до величины, превышающей температуру гидратообразования, илиподачей ингибитора в линию охлаждаемого газа.

18.9 Подача ираспределение ингибитора гидратообразования между УППГ, УКПГ или ГРП должнапроизводиться по специальным трубопроводам, прокладываемым от ГС до УППГ, отУКПГ до скважин, от промплощадки КС СПХГ до ГРП.

18.10 Распределение ингибиторапо точкам ввода (скважины, трубопроводы-шлейфы от скважин и технологическиеустановки) осуществляется специальными устройствами, расположенными на УППГ,УКПГ или ГРП.

18.11 Общие потериингибиторов гидратообразования складываются из потерь при регенерации(термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения отгаза в сепараторах, растворения в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.

18.12 Требуемыйрасход ингибитора гидратообразования должен определяться технологическим расчетомпо методике, рекомендуемой документом [74].

19 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ

19.1 Решения позащите от коррозии, предотвращению парафиноотложений и солеотложений должныприниматься на основе технологических регламентов на проектирование,выполняемых согласно инструкции [5].

19.2 Защита от коррозии внутренней поверхности труб и оборудования

19.2.1 Приобустройстве ГДП, МГДП и СПХГ на месторождениях, газ которых содержитсероводород, углекислоту и другие агрессивные компоненты, необходимопредусматривать мероприятия по защите оборудования и трубопроводов от коррозиив соответствии с указаниями [30,75-77].

Для защитыоборудования и трубопроводов от внутренней коррозии следует предусматривать:

внутреннее защитноепокрытие;

ввод ингибиторовкоррозии;

применение стойких ккоррозии металлов.

Для защитыоборудования и трубопроводов от подземной коррозии следует предусматривать:

изоляционные покрытия;

электрохимическуюзащиту.

Наружные изоляционныепокрытия следует выбирать, руководствуясь стандартом [76].

19.2.2 Материальноеисполнение оборудования и трубопроводов следует выбирать в зависимости отвеличины парциального давления сероводорода в газе согласно стандарту [54,242].

19.2.3Аппараты для обработки газа, конденсата и насыщенных сероводородом реагентоврекомендуется предусматривать, как правило, в монометаллическом исполнении изсталей в соответствии с требованиями [78].

19.2.4Технологические и промысловые трубопроводы, включая соединительные газопроводыскважин, должны иметь материальное исполнение, соответствующее требованиямдокументов [30,57-59,242].

19.2.5 Запорная,предохранительная и регулирующая арматура, в том числе закупаемая по импорту,должна отвечать требованиям документов [53,54].

19.2.6Приборы К и А следует предусматривать в специальном исполнении, оговоренномдокументом [79].Импульсные линии - из труб по стандарту [80],командные пневмолинии - из труб по стандарту [81],при этом пневмоприводная арматура должна автоматически закрываться(открываться) при повреждении труб, обеспечивая безаварийную остановкутехнологических установок.

19.2.7 Техническиесредства, имеющие в своей конструкции элементы из меди (медесодержащихсплавов), допускается применять, если эти элементы имеют специальное защитноепокрытие.

19.2.8 В случаяхприменения сталей и сплавов с твердостью свыше 22 НRс, независимо от степени ихлегирования, необходимо заключение специализированной организации.

19.2.9 Расчет напрочность трубопроводов, оборудования, элементов сосудов и аппаратов,работающих в средах, вызывающих сульфидное растрескивание металлов, долженпроизводиться в соответствии с требованиями документов [30,59,78,242].

19.2.10. Припроектировании трубопроводов, транспортирующих сероводородосодержащие продукты,необходимо предусматривать послесварочную обработку стыков согласно инструкции[82,242].

19.2.11 Согласно указаниям [75],основным средством защиты от коррозии оборудования и трубопроводов втранспортируемой среде которых содержится углекислота, является вводингибиторов.

19.2.12 При наличии вгазе сероводорода, как правило, должен предусматриваться комплексный ингибиторгидратообразования и коррозии. Выбор ингибитора должен производиться с учетомего технологических свойств:

вязкости;

температурызастывания;

осмоляемости;

коксуемости;

растворимости врабочих веществах;

влияния на качествосорбентов и катализаторов;

стабильности прихранении.

Свойства ингибиторовпри хранении должны быть стабильными не менее 7 суток.

Рекомендуетсяприменять комплексные ингибиторы на основе метанола.

19.2.13 Ингибитор недолжен вызывать эмульсеобразования при контакте с газом, газовым конденсатом иводой.

19.2.14 Режим вводаингибитора - периодический или непрерывный - устанавливается проектом. Припериодическом вводе ингибитора:

По фонтанным трубампри помощи цементировочного агрегата ингибитор закачивается в призабойную зонупласта, откуда газожидкостным потоком выносится по эксплуатационной колонне,обеспечивая защиту фонтанной арматуры и шлейфов.

Защита от коррозиивнутренней поверхности резервуаров обеспечивается путем заполнения внутреннейполости.

Защитаконденсатопроводов и газопроводов диаметром свыше 500 мм осуществляетсяпропуском через внутреннюю полость пробки из ингибитора.

Поверхностигоризонтальных и вертикальных аппаратов, контактирующих с паровой фазой,защищаются орошением ингибитором путем впрыска.

19.2.15 Болеекачественную и надежную защиту от общей коррозии обеспечивает непрерывный вводингибитора, который осуществляется при помощи насосов по системеингибиторопроводов в специально предусмотренные точки.

19.2.16 Для защитыскважинного оборудования от коррозии предусматривается ввод ингибитора втрубную головку фонтанной арматуры. При этом скважина должна быть оборудованаингибиторным клапаном, устанавливаемым над пакером, через который измежтрубного пространства обеспечивается поступление ингибиторов.

Кроме указанной точкинеобходимо предусмотреть следующие точки ввода:

в боковые отводыфонтанной арматуры, в начале факельных коллекторов;

в камеры пускаочистных устройств на газопроводах, в технологические аппараты и газопроводыдиаметром до 500 мм.

19.2.17 На объектах,газ которых содержит сероводород и углекислоту, необходимо предусматриватьмероприятия по контролю за общей коррозией и наводораживанием металла. Контрольдолжен осуществляться без нарушения технологического регламента работысоответствующего оборудования и трубопроводов согласно [75,83].

19.2.18Антикоррозионная защита строительных конструкций должна отвечать требованиям [84].

19.2.19 Контрольобщей коррозии металла должен вестись путем систематического измерения толщиныстенок соответствующего оборудования и трубопроводов с использованиемультразвукового или любого другого наружного метода и лишь в крайнем случае -путем определения потерь массы образцами-свидетелями, помещаемыми внутрьсоответствующего оборудования и трубопроводов.

19.2.20 Контрольнаводораживания металла должен вестись с помощью устройств контролякоррозионного разрушения, в которых различным участкам трубы задаются различныеуровни напряжения. При разрушении ступени подается сигнал в операторную.

19.2.21 Дляобеспечения возможности комплексной оценки состояния металла точки контроляобщей коррозии и наводораживания следует предусматривать в непосредственнойблизости друг к другу, как правило, в местах ожидаемой наибольшей коррозии иэрозии металла.

19.2.22 Рекомендуетсяпредусматривать контроль общей коррозии и наводораживания следующих видовоборудования:

обвязочныхгазопроводов устьев скважин;

газопроводов на входеи выходе установок подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата;

аппаратов всех видовс рабочей средой, содержащей минерализованную воду, а также газопаровую фазу;

факельной линии в 1-4точках низа газопровода.

19.3 Предотвращение парафиноотложения и солеотложения

19.3.1 При повышенномсодержании в пластовом газе газоконденсатного месторождения парафинов,обуславливающих застывание газового конденсата, в проекте рекомендуетсяпринимать следующие решения:

вывод парафина вместес конденсатом при высоких температурах;

ввод в поток газаповерхностно-активных веществ, предотвращающих выпадение парафина на внутренниеповерхности оборудования, трубопроводов и приборов К и А.

Не исключаетсяприменение других прогрессивных решений, предотвращающих парафиноотложение.

19.3.2 При наличии вгазе пластовой воды с повышенным содержанием минеральных солей в проектерекомендуется принимать следующие решения:

предотвращениевыпадения солей на внутренних поверхностях оборудования, арматуры,трубопроводов и приборов К и А;

удаление сильноминерализованной пластовой воды из газового конденсата путем отстоя и вывода изсистемы;

ввод реагентов всистему технологических установок до установки стабилизации конденсата.

19.4 Электрохимзащита

19.4.1 Трубопроводы,проложенные подземно, надземно в насыпи или подводно в траншее, подлежаткомплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствамиэлектрохимической защиты независимо от коррозионной агрессивности грунта.Электрохимзащите подлежат наружные поверхности стальных трубопроводов,транспортирующих природный газ, нефть, нефтепродукты и т.п., обсадные колонныскважин, резервуары, подземные стальные коммуникации промплощадок всоответствии с требованиями нормативных документов [15,16, 76,77,85].

19.4.2Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатациинепрерывную катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении такимобразом, чтобы значения потенциалов были в пределах установленных величин.

19.4.3 Системакатодной защиты, как правило, должна проектироваться на основе примененияблочных установок с автоматическими станциями катодной защиты (СКЗ) иэлектродами сравнения длительного действия, глубинных анодных заземлений. Срокслужбы анодных заземлений должен быть не менее 15 лет.

19.4.4 Системапротекторной защиты может включать в себя применение одиночных, групповых илипротяженных протекторов.

19.4.5 Системадренажной защиты должна предусматривать применение в зонах блуждающих токовстанций дренажной защиты или автоматических СКЗ, резисторов или поляризованныхблоков.

19.4.6 Все системыэлектрохимзащиты предусматривают подключение электрических цепей черезконтрольно-измерительные пункты. В целях повышения надежности работы всейсистемы рекомендуется применение медных проводов и кабелей.

19.4.7 Дляоперативного контроля за работой СКЗ необходимо использовать системутелемеханики.

19.4.8Электроснабжение СКЗ должно осуществляться по 2 категориям надежности от двухнезависимых источников питания.

19.4.9 Присоставлении проекта электрохимзащиты следует учитывать возможные изменениякоррозионных условий района строительства во времени.

19.4.10 Выбор системызащиты и схемы электроснабжения зависит от конкретных условий обустраиваемогообъекта и региона.

20 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

20.1 Припроектировании систем автоматизации объектов основного и вспомогательногопроизводственного назначения ГДП, МГДП и СПХГ необходимо руководствоватьсянормативными документами [86-91].

20.2 Для каждогоМГДП, ГДП и СПХГ должна быть создана многоуровневая информационно-управляющаясистема (ИУС), осуществляющая управление объектами с применениемвысокоэффективных средств вычислительной техники, локальных средств автоматики,запорно-регулирующей арматуры. При этом должно обеспечиваться получениеоптимальных технико-экономических показателей работы ГДП, МГДП и СПХГ.

20.3 ИУС должна обеспечивать:

автоматическоерегулирование, дистанционный контроль и управление технологическими процессамиподготовки и переработки газа и конденсата, подачу газа и конденсата вмагистральные трубопроводы, на заводы переработки газового конденсата или потребителю;

автоматическое,дистанционное и местное отключение комплекса аппаратов и трубопроводовустановки с байпасированием газа или отключением его подачи при повышении на 10% или при понижении на 20 % давления по отношению к рабочему, повышении температурыпри аварии, загазованности или пожаре;

поддержаниеоптимальных режимов процессов на основных и вспомогательных производственныхобъектах, определяющих технико-экономические показатели работы без постоянногообслуживающего персонала;

непрерывный контрольутечек взрывоопасных газов на наружных технологических площадках и впроизводственных помещениях, с предоставлением информации (световой, звуковой)о появлении опасных концентраций в воздухе (предупредительный сигнал ивключение систем аварийной вентиляции при 10 % от НКПРП и аварийный при 20 % отНКПРП) в помещении операторной. Места установки и количество датчиковгазоанализаторов определяются проектом в соответствии с требованиями [92];

оперативный контрольи управление рассредоточенными объектами ГДП и СПХГ;

безопасность ибезаварийную работу технологического оборудования, агрегатов, механизмов иотдельных объектов;

эффективную защитуоборудования установок и систем газосборных трубопроводов при аварийныхсостояниях и локализацию возможных аварий;

улучшение условийтруда и повышение технической культуры обслуживающего персонала;

надежностьтехнологического оборудования, пожарную и экологическую безопасностьпроизводства;

снижение капитальныхвложений и эксплуатационных расходов за счет уменьшения объемов строительства,наиболее экономичного транспорта газа, снижения числа аварий и расходов наремонты, рациональной эксплуатации оборудования.

20.4 Основные ивспомогательные производственные объекты должны быть оборудованы:

местными регуляторамии контрольно-измерительными приборами в минимально необходимом объеме,позволяющем осуществлять контроль основных технологических параметров и работыоборудования непосредственно на площадке объекта (установки);

средствамицентрализованного контроля и сигнализации в объеме, позволяющем осуществлятьоперативный контроль основных технологических параметров и контроль исправностисредств автоматики технологического оборудования;

средствамиоперативного управления и регулирования режимом добычи газа и газового конденсата,обработки газа, внутреннего транспорта и подачи его в магистральные газопроводыили потребителю;

средствами защитнойавтоматики, обеспечивающими автоматическое и дистанционное отключение скважин,технологического оборудования и установок в случае аварии, пожара и сброса газана факел по стационарным трубопроводам.

20.5 В схемеавтоматизации следует предусмотреть минимальное количество внешних питающихустройств различных напряжений, унификацию оборудования и блоков сигнализации,логических блоков, максимальное применение ЭВМ и микропроцессорной техники.

20.6 Схемыавтоматического, дистанционного, телемеханического управления следуетпроектировать так, чтобы повреждения этих устройств или каналов связи неприводили к выходу из строя агрегатов или механизмов и обеспечиваласьвозможность автоматического отключения подачи продуктов. В случае необходимостиприменения новых нестандартизированных приборов в проект включаются техническиетребования на их разработку, утверждаемые в установленном порядке.

20.7 Требования кконтрольно-измерительным приборам

20.7.1 Припроектировании следует предусматривать применение приборов и средствавтоматизации, серийно выпускаемых промышленностью и аттестованныхорганизациями Госстандарта России.

20.7.2 Номенклатурасредств автоматизации должна быть по возможности сокращена, причем для близкихпо величине и назначению параметров следует применять приборы, однотипные попринципу действия и устройству.

20.7.3 Приборы исредства автоматизации, предназначенные для монтажа во взрывоопасных зонах,должны иметь взрывозащиту, соответствующую категории и группе взрывоопасныхсмесей в этих зонах.

20.7.4 Для приборов исредств автоматизации, размещаемых на открытых площадках, необходимообеспечивать соответствующие инструкциям по их эксплуатации температурныеусловия.

20.7.5 Приборы исредства автоматизации, предназначенные для эксплуатации в атмосфере среды,постоянно содержащей сероводород в объеме, превышающем 3 мг/м3 всмеси с углеводородными газами и 10 мг/м3 в случае наличия только сероводорода[32],должны иметь коррозионностойкое исполнение.

20.7.6 Трубные икабельные трассы КИПиА допускается прокладывать на общих опорах стехнологическими трубопроводами и по кронштейнам площадок для обслуживанияаппаратуры.

20.7.7 В помещениеоператорной запрещается вводить импульсные и другие трубопроводы с горючими ивзрывоопасными веществами. Прокладка через помещение любых транзитныхпродуктопроводов не допускается.

20.7.8 Импульсныелинии, связывающие разделительные сосуды с приборами и аппаратами КиА, должныбыть заполнены инертной незастывающей и незамерзающей жидкостью, нерастворяющей измеряемый продукт и не смешивающейся с ним.

20.7.9 Впьезометрических приборах, если смесь воздуха с горючими парами жидкостинедопустима, воздух должен быть заменен инертным газом.

20.7.10 Воздух длянужд КИП должен соответствовать стандарту [93].Использование инертного газа для нужд КИПиА запрещается.

20.7.11 Для нуждКИПиА следует устанавливать специальную унифицированную блочно-комплектнуюкомпрессорную сжатого воздуха и предусматривать отдельные сети сжатого воздуха.

При наличии вустановках сжатого воздуха в иных технических целях допускается егоиспользование для КИПиА с доведением до соответствия стандарту [93].

20.7.12 Сети сжатоговоздуха следует комплектовать ресивером, обеспечивающим запас сжатого воздухадля работы системы КИПиА не менее одного часа.

20.7.13 Приотсутствии специальных установок сжатого воздуха для нужд КИП сети сжатоговоздуха для приборов должны автоматически отключаться от всех других сетейобратным клапаном, устанавливаемым перед буфером.

20.7.14 Применениертутных и радиоизотопных приборов для взрывопожароопасных зон должно бытьмаксимально ограничено.

20.8 Требования кустройству и расположению помещений управления

20.8.1 Помещенияуправления производством (помещения КИП и операторные) следует размещать вневзрывоопасной зоны, как правило, в отдельно стоящих одноэтажных зданиях.

Помещения управленияв соответствии с перечнем [94]отнесены к категории В4 по классификации, принятой в нормах [95],и должны иметь I или II степень огнестойкости.

Допускается присоответствующем обосновании пристраивать помещения управления к зданиям совзрывоопасными зонами, при этом должны быть выполнены мероприятия,предусмотренные пп. 7.3.80- пп. 7.3.91 правил [16].

Для тушения пожара впомещениях управления следует предусматривать, как правило, углекислотныеогнетушители.

20.8.2 Запрещается:

размещение помещенийуправления над (или) под взрывопожароопасными помещениями, приточными ивытяжными венткамерами, помещениями с мокрыми процессами;

размещение впомещении управления оборудования, не связанного с системой управлениятехнологическим процессом;

транзитная прокладкатрубопроводов, воздуховодов, кабелей и т.д. через помещения управления;

применять для тушенияпожара огнетушащие вещества, наносящие ущерб аппаратуре и оборудованиюуправления.

20.8.3 Значениятемпературы, влажности и скорости движения воздуха в помещении определяютсятребованиями [96].

20.8.4 Полы впомещениях управления должны быть теплыми, неэлектропроводными. Материал полане должен образовывать статического электричества.

20.8.5 Помещенияуправления должны быть обеспечены естественным освещением с коэффициентомосвещенности не менее 1,5 или искусственным общим освещением с применениемлюминесцентных ламп белого цвета.

20.8.6 Светильники защитом должны иметь индивидуальные выключатели. За щитом устанавливаютсяштепсельные розетки.

20.8.7 Помещенияуправления должны иметь воздушное отопление и установки кондиционированиявоздуха (в обоснованных случаях допускается устройство водяного отопления впомещениях управления, не имеющих электронных приборов).

20.8.8 На импульсныхлиниях между приборами К и А и источниками с влажной, загрязненной ингибиторамикоррозии средой должны предусматриваться мембранные разделители.

20.8.9 Кабели К и Аследует, как правило, прокладывать надземно.

20.8.10Газоанализаторные помещения можно размещать рядом с помещениями управления приусловии разделения их стеной с глухой фрамугой, имеющей двойное герметическоеостекление.

20.8.11 Помещения длягазоанализаторов (здания, будки) разрешается располагать непосредственно у стенпроизводственных помещений категорий А и Б. Устройство таких помещений впределах установок не допускается. На наружных установках газоанализаторыследует располагать в продуваемых шкафах с учетом требований правил [16].

20.8.12 Категорияпомещений газоанализаторной и класс зон (нормальная или взрывоопасная среда)определяются в соответствии с требованиями правил [16]и норм [95]в зависимости от возможности образования взрывоопасной газопаровоздушной смесиили наличия горючих материалов.

Газоанализаторы,плотномеры и другие приборы в нормальном исполнении, применяемые для анализагазовых смесей, содержащих взрывоопасные компоненты, допускаются к установке впроизводственных помещениях с нормальной средой, а также в отдельных помещенияхпри условии, что при полном разрыве газоподводящей трубки одногогазоанализатора (независимо от их количества в данном помещении) придействующей вентиляции не может быть достигнута взрывоопасная концентрация вобъеме помещения. Помещения для газоанализаторов должны быть обеспеченыпостоянно действующей механической вентиляцией с резервными вентиляторами.

Примечания.

1)Помещения для газоанализаторов должны иметь взрывные проемы не менее 0,05 м2на 1 м3 объема помещения.

2) Впомещении для газоанализаторов следует предусмотреть:

постояннодействующую самостоятельную принудительную механическую вентиляцию,обеспечивающую 5-кратный обмен воздуха в час;

самостоятельныйвыход наружу или через тамбур-шлюз на лестничную клетку, коридор;

исполнениеэлектрооборудования, соответствующее классу зоны по правилам [16].

3)Установка газоанализаторов в химических лабораториях допускается без указанныхвыше ограничений, если газоанализаторы обслуживают только эти лаборатории.

4)Газоанализаторы для анализа инертных газов и воздуха производственных помещенийна содержание токсичных и взрывоопасных концентраций разрешается устанавливатьв помещениях с нормальной средой без указанных выше ограничений.

20.8.13 Газы послегазоанализаторов и плотномеров следует возвращать в систему. Если возврат непредусмотрен, выброс в атмосферу осуществляется по самостоятельномутрубопроводу, прокладываемому по наружной стене и выведенному на 4 м вышеконька крыши.

Примечания.

1)Вывод газов от газоанализаторов через общий коллектор не разрешается в томслучае, если при смешении газов возможно образование воспламеняющейся иливзрывоопасной смеси. Запрещается вводить в анализаторное помещениепробоотборные трубки и трубки со взрывоопасными газами-носителями, эталоннымигазами с давлением выше требуемого для работы анализатора.

2)Баллоны с газами-носителями и эталонными газами должны устанавливаться внездания у глухих простенков и защищаться от атмосферных осадков и солнечнойрадиации.

20.8.14 Система К и Аустановок подготовки газа должна обеспечивать:

1) Дистанционноеуправление со щита диспетчера приводами: центральных задвижек фонтаннойарматуры скважин;

запорной арматуры насоединительных газопроводах скважин перед блоком входных ниток;

кранов газо- иконденсатопроводов на выходе установок подготовки газа;

запорных органовгазо-, конденсато- и ингибиторопроводов на входе и выходе технологических линийи отдельных объектов.

2) Автоматическоеотключение:

технологических линийпри повышении на 10 и снижении на 20 % давления в них по отношению к рабочему;

соединительныхгазопроводов от скважин и от блока входных ниток при падении в них давления вслучае разрыва.

20.8.15 Кабели итрубопроводы питания приводов автоматических и дистанционно управляемыхустройств следует, как правило, прокладывать надземно. При этом схемабезопасности должна обеспечить автоматическое закрытие (открытие) запорныхустройств, задействованных в систему противоаварийной защиты, при разрывекабелей управления и внешних трубопроводов питания приводов.

При невозможностисоблюдения последнего условия, что должно быть обосновано в проекте,допускается указанные кабели и трубопроводы прокладывать подземно и обособленноот трубопроводов.

21 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

21.1 Производственная связь

Производственнаясвязь МГДП, ГДП и СПХГ, являясь ведомственной связью, должна учитывать основныеположения схемы развития и размещения сооружений связи ОАО «Газпром», с учетомсхемы перспективного развития.

21.1.1 Дляорганизации управления МГДП, ГДП и СПХГ следует использовать, в различныхсочетаниях и количествах, следующие виды сетей производственной связи:

сеть производственнойавтоматической телефонной связи (ПАТС);

сеть диспетчерской(директорской) телефонной или радиотелефонной связи;

сети передачи данныхАСУ и телемеханики (ТМ);

радиотрансляционнаясеть.

21.1.2 Сеть ПАТСдолжна обеспечивать передачу информации между «технологическими» и«административно-хозяйственными» абонентами. Связи между абонентами жестко незакрепляются и, в зависимости от производственной ситуации, могут бытьизменены.

21.1.3 Сети ПАТСвходят в состав Единой автоматизированной системы связи страны и должныудовлетворять единым техническим нормам и требованиям системыобщегосударственной автоматической телефонной сети.

21.1.4 Сети ПАТСмогут иметь несколько АТС. Как правило, АТС следует устанавливать на площадкахУКПГ и КС ПХГ.

21.1.5 Дляопределения емкости и межстанционных связей ПАТС в проекте следует определитьколичество абонентов, потребность и направление внешних связей, например свышестоящей организацией, с соседними АТС, с общегосударственной сетью связи, атакже с оборудованием радиотелефонной связи.

21.1.6 Сетьдиспетчерской (директорской) телефонной или радиотелефонной связи (ДС)предназначена для передачи оперативной информации между абонентами, имеющимипостоянные жесткие производственные связи и должна соответствовать структуреуправления МГДП, ГДП и СПХГ. Типовые структуры управления производствомразличных категорий сложности на ГДП и СПХГ приведены в приложениях Е иЖ.

21.1.7 Сети ДС должныпредусматриваться для следующих служб управления производством:

начальника;

главного инженера;

диспетчера;

главного энергетика;

службы ЭХЗ;

пождепо.

21.1.8 Сети передачиданных АСУ и ТМ следует предусматривать по выделенным каналам связи. Количествои направление каналов должно соответствовать проекту АСУ и ТМ.

21.1.9Радиотрансляционная сеть предназначена для передачи массовой информации отобщегосударственной радиотрансляционной сети путем ретрансляции, а также дляведения местных передач.

21.2 Сигнализация

21.2.1 Пожарнаясигнализация

Пожарная сигнализациядолжна предусматриваться в зданиях, помещениях и сооружениях в соответствии сперечнем [8]и действующими нормативными документами ОАО «Газпром» и ГПС.

Оповещение людей опожаре в зданиях, сооружениях и на открытых площадках должно осуществляться всоответствии с требованиями норм [12,23,116,228].

21.2.2 Охраннаясигнализация

Охранная сигнализацияв зданиях и помещениях и по периметрам площадок на объектах ГДП и СПХГ должнавыполняться в соответствии с перечнем [9].

Для МГДП решения пообустройству периметральной охранной сигнализации должны приниматься проектнойорганизацией и заказчиком.

22 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

22.1 Техническиерешения по электроснабжению должны приниматься на основе технико-экономическогосравнения вариантов и надежности электроснабжения исходя из требованийдокументов [16, 97,98],с учетом ТУ электроснабжающих организаций.

22.2 При разработке проектовреконструкций и вновь строящихся объектов схемы электроснабжения необходимовыполнять с обязательным технико-экономическим сравнением вариантовэнергообеспечения от централизованной системы РАО «ЕЭС России» и от собственныхисточников на базе перспективного ряда энергетического оборудования.

22.3 Схемы внешнегоэлектроснабжения от системных источников электроснабжения разрабатываются всоответствии с правилами [99],а также с техническими условиями энергоснабжающей организации, гдеоговариваются объем строительства и источники электроэнергии.

22.4 Техническиеусловия на электроснабжение вновь проектируемых, а также реконструируемых ирасширяемых действующих предприятий выдает энергоснабжающая организация послеполучения заявки от заказчика или по его поручению от генеральной проектнойорганизации.

Заказчик с участиемпроектной организации представляет в энергоснабжающую организациюсоответствующие разделы проекта на согласование, после которогоэнергоснабжающая организация выдает разрешение на присоединение проектируемогообъекта к сетям энергоснабжающей организации.

22.5 При разработкесхем электроснабжения следует использовать рекомендации [100-102].

22.6 Дляобустраиваемых объектов, находящихся в районах, где отсутствуют системыэлектроснабжения РАО «ЕЭС России», следует создавать локальные системыэлектроснабжения от мобильных блочных электростанций, оснащенныхэлектроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом, с расположением их вцентре электрических нагрузок и с минимальной длиной отходящих ЛЭП [103,104].

22.7 В целяхунификации проектных решений и обеспечения надежности электроснабжения всоответствии с положением [102]проекты схем внешнего электроснабжения, линий электропередач и подстанций дляэлектроснабжения объектов должны выполняться специализированными организациями.

При необходимостисооружения собственного источника электроснабжения проект его может выполнятьсякак специализированной организацией, так и проектирующей объект.

22.8 Напряжениепитающей сети определяется техническими условиями и конструктивным исполнениемэлектроагрегатов на собственных электростанциях.

22.9 Распределениеэлектроэнергии на площадках объектов должно, как правило, выполняться на среднемнапряжении 10 кВ, являющемся экономически наиболее целесообразным.

Напряжение 6 кВ можетприниматься в том случае, когда это требуется для нужд технологическогопроцесса (комплектация электропривода напряжением 6 кВ), а также в случаеналичия на питающей подстанции только одного напряжения 6 кВ.

В случае питаниявдольтрассовых линий электропередач на напряжении 10 кВ от собственныхисточников электроснабжения с напряжением 6 кВ в проектах необходимопредусматривать переходные трансформаторы 6/10 кВ.

22.10 В соответствиис руководящим документом [97]объекты МГДП, ГДП и СПХГ по обеспечению надежности электроснабжения следуетотносить к потребителям I категории.

Категории конкретныхэлектроприемников приведены в документе [97].

22.11 Выбор схемэлектрических соединений подстанций и распределительных устройств, независимоот их ведомственной принадлежности, должен выполняться в соответствии стиповыми решениями [105].

22.12 Проектированиеподстанций и распределительных устройств независимо от их ведомственнойпринадлежности должно выполняться в соответствии с нормами [106].

22.13 В целяхповышения надежности электроснабжения при проектировании подстанций 220/6-10 кВна стороне высокого напряжения следует принимать упрощенные схемы «два блокалиния-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой» или схемы«Мостика», на стороне 6-10 кВ одна рабочая, секционированная с маслянымвыключателем, система шин».

22.14 Подстанции ираспределительные устройства должны применяться в блочно-комплектном исполненииповышенной заводской готовности с учетом последних достижений науки и техники.

22.15 Припроектировании подстанций и распределительных устройств в районах с минимальнойтемпературой воздуха -43°С следует принимать электрооборудование холодостойкогоисполнения или устанавливать его в закрытых помещениях.

22.16 Для приемаэлектроэнергии от источника внешнего электроснабжения и распределения ее попотребителям месторождений следует предусматривать проектированиераспределительных устройств 6-10 кВ в соответствии с требованиями документов [16, 106,107].

22.17 В соответствиис требованиями [108]релейную защиту и автоматику агрегатов собственных электростанций и системныхподстанций, включая технологические ЗРУ 6-10 кВ, общеподстанционные устройстваи автоматизированный учет электроэнергии предусматривать с использованиеммикропроцессорной техники.

22.18 Объем проектнойдокументации при проектировании технологических подстанций и распределительныхустройств должен определяться в соответствии с эталонами, разработаннымиинститутами «Энергосетьпроект» и АО «РОСЭП».

22.19 При выполнениипроектов линий электропередач напряжением 6-10-35 кВ для электроснабженияобъектов МГДП, ГДП и СПХГ следует использовать методические материалы попроектированию, строительству и эксплуатации сельских электрических сетей, атакже действующие типовые проекты, разработанные АО «РОСЭП» и институтами«Энергосетьпроект».

22.20 Выбор изоляциилиний электропередач и подстанций следует выполнять в соответствии синструкцией [109].

22.21 Распределениеэлектроэнергии, как правило, должно осуществляться по радиальным линиям.Магистральные линии предусматриваются в зависимости от обеспечения требуемойстепени надежности потребителей и от размещения нагрузок на площадке.

22.22 В схемахэлектроснабжения объектов МГДП, ГДП и СПХГ должны быть учтены вопросыобеспечения устойчивости технологических процессов при нештатных режимах впитающей электросети и кратковременных снижениях напряжения, а такжеобеспечения пуска и самозапуска ответственных потребителей 0,4- и 6-10 кВ послекратковременного исчезновения напряжения питающей сети.

22.23 Нормы качестваэлектроэнергии должны соответствовать стандарту [110].

22.24 Напряжениенизковольтной сети следует принимать 380/220В с глухо заземленной нейтралью,питанием силовых и осветительных нагрузок от общих трансформаторов. Напряжение660/380В для питания силовой нагрузки следует применять при технико-экономическомобосновании.

22.25 КТП могут бытьразмещены в отдельно стоящих зданиях, блок-боксах или быть встроенными. КТПдолжны быть двухтрансформаторными с автоматическим включением резерва (АВР) насекционном выключателе. АВР для потребителей предусматривается до последнегораспределительного пункта или низковольтного комплектного устройства.

22.26 Выборэлектрического оборудования, которое может стать источником воспламенениягазопаровоздушных смесей, должен производиться исходя из соответствующих зон впомещениях и на наружных установках, определяемых по правилам [16],а также категорий и групп взрывоопасных смесей согласно стандарту [111].

22.27 Из числапотребителей I категории должны быть выделены электроприемники особойгруппы электроснабжения. К электроприемникам особой группы относятся: системыКИП и А, телемеханики и автоматики, работа которых необходима для безаварийнойостановки оборудования при полном исчезновении внешних источников питания.

22.28 Схемыуправления контакторов и магнитных пускателей устанавливаемых в цепяхответственных электродвигателей должны обеспечивать их повторное включение привосстановлении напряжения после его кратковременного снижения.

22.29 Канализацияэлектроэнергии по территории промплощадок должна осуществляться по кабельнымлиниям, прокладываемым в кабельных каналах, по кабельным и технологическимэстакадам и частично в земле.

22.30 Степеньогнестойкости ЗРУ, КТП и ТП, выбор способа прокладки кабелей, сечение жилдолжны выбираться в соответствии с правилами [16].

22.31 Расчетэлектрических нагрузок требуется определять в соответствии с нормами [32].

22.32 Наружное освещениедолжно охватывать:

проезды и дороги;

резервуарные парки;

наружныетехнологические установки;

открытые склады иразгрузочные площадки;

железнодорожныесливо-наливные эстакады;

узлы замера.

Управление наружнымосвещением должно быть централизованным со щита или места постояннообслуживаемым персоналом [16, 112,113].

22.33 Светоограждениевысоких сооружений должно выполняться в соответствии с нормами, предусмотреннымигражданской авиацией.

22.34 Внутреннееосвещение должно выполняться в соответствии с правилами [16, 114].

22.35 Устройствамолниезащиты проектируются в соответствии с инструкцией [107],защита от статического электричества предусматривается в соответствии состандартом [198]и [265].

22.36 Энергетическиепомещения и кабельные сооружения оборудуются установками АУПТ, АУПС всоответствии с требованиями [8,115].

22.37 Оповещение опожаре выполняется в соответствии с требованиями [116].

22.38 Электрообогревкоммуникаций по методу скин-эффекта (аксиальная система) должен осуществлятьсясогласно правилам [117,118].

22.39 Электрообогревкоммуникаций гибкими ленточными нагревателями ЭНГЛЕх-1 следует выполнятьсогласно инструкции по их эксплуатации.

22.40 Электрообогревкоммуникаций саморегулирующим кабелем обогрева фирмы Raychem выполняется согласно справочномуруководству и программе расчета, представленных фирмой Raychem.

23 ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

23.1 Исходные данныедля проектирования систем водоснабжения и канализации ГДП и СПХГ определяютсятехнологией подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата, наличиеминфраструктуры.

Для МГДП решения поводоснабжению и канализации принимаются проектной организацией.

23.2 Водоснабжение

23.2.1 На объектахМГДП, ГДП и СПХГ, как правило, предусматриваются следующие системыводоснабжения:

производственная;

хозяйственно-питьевая;

противопожарная;

оборотная;

повторно-используемойводы.

23.2.2Производственное водопотребление включает расходы воды:

на технологическиепроцессы подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата;

промывкутехнологического оборудования;

нужды капитального итекущего ремонтов эксплуатационных скважин;

глушение газовыхскважин в аварийных ситуациях;

подпитку тепловыхсетей, разбавление продувочной воды и нужды ХВО в котельной;

размыв подземныхрезервуаров при создании ПХГ в отложениях каменной соли.

23.2.2.1Периодичность и параметры воды на промывку различных аппаратов технологическихустановок определяются при проектировании. Расход воды определяется трехкратнымобъемом аппарата и трубопровода.

23.2.2.2 Расход водына промывку резервуаров после их проветривания и пропаривания определяется понормам, изложенным в таблице 23.1.

Таблица 23.1

Емкость

резервуара,

м3

Количество

гидромониторов

для промывки,

шт.

Производительность гидромонитора, м3

Время

промывки

резервуара,

час

Расход воды

для

промывки, м3

100

 

140

0,5

70

200

 

140

0,7

100

300

 

140

0,7

100

400

 

140

1,0

140

700

 

140

1,5

210

1 000

 

140

2,0

280

2 000

1

140

2,5

350

3 000

2

280

3,0

840

5 000

2

280

3,5

980

10 000

2

280

5,0

1 400

23.2.2.3 В случаях, когда в газе обустраиваемогоместорождения присутствует сероводород и требуются дополнительные расходы водына установку сероочистки, получение серы, системы водоснабжения проектируются всоответствии с требованиями правил [10,119].

23.2.3 Потреблениеводы на противопожарные нужды, пополнение противопожарного запаса воды следуетпринимать по нормам [7,10, 12,18,23,120,121,130].

23.2.4 Определениерасходов воды на хозяйственно-питьевые нужды производится исходя из численностиработающих и норм расхода воды на одного работающего.

При проектированиижилых поселков при ГДП и СПХГ водопотребление определяется на основанииудельного водопотребления на одного жителя в зависимости от степениблагоустройства жилой застройки и расхода воды на пожаротушение.

Дляхозяйственно-питьевого водоснабжения отдельно стоящих зданий и сооружений срасходом воды до 2 м3/сутки допускается использовать привозную воду.

23.2.5 В зависимостиот конкретных условий района расположения месторождения возможны следующиеисточники водоснабжения МГДП, ГДП и СПХГ:

водотоки, водоемы,подземные воды и т.д.;

существующиеводоводы;

привозная вода.

23.2.6 Выбор схемы,системы водоснабжения, а также метода водоподготовки должен производитьсяисходя из принятой технологии производства на основании технико-экономическогосравнения возможных вариантов и технических условий на водоснабжение.

23.3 Канализация

23.3.1 В случае,когда принимается постоянное производственное водопотребление с использованиемв системе водоснабжения поверхностных и подземных источников или существующихводоводов (см. п. 23.2.5), следует проектировать системы канализации всоответствии с действующими нормами [122].

23.3.2 На МГДП, ГДП иСПХГ образуются, как правило, следующие виды сточных вод:

производственные, загрязненныенефтепродуктами, метанолом, ДЭГом, сероводородом, минеральными солями,механическими примесями, ингибиторами коррозии и парафиноотложениями;

производственные,имеющие повышенное солеотложение и незагрязненные технологическими продуктами,образующимися при продувке систем открытых циклов водоснабжения, котлов и ХВОкотельных;

дождевые,загрязненные преимущественно взвешенными веществами минерального происхожденияи нефтепродуктами, с обвалованных и отбортованных технологических площадок;

бытовые.

23.3.3 Количество икачество производственных сточных и пластовых вод, образующихся на УППГ, УКПГ иГС, в резервуарных парках и на других технологических объектах и установках,определяются технологической частью проекта, а также документом [122].

23.3.4 Составочистных сооружений следует выбирать в зависимости от характеристики иколичества сточных вод, поступающих на очистку, требуемой степени их очистки,метода обработки осадка в соответствии с нормами [122].

Необходимопредусматривать в составе очистных сооружений:

устройства дляравномерного распределения сточных вод;

устройства дляизмерения расхода;

лаборатории дляконтроля качества поступающих и очищенных сточных вод.

23.3.5Производственные сточные воды рекомендуется очищать:

от механическихпримесей - в песколовках, в прудах дополнительного отстоя, во флотаторах и нафильтрах;

от нефтепродуктов - внефтеловушках, флотаторах, отстойниках, на фильтрах, в гидроциклонах;

от солей - наионообменных, электродиализных, обратноосмотических или термических опреснительныхустановках;

от метанола - вотпарных колоннах и на установках биологической очистки;

от сероводорода -аэрацией, обработкой солями железа, биологической очисткой.

23.3.6 Для очисткибытовых сточных вод, как правило, используются биологические очистныесооружения следующих типов:

септики и поляподземной фильтрации;

аэротенки безнаполнителей и с наполнителями;

биофильтры сразличной нагрузкой.

23.3.7 Передочистными сооружениями бытовых и производственных сточных вод при необходимостипредусматриваются усреднители, предназначенные для выравнивания состава сточныхвод и их равномерной подачи на очистные сооружения.

23.3.8 В зависимостиот конкретных условий возможны следующие методы утилизации очищенных сточныхвод:

возврат на повторноеиспользование;

сброс в поверхностныеводные объекты (водотоки, водоемы);

закачка в поглощающиескважины.

23.3.9 В случае,когда технология не требует постоянного производственного водопотребления и,следовательно, постоянного водоотвода, отделяемая от газа пластовая и кондиционнаявода с примесями ингибитора гидратообразования, вода от промывкитехнологических аппаратов, а также вода после использования в хозяйственныхнуждах с объемом до 3 м3/сутки должна собираться в накопительнойемкости.

Из накопительнойемкости собранная жидкость постоянно или периодически должна вывозиться наочистные сооружения или специальной насосной установкой через нагнетательнуюскважину направляться в пласт.

23.3.10 Закачкапроизводственных сточных вод в пласт производится в каждом конкретном случае сразрешения республиканских или областных органов геологии и охраны недр,геологических управлений и по согласованию с органами Государственногосанитарно-эпидемиологического надзора и комитетами по охране окружающей среды.

23.3.11 На случайперебоя в приеме сточных вод поглощающими скважинами должны быть предусмотренырезервные скважины, а также резервные емкости, рассчитанные на прием сточныхвод на время, необходимое для переключения на резервную скважину.

23.3.12 Количество исостав сточных вод, предназначенных для закачки в поглощающие скважины, должносоответствовать технологическому регламенту, приведенному в проекте разработкиместорождения или составленному в виде самостоятельного документа всоответствии с требованиями инструкции [5].

23.3.13 Запрещаетсярасполагать нагнетательную скважину на территории зоны санитарной охраныисточников водоснабжения.

24 ТЕПЛОГАЗОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

24.1 Теплоснабжениеобъектов МГДП, ГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов») может осуществляться:

централизованно отсторонних источников тепловой энергии (ТЭЦ, АЭС, районных котельных);

централизованно отсобственных источников тепловой энергии (котельная, утилизаторы тепла на ГПА,ГТЭС);

децентрализовано оттеплогенераторов, размещаемых непосредственно в обогреваемых зданиях(газовоздушные калориферы, АОГВ и т.п.).

24.2 Выбор источника,схемы и системы теплоснабжения производится на основании технико-экономическогорасчета.

Размещение источниковтеплоты на промплощадках, их расчетную производительность, категорийность понадежности отпуска теплоты потребителю, а также количество и единичную тепловуюмощность котлоагрегатов следует осуществлять в соответствии с нормативнымидокументами (13,123).

24.3 Расходы теплотына нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения производственных ивспомогательных помещений определяются в соответствии с документами [119, 124].

24.4 Вид, параметрытеплоносителя и расход теплоты для технологических процессов, обогреватехнологического оборудования и трубопроводов определяются технологическойчастью проекта. В системах теплоснабжения ГДП и СПХГ в качестве теплоносителяиспользуется, как правило, подогретая вода или водяной пар.

24.5 Длятеплоснабжения зданий и сооружений объектов следует максимально утилизироватьтеплоту вторичных источников (уходящих газов технологических печей, турбинэлектростанций, систем охлаждения силовых цилиндров компрессоров, выхлопныхгазов двигателей газомотокомпрессоров).

24.6 При наличии наплощадке МГДП, ГДП, СПХГ только котельной количество и единичнуютеплопроизводительность котлоагрегатов следует принимать в соответствии сдействующими нормами [123].В северной строительно-климатической зоне, в соответствии с нормами [243]при отсутствии утилизаторов теплоты в котельной должен предусматриватьсярезервный котлоагрегат.

При наличии наплощадке утилизаторов теплоты необходимо предусматривать резервную котельную,производительность которой должна приниматься из расчета обеспеченияпотребителей первой категории на следующие нужды:

на технологическоетеплоснабжение в количестве, определяемом минимально допустимыми нагрузками(независимо от температуры наружного воздуха);

на отопление,вентиляцию и горячее водоснабжение в количестве, определяемом режимом наиболеехолодного месяца.

24.7 В системахотопления с местными нагревательными приборами производственных помещений спериодическим пребыванием обслуживающего персонала, в соответствии с правилами[124],допускается применение других теплоносителей (водных растворов гликолей и др.),если аналогичные жидкости обращаются в технологии.

При этом трубопроводыи арматуру следует проектировать по нормам на соответствующие технологическиетрубопроводы, а в качестве нагревательных элементов применять гладкие трубы.

24.8 Размещениевспомогательного оборудования котельных установок (источников теплоты) следуетосуществлять в соответствии с нормами [123].

24.9 Для котельных,работающих на газовом топливе на объектах газовой промышленности и населенныхпунктах при них, резервное топливо не предусматривается. При необходимости видырезервного и аварийного топлива определяются заказчиком.

24.10 Подвод газа докотельных первой категории, работающих только на газообразном топливе, долженпредусматриваться от двух независимых источников, либо от одного источника,оборудованного резервной ниткой редуцирования.

Подвод газа от одногоисточника до котельной теплопроизводительностью более 20 Гкал/ч следуетвыполнять по двум газопроводам, один из которых является резервным. Припрокладке газопроводов на одной эстакаде рабочий и резервный газопроводы должныбыть максимально удалены друг от друга.

24.11 Природный газ,используемый в качестве топлива, должен соответствовать стандарту [31].Допускается подача природного неодорированного газа в котельные объектов приусловии установки в них сигнализаторов загазованности и выполнении мероприятий,обеспечивающих безопасное использование топливного газа, а именно:

устройствоестественной и аварийной механической вентиляции сблокированной ссигнализаторами загазованности;

установкабыстродействующего запорного устройства на вводе в котельную, прекращающимподачу газа при аварийных режимах в соответствии с нормами [123].

Топливный газ длянужд населенных пунктов при объектах газовой промышленности должен бытьодорированным.

24.12 При разработкепроектов тепловых сетей необходимо руководствоваться указаниями документов [7,13,16, 48,125].

24.13 Прокладкатеплокоммуникаций по площадкам объектов, как правило, должна предусматриватьсянадземной на отдельно стоящих низких или высоких опорах. Допускается совместнаянадземная прокладка трубопроводов тепловых сетей с технологическимитрубопроводами независимо от параметров теплоносителя и параметров среды втехнологических трубопроводах.

Допускается приниматьподземную прокладку тепловых сетей в непроходных каналах, тоннелях (проходныхканалах) и бесканальную при отсутствии в местах прокладки взрывоопасных и ядовитыхгазов и паров с удельным весом больше удельного веса воздуха. В местахпересечения транспортных коммуникаций рекомендуется подземная прокладкатрубопроводов тепловых сетей в непроходных каналах или футлярах. Не допускаетсябесканальная прокладка тепловых сетей в вечномерзлых просадочных, засоленных инабухающих грунтах.

24.14 При разработкепроектов газовых сетей необходимо руководствоваться указаниями документов [7,13, 16, 36].

24.15 Прокладкугазопроводов по площадкам объектов, как правило, следует предусматриватьнадземной на эстакадах или на отдельно стоящих опорах. Размещение трассгазопроводов, а также опоры для них следует осуществлять в соответствии снормами [17, 36].

24.16 При совместнойпрокладке газопроводов с другими инженерными коммуникациями (в том числе имногоярусной) следует руководствоваться указаниями документов [7,16].

24.17 Расстояниямежду опорами надземных газопроводов следует принимать в соответствии стребованиями норм [52].

24.18 Трубопроводы,транспортирующие топливный газ от установок подогрева газа к установке,потребляющей данный газ, следует покрывать тепловой изоляцией. Теплоизоляционные конструкции (основной и покровный слои) для этихцелей следует принимать из негорючих материалов, руководствуясь нормами [48].Сварные стыки теплоизолированных газопроводов следует подвергать 100% проверкефизическими методами контроля.

24.19 Применениеэлектроэнергии на нужды отопления, технологии и теплового сопровождениятрубопроводов должно осуществляться в соответствии с нормами [124].

24.20 При разработкепроектов отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха для объектовнеобходимо руководствоваться нормативными документами [12,67,96,124-126].

24.21 Отопление ивентиляция блок-боксов принимается по типовым и повторно применяемым проектам сучетом требований нормативных документов.

24.22 Воздухозаборныеотверстия приточных вентиляционных установок следует располагать следующимобразом:

для цехов и помещений(блок-боксов) с выделением взрывоопасных газов и паров ЛВЖ с удельным весомменее удельного веса воздуха - не менее 2 м выше уровня земли;

для цехов и помещений(блок-боксов) с выделением взрывоопасных газов и паров ЛВЖ с удельным весомболее удельного веса воздуха - на высоте, определяемой расчетом, или не менее12 м выше уровня земли;

для отдельно стоящихневзрывопожароопасных помещений, расположенных в радиусе до 40 м от зданий илиустановок, выделяющих взрывоопасные газы и пары ЛВЖ с удельным весом болееудельного веса воздуха, - на высоте, определяемой расчетом, или не менее 12 мвыше уровня земли, в радиусе более 40 м - не менее 2 м от уровня земли. Втаблице 24.1 приводятся расстояния, рекомендуемые для расположенияневзрывопожароопасных помещений.

Таблица 24.1

Помещения и наружные установки с выделением взрывоопасных газов и паров

Расстояние до

невзрывопожароопасных

помещений, м

Помещения с выходящей в сторону соседних зданий несгораемой стеной без устройств для выброса взрывоопасных газов и паров тяжелее воздуха из систем вытяжной вентиляции

10

То же с выходящей в сторону стеной с проемами

40

Наружные установки (в том числе емкости)

60

Резервуары (газгольдеры) сливо-наливные эстакады с закрытым сливом или наливом

80

24.23 В случае выделения взрывоопасных газов ипаров одновременно с удельным весом больше и меньше удельного веса воздухатребования п. 24.22, 24.24 следует относить к удельному весу их смеси, которыйопределяется как средневзвешенный.

24.24 Пристроенныеили встроенные помещения, а также помещения, располагаемые отвзрывопожароопасных помещений и установок, в которых обращаются взрывоопасныегазы и пары ЛВЖ с удельным весом больше удельного веса воздуха, на расстоянии,менее приведенных в таблице 24,1, с электрооборудованием в обычном исполнении(РУ, ТП, КТП, операторные КИП, аппаратные, узлы пожаротушения, венткамеры,воздушные компрессорные, циркуляционные водяные насосные станции и др.),необходимо обеспечивать гарантированным подпором воздуха из расчета 5-кратноговоздухообмена в час по полному объему помещения. Высоту забора воздуха при этомнеобходимо определять расчетом или осуществлять с высоты не менее 20 м отуровня земли.

24.25 Расходприточного воздуха следует принимать расчетом по массе выделяющихсявзрывоопасных и вредных веществ, принимая большую из величин для обеспечениясанитарных норм или норм взрывопожаробезопасности.

В случае, еслирасчетная величина расхода приточного воздуха превышает величину, приведенную втабл. 2 [12],кратность воздухообмена принимается по табл. 2 [12].

24.26 Для помещений,зданий и сооружений объемом до 300 м3 с производствами категории А,Б и пребыванием в них обслуживающего персонала до двух часов в смену следуетпроектировать вытяжную вентиляцию периодического действия с механическимпобуждением и 8-кратным воздухообменом в час по полному объему помещения инеорганизованный приток. При этом резервный вентилятор допускается непредусматривать.

24.27 Дляпроветривания помещений категории А и Б, а также помещений с вреднымивыделениями, в которых при аварии возможно внезапное поступление большихколичеств вредных веществ, следует предусматривать аварийную вентиляцию.

Расход воздуха дляаварийной вентиляции следует принимать таким, чтобы совместно с основнымисистемами вентиляции с искусственным побуждением она обеспечивала в помещенияхвысотой 6 м и менее 8-кратный воздухообмен в час, а в помещениях с высотойболее 6м- удаление воздуха составляло не менее 50 м3/час на 1 м2площади пола помещения в соответствии с требованиями документа [126].

В помещениях насосныхи компрессорных станций категории А и Б аварийная вентиляция должнаобеспечивать указанный воздухообмен в дополнение к воздухообмену, создаваемомуосновными системами.

При совместномвыделении различных взрывоопасных газов и паров ЛВЖ вид вещества дляпроектирования аварийной вентиляции определяется технологической частьюпроекта.

24.28 Рекомендуемыеспособы удаления воздуха и его количество, принимаемое к проектированию системобщеобменной вентиляции технологических помещений, приведены в таблице 24.2.

Таблица 24.2

№ пп

Помещения с выделением в них:

Кратность воздухообмена в час

Способ удаления

расчетная

проектная

 

1.

Горючих газов с удельным весом меньше удельного воздуха

Не более 1

1

Естественное (механическое) удаление воздуха из верхней зоны

2.

Тоже

Более 1,но не более 3

Расчетная

Тоже

3.

Тоже

Более 3

Расчетная

Конкретно в каждом случае

4.

Горючих газов и паров, имеющих при поступлении в помещение

одновременно удельный вес меньше и больше удельного веса воздуха с удельным весом смеси меньше удельного веса воздуха

Не более 1

1

Естественное (механическое) удаление воздуха из верхней зоны

5.

Тоже

Более 1,но не более 1,5

Расчетная

Естественное удаление воздуха из верхней зоны в количестве однократного воздухообмена и механическое удаление оставшегося воздуха из нижней зоны

6.

Тоже

Более 1,5

Расчетная

Естественное удаление воздуха из верхней зоны в количестве 2/3 воздухообмена и механическое удаление воздуха из нижней зоны в количестве 1/3 воздухообмена

7.

Горючих газов и паров, с удельным весом больше удельного веса воздуха, а также горючих газов и паров, имеющих при поступлении в помещение

одновременно удельный вес меньше и больше удельного веса воздуха с удельным весом смеси больше удельного веса воздуха

Менее 3

Расчетная

Естественное удаление воздуха из верхней зоны в количестве однократного воздухообмена и механическое удаление расчетного количества воздуха из нижней зоны

8.

Тоже

3 и более

Расчетное

Естественное удаление воздуха из верхней зоны в количестве 1/3 воздухообмена и механическое удаление воздуха из нижней зоны в количестве 2/3 воздухообмена

Примечание: а) вентиляционные системы с естественным побуждением допускается предусматривать при условии обеспечения их работоспособности при безветрии в теплый период года;

в) при определении кратности воздухообмена следует принимать условную высоту производственного помещения, равную 6 м, независимо от фактической высоты помещения.

24.29Рекомендации по установке резервного вентилятора в системах общеобменнойвентиляции и местных отсосов.

24.29.1 Вытяжнаявентиляция

24.29.1.1 Системыобщеобменной вентиляции помещений категорий А и Б по взрывопожарной опасности,в которых невозможно прекратить выделение горючих газов, паров и пыли приостановке систем вентиляции.

Резервный вентилятордля одной или нескольких систем, обслуживающих одно помещение, следуетпредусматривать:

а) в случае, когдарасчетный воздухообмен превышает расход воздуха для аварийной вентиляции;

б) в помещенияхнасосных станций и компрессорных цехов горючих газов и паров ЛВЖ с удельнымвесом более удельного веса воздуха;

в) в случае, когдаобщеобменная и аварийная вентиляция рассчитаны на удаление различных типоввзрывоопасных смесей и в помещении установлен один вентилятор общеобменнойвентиляции, а также если в случае выхода из строя одного вентилятораобщеобменной вентиляции оставшиеся вентиляторы не могут обеспечитьвоздухообмен, рассчитанный по данному типу смеси.

24.29.1.2 Системыместных отсосов взрывоопасных смесей.

Резервный вентилятордля каждой системы или двух систем следует предусматривать, когда при остановкевентилятора не может быть остановлено технологическое оборудование и прекращеновыделение горючих газов, паров и пыли.

24.29.1.3 Системыместных отсосов вредных веществ 1-го и 2-го классов опасности.

Резервный вентилятордля каждой системы или двух систем следует предусматривать, когда при остановкевентилятора не может быть остановлено технологическое оборудования и прекращеновыделение вредных веществ.

24.29.2 Приточнаявентиляция

Резервный вентиляторследует предусматривать:

для систем,обеспечивающих подпор воздуха в электропомещении и т.п.;

для систем,обслуживающих машинные залы центробежных нагнетателей или машинные залы поршневыхкомпрессоров газокомпрессорных станций;

для систем подачивоздуха в тамбур-шлюзы при помещениях категории А и Б по взрывопожароопасности;

для систем, подающихвоздух в заглубленные производственные помещения категории Д, располагаемые наплощадках центрального пункта сбора нефти, газа и воды или на нефтяныхместорождениях;

для систем воздушногоотопления и систем, совмещенных с системами воздушного отопления.

24.29.3 Установкарезервного вентилятора для систем, совмещенных с системами воздушного отопления,не требуется, если в обслуживаемом помещении имеется система с местныминагревательными приборами или отопительными агрегатами, обеспечивающаятемпературу +5°С.

24.29.4 По п.п.24.29.1-24.29.3 резервный вентилятор следует выбирать из условия обеспечения100% расхода воздуха для основного вентилятора.

24.29.5 В случае,если для подачи воздуха в тамбур-шлюзы используется система, подающая воздух впомещения основного назначения без подпора, производительность резервноговентилятора следует выбирать из условия обеспечения не менее 1/3 расходаосновного вентилятора при умеренном (до 80%) соотношении давлений, на котороерассчитан основной вентилятор, и давления, потребного для тамбур-шлюзов.

24.29.6 Для нагреваприточного воздуха систем, обслуживающих помещения категорий А, Б и В1-В4,допускается применять газовоздушные подогреватели при следующих условиях:

газовоздушныеподогреватели следует устанавливать в отдельных помещениях, отделяя ихпротивопожарными перегородками 1-го типа;

температура воздуха,подаваемого в помещения, должна быть не менее чем на 20 % ниже температурысамовоспламенения веществ, находящихся в обслуживаемых помещениях;

при пересечениивоздуховодами стены помещения, где расположены газовоздушные подогреватели,должен устанавливаться огнезадерживающий клапан;

на воздуховодахсистем, обслуживающих помещения категории А и Б, следует устанавливатьвзрывозащищенные обратные клапаны в местах пересечения ограждения помещений сгазовоздушными подогревателями.

25 УСТАНОВКИ СЖАТОГО ВОЗДУХА

25.1 Воздушныекомпрессорные станции, а также установки сжатого воздуха в составе ГДП, МГДП иСПХГ предназначаются:

для бесперебойногоснабжения сухим сжатым воздухом приборов К и А;

для снабжения сжатымвоздухом пневматических инструментов;

для очистки сжатым воздухомтехнологического оборудования и приготовления раствора реагентов(перемешивания).

25.2 Припроектировании воздушных компрессорных станций и установок следуетруководствоваться правилами [127].

25.3 Для обеспеченияобъектов МГДП сжатым воздухом рекомендуется использование блочно-комплектнойкомпрессорной установки типа 60/8, разработанной СП КБ«Проектнефтегазспецмонтаж».

25.4 Система подачисжатого воздуха к приборам К и А и пневмоприводам должна быть самостоятельной ивключать ресивер, рассчитанный на работу системы в течение не менее часа.

При наличииавтоматического включения компрессоров по давлению воздуха в ресивере запасвоздуха может быть снижен из расчета технологических требований к работекомпрессорной.

Система подачисжатого воздуха к приборам К и А может подключаться в общую сеть сжатоговоздуха при условии отключения от общей сети обратным клапаном(клапаном-отсекателем), установленным перед ресивером со стороны компрессорной.

Ресивер должен бытьоснащен достаточным количеством приборов К и А, чтобы постоянно контролироватьналичие воздуха в емкости. При падении давления воздуха должна включатьсясветовая и звуковая сигнализация, независимая от сигнализации отклонениятехнологических параметров на установке.

26 СИСТЕМА СНАБЖЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВА ИНЕРТНЫМ ГАЗОМ

26.1 МГДП, ГДП И СПХГдолжны быть обеспечены инертным газом (азотом, двуокисью углерода или ихсмесью) исходя из потребности в нем на технологические операции (поддержаниеневзрывоопасной подушки, передавливание продуктов), аварийные мероприятия(тушение пожаров, создание защитных завес), ремонтные работы (продувкаоборудования и трубопроводов).

Способ получения ихранения инертных газов принимается на основании технико-экономическихрасчетов.

26.2 Количествоинертного газа, необходимого предприятию, должно определяться исходя изсреднего расхода его всеми технологическими установками предприятия, но неменее максимального расхода его одной установкой, которая является наибольшимпотребителем инертного газа.

26.3 Количествоинертного газа для продувки аппаратов и трубопроводов с углеводородными газамии жидкостями определяется как утроенный геометрический объем продуваемойсистемы.

26.4 Запас сжатогоинертного газа в газгольдерах постоянного объема для передавливания пожаро- ивзрывоопасных сред, создания инертных «подушек», стравливания вакуума иподобных целей должен определяться из потребности в инертном газе для указанныхцелей, но не менее чем на 1 час.

При наличиирезервного компрессора запас инертного газа может храниться в газгольдерахнизкого давления.

Примечание. Потребность в продувочном инертном газе определяется вкаждом конкретном случае исходя из мощности производства, числа агрегатов,вместимости и длительности продувки системы.

26.5 Инертный газ поддавлением по стационарному трубопроводу должен быть подведен ко всемвзрывоопасным установкам производства, в которых по условиям обеспечениябезопасности необходимо применение инертного газа, с соблюдением следующихусловий:

площадь сеченияраспределительного трубопровода и магистралей должна быть рассчитана намаксимальный расход инертного газа каждым потребителем с учетом коэффициентаодновременности загрузки всех технологических линий не менее 0,7;

на каждом вводе израсходной магистрали инертного газа в технологическую линию следуетпредусматривать установку двух запорных устройств с дренажным штуцером междуними и обратного клапана;

с целью продувкиаппаратов и участков технологических линий следует предусматриватьподсоединение к ним съемных трубопроводов для подачи инертного газа; съемныйтрубопровод оборудуется двумя запорными устройствами (с дренажным штуцероммежду ними) и обратным клапаном; после продувки аппаратов и трубопроводовсъемные трубопроводы снимаются, присоединительные штуцеры глушатся плоскимизаглушками;

на каждом ответвлениидолжны быть установлены манометр и запорный вентиль.

Примечание: а) обратныйклапан следует устанавливать на каждом ответвлении к аппарату, если онопредназначено для поддержания в нем инертной среды.

б)при наличии гидрозатвора устройство обратного клапана не требуется.

26.6 Содержание кислорода винертном газе должно соответствовать требованиям, устанавливаемым отраслевыминормами или регламентом для данного производства.

26.7 Инертный газдолжен быть осушен до остаточной абсолютной влажности, исключающей конденсациюпаров и замерзание воды в трубопроводах в зимних условиях.

26.8 Ответвлениягазопроводов, подводящие инертный газ к технологическим аппаратам и агрегатам,рассчитанным на давление ниже, чем в магистральном газопроводе инертного газа,должны иметь автоматические редуцирующие устройства, предохранительные клапаныи манометры на стороне низкого давления.

Автоматическиередуцирующие устройства должны быть отрегулированы на расчетное давлениеаппаратов, потребляющих инертный газ.

26.9 Для группысосудов, работающих при одном и том же давлении, устанавливается одноредуцирующее устройство с манометром и предохранительным клапаном,расположенным на общей магистрали до первого ответвления.

Установкапредохранительных клапанов на сосудах не обязательна, если в них исключенавозможность повышения давления.

27 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ЛАБОРАТОРИЯ

27.1 Для проведенияанализов сырья, реагентов, готовой продукции, санитарного надзора на ГДП, МГДПи СПХГ должна функционировать производственная лаборатория.

Помещенияпроизводственной лаборатории следует проектировать в соответствии с главамиСНиП по проектированию производственных зданий промышленных предприятий,складских зданий и сооружений общего назначения, складов нефти и нефтепродуктовс соблюдением правил [128],указаний [262]и санитарных норм проектирования промышленных предприятий.

27.2 Помещенияпроизводственной лаборатории должны быть оборудованы системами отопления иприточно-вытяжной вентиляцией с механическим и естественным побуждением.Системы отопления и вентиляции, отопительные приборы, теплоноситель и егопредельная температура должны проектироваться в соответствии с нормами [48,124,125].

Воздухообмен впроизводственных лабораториях следует определять по количеству удаляемоговоздуха от вытяжных шкафов и укрытий, но при этом должна обеспечиватьсякратность воздухообмена (табл. 27.1).

Таблица 27.1

Наименование помещений

Кратность воздухообмена в час

приток

вытяжка

1. Общехимические

5

5

2. Весовые

5

5

3. Оптические

10

10

4. Физико-химические

5

5

5. Препаративные:

 

 

а) при наличии местных отсосов;

по скоростям в рабочем проеме вытяжного шкафа

б) при отсутствии местных отсосов

8

10

6. Склад посуды и реактивов

 

1,5

7. Помещение для подготовки проб к анализу

8

10

27.3 Кроме механической вентиляции впроизводственных лабораториях должна предусматриваться естественная вентиляция,рассчитанная на удаление 0,5 объема воздуха в час в нерабочее время.

27.4 Объем воздуха,удаляемого через вытяжные шкафы, следует определять по скорости движениявоздуха в расчетном проеме шкафа (0,2 м2 на метр длины шкафа) взависимости от ПДК вредных веществ (таблица 27.2).

Таблица 27.2

ПДК вредных веществ, мг/м3

Расчетная скорость движения воздуха, м/с

Свыше 50

0,5

От 20 до 50

0,7

От 5 до 20

1,0

До 5 включительно

1,3

27.5 Подачу приточного воздуха в помещениелаборатории следует предусматривать в размере 90% от количества воздуха,удаляемого вытяжными системами. Остальное количество воздуха подается вкоридор.

27.6 Лабораториидолжны оснащаться мебелью, изготовленной специально для производственныхлабораторий:

столами химическимилабораторными;

шкафами вытяжнымихимическими;

столами лабораторнымидля нагревательных приборов;

тумбами слабораторными раковинами и др.

27.7 Для проведенияанализов сырья, реагентов, готовой продукции, санитарного надзора в лабораторииследует предусматривать:

измерительныеприборы;

весоизмерительныеприборы;

электронагревательноеоборудование;

баллоны;

химические реагенты ивещества.

27.8 При сравнительнонебольших объемах производства МГДП загрузка лаборатории может быть необеспечена. Анализы в этом случае рекомендуется выполнять силамипроизводственных лабораторий других предприятий. Лаборатория в составе МГДПможет быть предусмотрена проектом, если такое требование заказчика установленов задании на проектирование.

28 НОРМАТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

В данном разделераскрываются следующие нормативно-технологические показатели:

1. Нормы размещенияна рабочей площади установок, оборудования, агрегатов, блок-боксов, машин ит.д.

2. Количество ирезерв технологического оборудования.

3. Нормативыскладских и подсобных помещений.

4. Нормы расходаосновных и вспомогательных материалов, энергоресурсов.

5. Нормы потерь сырьяи готовой продукции.

6. Нормы запасовсырья, товарной продукции и реагентов.

28.1 Нормы размещения на рабочей площади

28.1.1 Рабочаяплощадь и объем зданий и сооружений для ГДП, МГДП и СПХГ определяются исходя изусловий обеспечения выполнения всех операций по обслуживанию, ремонту сраскладкой узлов и деталей и замене установленного оборудования с помощьюсоответствующих подъемно-транспортных средств.

28.1.2 Максимальнодопустимая площадь общих зданий для объектов определяется в соответствии снормативными документами [7,17,19,21,129,130].

28.2 Количество и резерв технологического оборудования

28.2.1 Требуемоеколичество и резерв технологического оборудования принимаются дифференцированнопо технологическим установкам, причем резерв должен предназначаться как длявыравнивания сезонной неравномерности работы газопровода, так и дляпроизводства плановых ремонтных работ и ликвидации возможных аварийныхситуаций.

28.2.2 Количествотехнологических линий, в том числе и резервных, для технологических установокподготовки газа ГДП следует принимать в соответствии с рекомендациями «Рядамощностей установок ...» в приложении В.

Как правило,установки подготовки газа включают более двух технологических линий и резервдля них составляет от 20 до 33%.

28.2.3 Количестворабочих линий определяется путем деления среднесуточной производительностиустановки на производительность одной линии. Среднесуточная производительностьустановки определяется как годовая, деленная на 347 дней. Указанный резервобразуется путем добавления к рабочим линиям одной резервной. Если количестворабочих линий получается более пяти, то принимаются две или три самостоятельныеустановки подготовки газа, в каждую из которых должно входить не более пятирабочих линий и одной резервной.

28.2.4 В соответствиис данными проекта создания СПХГ выбор мощности технологических установокподготовки газа должен производиться согласно приложению Гнастоящих норм. Учитывая сезонную работу установок подготовки газа на СПХГ(методом абсорбционной осушки или НТС), резерв технологического оборудования вних не предусматривается.

28.2.5 Количестворабочих линий для установки стабилизации конденсата (УСК) принимается от однойдо трех (без резервной), так как при остановке на ремонт или при аварийнойситуации сырой необработанный конденсат следует временно направлять черезконцевую трапную установку в резервуарный парк с последующим возвратом наустановку стабилизации.

28.2.6Производительность УСК определяется путем умножения максимальной добычиконденсата на коэффициент 1,2, учитывающий повторную обработку возвращаемогоразгазированного конденсата из резервуарного парка. Количество технологическихлиний для конкретной установки определяется путем деления суточнойпроизводительности установки на производительность одной линии в м3/сутки.

28.2.7 На МГДП дляустановок следует применять одну рабочую технологическую линию соответствующейпроизводительности.

28.2.8 Проектомтехнологических установок необходимо предусматривать запас производительностивходящего в них оборудования при заданном колебании в количестве и составепоступающего сырья.

28.2.9 Выбор мощноститехнологических установок, применяемых на МГДП, должен производиться согласноприложению Днастоящих норм. При этом рабочая производительность установок должнаприниматься ближайшей большей фактической производительности. В случае, еслифактическая мощность технологической установки, входящей в состав МГДП,превышает наибольшую из рекомендуемого ряда соответствующих установок, следуетпринимать две или более установок одной производительности.

28.2.10 При установкеодного рабочего насоса 100 %-ное резервирование необходимо предусматривать дляследующих насосных:

подающих ингибиторгидратообразования на скважины, оборудование и трубопроводы, где возможнообразование гидратов;

циркуляционногоорошения колонн;

подачи теплоносителя;

производящихперекачку продуктов стабилизации конденсата из резервуара в резервуар внутрирезервуарного парка и из резервуарных парков;

осуществляющих подачувоздуха на регенерацию раствора, насыщенного сероводородом;

производящихперекачивание поглотительного раствора и серной пульпы (установка получениясеры).

Примечание. В случае установки двух и более рабочих насосов приниматьрезерв не менее 30 %.

28.2.11 Насосыоборотного водоснабжения и свежей воды должны иметь следующий резерв, %:

при двух рабочихнасосах - 50;

при трех и болеерабочих насосах - 30.

28.2.12 Для газовых ивоздушных компрессоров и воздуходувок, устанавливаемых на технологическихустановках, рекомендуется один резервный компрессор (воздуходувка) на 1-5рабочих компрессоров (воздуходувок).

В этом случаепроизводительность и давление нагнетания резервных машин принимается по одномуиз рабочих компрессоров (воздуходувок), имеющих наибольшее значение этихпоказателей.

28.2.13 Количествоустанавливаемых резервных ГПА на каждой ступени сжатия следует принимать:

для ГПА на ДКС впериод постоянной добычи - 2;

для ГПА на ДКС впериод падающей добычи - 1;

КС ПХГ - 1.

При работе с максимальнойпроизводительностью менее одного месяца в году резерв не предусматривается.

28.2.14 Число ГМК водном компрессорном цехе не должно превышать 10-12 шт.

28.2.15 Дляцентральных воздушных компрессоров предлагается следующий резервпроизводительности:

для компрессоров,обеспечивающих воздухом потребителей непрерывно (приборы контроля автоматики,технологические нужды) - не менее 50 %;

для компрессоров,подающих воздух на чистку печей, ремонтные и другие нужды, резерв непредусматривается. Если разрыв между рабочими циклами этих компрессоровсоставляет менее 5 дней, на 1-5 рабочих компрессоров предусматривается 1резервный компрессор.

28.2.16 Дляаппаратов, режим работы которых требует более частых остановок, чем этопредусмотрено регламентом работы самих установок, и только в том случае, еслиостановка указанных аппаратов требует отключения всей установки, резерв следуетпринимать 50-100 %.

28.2.17Резервирование трубчатых печей для подогрева технологических продуктов иреагентов определяется в процессе проектирования на основаниитехнико-экономических проработок.

28.3 Нормы расхода основных и вспомогательных материалов

28.3.1 Припроектировании технологических установок объектов МГДП, ГДП и СПХГ расходныепоказатели по химреагентам и вспомогательным материалам следует закладывать понормам, указанным в таблице 28.1.

28.3.2 В таблице 28.2приведены ориентировочные расходные показатели энергоресурсов на объекты МГДП,ГДП и СПХГ, которые могут быть использованы на стадии предпроектных разработок.

Таблица 28.1

Наименование

На 1000 м3 добываемого газа

1. Реагенты, г

 

а) Диэтиленгликоль (в пересчете на 100 %):

 

- абсорбция

20

- НТС

50

б) Триэтиленгликоль

10

в) метанол: на освоение скважины

 

- на подготовку газа по схеме:

до 1 500

-НТС

по расчету

-НТА

по расчету

- на борьбу с гидратообразованием при сборе газа

по расчету

2. Адсорбенты, г

 

а)цеолиты

120

3. Хладагенты, г

 

а) пропан-хладагент

50

4. Вспомогательные материалы, г

 

а) уголь активированный марки АГ-3

3,0

5. Вода, м3втом числе:

 

а) для северных районов:

 

- на производственные нужды;

0,017

- на хозяйственно-питьевые нужды

0,003

б) для районов с умеренным климатом:

 

- на производственные нужды;

0,095

- на хозяйственно-питьевые нужды

0,0015

Таблица 28.2

Наименование

На 1000 м3 добываемого газа

1. Электроэнергия, МДж

0,8

2. Теплоэнергия, МДж

0,0026

3. Топливный газ, кгу.т. (условного топлива)

6,3

28.4 Нормативы складских и подсобных помещений

28.4.1 Площади иразмещение складских и подсобных помещений объектов обработки следует проектироватьв соответствии с требованиями правил [14, 131].

28.5 Расчетные нормы потерь сырья и готовой продукции

28.5.1 Под потерямигазообразного и жидкого углеводородного сырья на технологических объектах МГДП,ГДП и СПХГ следует понимать разницу между массой поступающего сырья и суммарноймассой газообразных и жидких продуктов, получаемых из сырья.

Не относятся кпотерям и в товарном балансе газа технологического объекта необходимо учитыватьрасход газа на собственные технологические нужды, включающий в себя газ натопливные и технологические нетопливные нужды и технологические потери газа засчет негерметичности уплотнений.

Не относятся кпотерям и в товарном балансе технологического объекта должны учитыватьсясамостоятельно следующие продукты:

расход растворителей,реагентов, хладагентов и т.п.;

некондиционная продукция;

растворенная ивзвешенная в сырье вода, грязь и другие примеси, из которых товарная продукцияна объекте не может быть получена.

28.5.2 Расход газа натехнологические нетопливные нужды складывается из следующих статей:

продувка скважин;

опорожнениетехнологических трубопроводов, аппаратов технологических установок;

факельные устройства(на запальники, затворный газ);

вытеснение воздуха изтрубопроводов и аппаратов;

дегазация жидкостей.

Потери газовогоконденсата подразделяются:

эксплуатационные (с газамисепарации, дегазации в парообразном и жидком состоянии);

ремонтные (припродувках и опорожнении трубопроводов и оборудования);

хранение, налив иперекачка (утечки через неплотности насосов, испарение).

Для расчета величинырасхода газа на собственные технологические нужды и газового конденсата наобъектах сбора и промысловой обработки газа и газового конденсата следуетруководствоваться методическими указаниями [132,133].

28.5.3 При расчетахтоварных материальных балансов технологических установок в процессепроектирования следует учитывать потери сырья и продуктов, не более указанных втаблице 28.3.

28.5.4 В проектеобустройства должна быть приведена общая нормативная величина технологическихпотерь газа и газового конденсата, определенная суммированием потерь по всемобъектам газодобывающего предприятия.

Таблица 28.3

Технологические объекты

Потери от перерабатываемого сырья, %

Отдельно стоящие компрессорные станции

0,03

Отдельно стоящие установки осушки газа с помощью гликолей (растворение в ДЭГе, выветривание НДЭГа и продувки во время ремонтов

0,05

Установки НТС газа

0,05

Установки подготовки газа по схеме масляной абсорбции

0,05

Установки подготовки газа по схеме адсорбции

0,5

Установки подготовки углеводородного конденсата к транспорту:

а) по одноколонной схеме стабилизации конденсата

б) по двухколонной схеме стабилизации (с получением ПБФ)

в) по схеме установки концевой трапной

 

0,3

0,3

0,3

Установки переработки углеводородного конденсата

0,3

Примечания.

1. Потери для процессов, не рассмотренных втаблице, устанавливаются проектной организацией при проектировании конкретныхтехнологических установок.

2. При наличии в технологической цепочке МГДП, ГДП иСПХГ нескольких установок, указанных в таблице, общие потери складываютсясуммированием.

3.При привязке на МГДП, ГДП и СПХГ ранее применяемых проектов установок, которыеуже введены в действие, потери следует принимать в соответствии с этимпроектом.

4.При проектировании сырьевых и товарных парков потери следует принимать не более0,3 % от хранимого продукта.

28.6 Нормы запасов сырья, товарной продукции и реагентов

28.6.1 При наличии втехнологической схеме подготовки газа установки стабилизации конденсата срокихранения сырья и готовой продукции УСК принимаются в зависимости от принятоговида транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный) и направленияпродукции.

28.6.2 Норма запаса сырьяУСК, расположенной на отдельно стоящей площадке, в наземных сырьевыхрезервуарных парках при трубопроводном транспорте принимается равной суточнойпроизводительности установки, при подземных сырьевых резервуарных паркахпринимается из расчета продолжительности ремонта установки.

28.6.3 Для сбросанекондиционного продукта используются емкости готовой продукции, откуданасосами он должен подаваться на повторную стабилизацию или переработку. Принеравномерном поступлении сырья на установку должны быть предусмотрены буферныеемкости, рассчитанные на 5¸10-минутный запас работыустановки.

28.6.4 Количестворезервуаров для каждого товарного продукта должно быть не менее трех.

28.6.5 Расчетпотребных объемов резервуаров следует производить как разность между вместимостьюи величиной неиспользуемой зоны (коэффициент заполнения плюс мертвый остаток).

Коэффициентзаполнения резервуаров принимается:

для вертикальныхрезервуаров - 0,95;

горизонтальныхрезервуаров - 0,90;

для горизонтальныхрезервуаров сжиженного газа - 0,835.

28.6.6 Нормы запасовреагентов и смазочных материалов на складах устанавливаются, сутки:

при отгрузке вжелезнодорожных цистернах - до 20;

при отгрузке в таре -до 30.

Примечание. При доставке реагентов только водным транспортом их запасследует предусматривать годовой

28.6.7 Емкость складамасел выбирается исходя из следующего неснижающегося запаса масел каждой марки:

для компрессорныхмашин и двигателей электростанций в объеме 50 % емкости масляной системыустановленного парка машин плюс запас доливки в объеме 45-дневной потребности;

смазочные масла длядругих агрегатов - в объеме 45-дневной потребности;

для ДКС, оснащенныхцентробежными нагнетателями с электроприводом, на складе маслохозяйствапредусматривать установку одной цистерны емкостью не менее 26 м3 длячистого трансформаторного масла и одной такой же цистерны для отработанногомасла.

Примечание. При доставке масла только водным транспортом запас следуетпредусматривать годовой.

28.6.8 Количествоинертного газа следует определять исходя из среднего расхода всех установок, ноне менее максимального расхода одной установки, которая является максимальнымпотребителем инертного газа.

28.6.9 Реагентноехозяйство объектов МГДП, ГДП и СПХГ должно обеспечивать возможность хранениязапасов реагентов в соответствии с таблицей 28.4.

При поставкехимреагентов по импорту допускается увеличивать запасы против указанных втабл.:

гликолей, аминов ит.д. - до 90 сутки;

ингибиторов коррозии-до 120 сутки.

Таблица 28.4

Название реагента

Запас, сутки

1. Этиленгликоль, диэтиленгликоль

2. Моноэтаноламин, диэтаноламин

4. Метанол

5. Кислоты

5. Сода: каустическая и кальцинированная

6. Ингибитор коррозии

7. Гипохлорид кальция

8. Активированный уголь

9. Прочие реагенты (присадки, тринатрийфосфат и др.)

30

30

30

30

25

20

30

30

30

28.6.10 Запасы абсорбентов, адсорбентов,хладагентов, потребляемых установками МГДП, ГДП и СПХГ, устанавливаются исходяиз их 30-суточного текущего расхода плюс одна загрузка для полной замены их всистеме (так называемый аварийный запас) [32].

Примечание:

1) если на объекте находится несколько однотипныхустановок, то аварийный запас абсорбентов, адсорбентов, хладагентов и т.п.предусматривается для полной замены его только на одной, наиболее крупнойустановке;

2)допускается отклонение от приведенных норм запасов сырья и реагентов взависимости от сложившейся транспортной схемы, надежности поставщиков и другихместных условий.

28.6.11 Если доставкареагентов осуществляется сезонно, то запас реагентов принимается исходя изнеобходимости обеспечения технологических процессов в течение всего периода.

29 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ ИНОРМАТИВНАЯ ЧИСЛЕННОСТЬ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА

29.1 Организационная структура управления газодобывающимпредприятием

29.1.1Организационная структура управления МГП, ГДП и СПХГ строится на основаниитиповых организационных структур, предусмотренных нормативами по труду инаучной организации труда, действующими в газовой отрасли, с учетом формысобственности (статуса) предприятия и региональных особенностей егоместоположения.

29.1.2 Типовыеструктуры определяют состав и подчиненность производственных и функциональныхподразделений газодобывающего предприятия, их связи и взаимодействие в общейсистеме управления. Схемы типовых структур ГДП приведены в приложении Е.

Данные структурыпредусматривают 3 категории сложности управления производством, устанавливаемыев зависимости от суммарного годового объема добычи газа, конденсата и нефти отдействующего фонда скважин, мощности газоперекачивающих агрегатов.

Для управлений,осуществляющих одновременно эксплуатацию ПХГ и промысловую добычу газа, типоваяструктура устанавливается с учетом двух видов деятельности по смешанному типупропорционально установленным срокам.

29.1.3 В зависимостиот мощности газового промысла, а также территориальной рассредоточенности егообъектов может быть создано или ГДП с входящими в его состав газопромысловымиуправлениями (ГПУ), или самостоятельное ГПУ с подчинением его вышестоящейорганизации.

29.1.4 В табл. 29.1приведено отношение предприятий к той или иной категории сложности взависимости от показателей, определяемых в баллах.

Таблица 29.1

Категория сложности

Количество баллов

I

1001 и более

II

201 - 1000

III

до 200

Данные о переводе объемов выполняемых работ вуправлении в условные единицы-баллы приводятся в табл. 29.2.

Таблица 29.2

Выполняемые работы

Единицы объема, за которые устанавливаются баллы

Количество баллов, за установленную единицу объема

1. Добыча:

 

 

- газа,

1,0 млрд. м3 в год

7

- нефти,

1,0 млн. т в год

10

- конденсата

1,0 млн. т в год

15

2. Эксплуатационный фонд скважин:

 

 

- газовых,

 

 

- газоконденсатных,

100 скв.

5

- нефтяных

 

 

3. Мощность газоперекачивающих агрегатов

100 тыс. кВт

5

Примечание. Категория сложности управления ГПУ, осуществляющихразработку газовых месторождений с содержанием сероводорода более 20%.устанавливается на одну ступень выше по сравнению с категорией, определенной всоответствии с балльной оценкой.

29.1.5 Структурауправления производством устанавливается в зависимости от категории сложностиуправления предприятием. Структура управления производством приведена в табл.29.3.

Таблица 29.3

Структурные подразделения

Категории сложности управления производством

I

II

III

1. Руководство: (постоянный норматив 5 человек - начальник управления, главный инженер, заместитель начальника по общим вопросам, главный геолог)

+

+

+

2. Аппарат при руководстве (исполнители)

+

+

+

3. Функциональные отделы (группы исполнителей)

 

 

 

3.1. Производственный отдел по добыче газа и конденсата

+

-

-

3.2. Технический отдел

+

-

-

3.3. Производственно-технический отдел

-

+

+

3.4. Производственный отдел по эксплуатации ДКС и СОГ*

+

+

-

3.5. Планово-экономический отдел

+

+

-

3.6. Отдел организации труда и заработанной платы

+

+

-

3.7. Отдел планирования, организации труда и заработанной платы

-

-

+

3.8. Отдел охраны труда и техники безопасности

+

+

-

3.9. Группа специалистов по охране труда и технике безопасности

-

-

+

3.10. Группа специалистов пожарной охраны

-

+

+

3.11. Отдел кадров, трудовых отношений и социального развития

+

+

-

3.12. Группа специалистов по кадрам и трудовым отношениям

-

-

+

3.13. Служба бухгалтерского учета и финансирования (СБУ и Ф)

+

-

-

3.14. Служба бухгалтерского учета и финансирования (СБУ и Ф) или учетно-контрольная группа (УКГ)

-

+

+

3.15. Отдел материально-технического снабжения и транспортного обеспечения (МТС и ТО)

+

+

-

3.16. Группа специалистов по МТС и ТО

-

-

+

3.17. Административно-хозяйственный отдел

+

+

+

3.18. Отдел главного механика

+

+

-

3.19. Отдел главного энергетика

+

+

-

3.20. Механо-энергетический отдел

-

-

+

3.21. Отдел КИП и автоматизации производства

+

+

-

3.22. Группа специалистов по КИП и автоматизации производства

-

-

+

3.23. Отдел капитального строительства и капитального ремонта (отдел обустройства месторождений)**

+

+

+

3.24. Геологический отдел

+

+

+

4. Производственные подразделения (службы, цехи, участки)

4.1. Производственно-диспетчерская служба (диспетчерская служба)

4.2. Цех по добыче газа и газового конденсата (газовый промысел)

4.3. Ремонтно-механический цех

4.4. Цех энергоснабжения

4.5. Механо-энергетический цех

4.6. Служба КИП и автоматизации производства

4.7. Цех капитального, текущего ремонта и наладки ГПА и ТКА

4.8. Цех (участок) по подготовке и перекачке конденсата и нефти

4.9. Цех (головные сооружения) по очистке и осушке газа

4.10. Цех по очистке и осушке газа, перекачке конденсата и нефти

5. Служба пожарной охраны

 

+

+

+

+

+

-

+

+

+

-

+

 

+

+

+

+

+

-

+

+

+

-

-

 

+

+

-

-

+

+

-

-

-

+

-

Примечания.

1.+) подразделение создается;

     -) подразделение не создается;

    *) производственный отдел по эксплуатациидожимных компрессорных станций (ДКС) и станций охлаждения газа (СОГ) может бытьсоздан при наличии в составе ГПУ двух и более ДКС;

 **) при полной централизации объема работ поданной функции на уровне газодобывающей организации отдел в составе ГПУ несоздается. При частичной централизации функций (работ) - вопрос о созданииотдела, цеха решается газодобывающей организацией.

2. В ГПУ, в которых функциональный отдел несоздается, организуется группа исполнителей или выделяется отдельныйисполнитель в составе другого отдела.

3. ВГПУ, относящихся к 3-й категории сложности управления, где типовойорганизационной структурой тот или иной отдел не предусматривается (включена вгруппу исполнителей), соответствующий отдел может быть создан с разрешениягазодобывающей организации, если позволяет норматив численности по даннойфункции.

4. ВГПУ, осуществляющих разработку и эксплуатацию газовых месторождений ссодержанием сероводорода, с разрешения газодобывающей организации может бытьсоздан производственный отдел по добыче газа и конденсата.

29.2 Организационная структура управления станцией подземногохранения газа

29.2.1 Мощностьгазохранилища (его активный объем) обуславливает создание в составегазотранспортного предприятия СПХГ, ее структуру и подчиненность. Схема типовойструктуры СПХГ приведена в приложении Ж.

29.2.2 Структурааппарата управления СПХГ определяется категорией сложности управленияпроизводством. Предусматриваются три категории сложности управленияпроизводством в зависимости от активного объема хранилища газа. Категориисложности приведены в табл. 29.4.

Таблица 29.4

Показатели

Категории сложности управления

I

II

III

Активный объем хранилища газа, млрд. м3

свыше 3,5

1,6-3,52

до 1,5

29.2.3. Структура управления производством СПХГустанавливается в зависимости от категории сложности управления предприятием.Структура управления приведена в табл. 29.5.

Таблица 29.5

Структурные подразделения

Категория сложности

I

II

III

1. Руководство

Начальник

+

+

+

Главный инженер

+

+

+

Заместитель начальника

+

+

+

2. Аппарат при руководстве

Старший инженер (инженер) по охране труда и технике безопасности и пожарной охраны

+

+

+

Старший инженер (инженер) по организации и нормированию труда

+

+

+

Старший инспектор (инспектор) по кадрам и спецработе

+

+

+

Старший инженер (инженер) по материально-техническому снабжению

+

+

+

Заведующий складом

+

-

-

Заведующим хозяйством

+

+

-

Секретарь-машинистка

+

+

+

3. Функциональные подразделения аппарата управления

Бухгалтерский учет и финансовая деятельность

+

-

-

Исполнители по охране природы и лабораторному контролю

+

-

-

4. Производственные структурные подразделения

Оперативно-производственная служба

+

+

+

Геологическая служба

+

+

+

Группа НИПР

+

-

-

Участок капитального и подземного ремонта скважин (Группа КПРС)

+

+

+

Газокомпрессорная служба

+

+

+

Участок КИП и А (Группа АСУ автоматики и телемеханики)

+

+

+

Участок энерговодоснабжения (Группа ЭВС)

+

+

+

Участок электрохимзащиты (Группа ЭХЗ)

+

+

-

Диспетчерская служба

+

+

+

Узел связи

+

+

+

Химлаборатория

+

+

+

Механическая мастерская

+

+

+

5. Служба пожарной охраны

+

-

-

29.3 Нормативная численность обслуживающего персонала

29.3.1 Приопределении численности обслуживающего персонала должны учитываться следующиефакторы:

уровень автоматизациипроизводства;

степень надежноститехнических средств;

возможностьпривлечения специализированных предприятий и организаций для выполненияремонтных работ и предоставления услуг;

возможностьмаксимального совмещения профессий и использование бригадных форм обслуживания;

особенностипроизводства, обуславливающие необходимость специального контроля за состояниемоборудования, загрязнением атмосферы, почвы и водоемов.

29.3.2 Расчетчисленности обслуживающего персонала рекомендуется производить, руководствуясьнормами, приведенными в документах [134-137,266,267,272].

29.3.3 Расчетчисленности пожарной охраны предприятия при условии ее создания производится понормам [231].

30 ФОНД ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ РАБОЧИХ, ИТР ИСЛУЖАЩИХ

30.1 Режим трудаследует устанавливать в соответствии с необходимым регламентом обслуживанияпроизводственных объектов и уровнем автоматизированного управления,предусмотренным проектом объекта МГДП, ГДП и СПХГ.

30.2 Суточный инедельный режим труда и отдыха на объектах МГДП, ГДП и СПХГ с непрерывным(рабочие, ИТР и служащие по добыче газа) и периодическим (ремонтная служба,административно-технический персонал и т.д.) процессами производстваустанавливается в соответствии с графиком сменности.

30.3 Для непрерывныхи периодических производств при пятидневной рабочей неделе следуетустанавливать режим работы в соответствии с трехсменным четырехбригаднымграфиком с пятидневным рабочим периодом.

30.4 Для работников,связанных с периодическим выездом на объект при безвахтовом методе (работаустановки в автоматическом режиме при управлении автоматическим процессом спульта диспетчера), следует устанавливать суммарный учет рабочего времени, прикотором продолжительность рабочего дня в отдельные периоды может превышатьустановленную для данного управления, с предоставлением в последующемдополнительных дней отдыха за переработку.

По согласованию спрофсоюзной организацией может быть установлен месячный и квартальный суммарныйучет рабочего времени.

31 СТЕПЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИМАТЕРИАЛОЕМКОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА

31.1 Оборудованиетехнологических установок объектов МГДП, ГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов»)закладываемое в проекты, должно выбираться с таким расчетом, чтобы гарантийныйнепрерывный срок его службы обеспечивал работу технологических установок нанепрерывном технологическом режиме по схеме основного и вспомогательногопроцесса в течение 20 лет эксплуатационного периода. Гарантийный непрерывныйсрок службы технологического оборудования, работающего в условиях рабочих сред,содержащих сероводород, принимается 12 лет.

31.2 С цельюповышения эффективности использования оборудования необходимо соблюдатьследующие условия:

технический уровеньзакладываемого в проекты оборудования должен отвечать требованиямнаучно-технического прогресса в газодобывающей отрасли;

оборудование должноиспользоваться по назначению и там, где оно дает наибольший экономическийэффект;

технологические схемыустановок должны строиться так, чтобы максимально возможное количествооборудования находилось в работе и минимальное - в резерве, ремонте и другихпростоях;

система профилактикии организации планово-предупредительных работ (ППР) оборудования,предусматриваемая проектом, должна быть на высоком техническом уровне.

31.3 Вразрабатываемых проектах объектов должны быть приведены показатели ихматериало- и энергоемкости в сравнении с аналогичными показателями ранеевыполненных проектов или достигнутыми показателями на передовых отечественных илучших зарубежных предприятиях.

31.4 Подматериалоемкостью проектируемого предприятия понимается удельный расходосновных строительных материалов (стали, цемента, леса) на 1000 м3 добываемогогаза.

31.5 Подэнергоемкостью проектируемого предприятия понимается удельный расход топлива,электрической и тепловой энергии на 1000 м3 добываемого газа.

31.6 Припроектировании объектов рекомендуется достижение минимальных показателейматериало- и энергоемкости без нанесения ущерба нормальной эксплуатациипредприятия и окружающей среде.

32 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВНА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

32.1 Вразрабатываемых проектах объектов ГДП, МГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов»)следует определить удельные расходы топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) насобственные нужды и потери на основе расчетов по видам ТЭР и статьям расхода,приведенным в приложении И.

32.2 Для сниженияудельных расходов ТЭР на собственные нужды при проектировании объектов следуетпредусматривать:

автоматическоеподдержание заданного температурного режима в системах теплоснабжения,отопления и вентиляции;

использованиеогневого подогрева теплоносителя и технологических жидкостей, руководствуясьдокументами [45,138,139].

оптимальноерасположение на площадке энергоиспользующего и энергоснабжающего оборудования;

закрытуюцентрализованную систему сбора газа и конденсата;

целесообразнуюутилизацию низконапорного газа и газа выветривания конденсата с помощью эжекторныхустановок;

автоматизированныесистемы учета топливного газа на собственные нужды;

рациональные режимыобогрева помещений объектов при переходе на безвахтенный метод обслуживания;

применение установокаэрозольного ингибирования коллекторов, обеспечивающих сокращение выбросов ватмосферу.

32.3 Использованиевторичных энергетических ресурсов

32.3.1 В схемахтехнологических установок необходимо предусматривать рекуперацию и утилизациювторичных источников теплоты (дымовых газов печей, выхлопных газов газомотокомпрессорови газовых турбин, компримирования газа, вытяжного воздуха в системахвентиляции, горячего воздуха АВО и т.п.) при технической возможности иэкономической целесообразности.

32.3.2 На стадиипроектирования объектов следует определять реальных и потенциальныхпотребителей утилизируемой теплоты ДКЦ (объекты жилищно-бытового строительства,сельскохозяйственного производства и т. п.) и выполнять технико-экономическиеобоснования использования вторичных энергетических ресурсов внешними потребителями,расположенными вблизи объектов.

32.3.3 В проектах ДКЦнеобходимо предусматривать использование вторичных топливно-энергетическихресурсов и теплоты отходящих продуктов технологических процессов длясобственных нужд, сельскохозяйственных и других возможных внешних потребителей.

32.3.4 При размещенииутилизационного теплообменника в выхлопном газоходе газотурбинного двигателяполное сопротивление выхлопного тракта не должно превышать сопротивления,допустимого по техническим условиям этого двигателя.

32.3.5 Утилизационныеустановки, предназначенные для теплоснабжения и горячего водоснабжения внешнегопотребителя, следует проектировать индивидуально с учетом конкретных условийпотребителей. Система теплоснабжения внешних потребителей должна бытьнезависимой от системы теплоснабжения газодобывающего предприятия.

32.3.6 В проектахследует предусматривать мероприятия по обеспечению безотходного производства:

дренаж пылеуловителейв закрытую систему;

сбор и вывод масла,не подлежащего регенерации на КС, на центральную установку регенерации масел;

охлаждение газа,масла, антифриза в АВО.

33 МЕХАНИЗАЦИЯ ТРУДОЕМКИХ РАБОТ

Общие требования

33.1 Проектированиеобъектов должно предусматривать максимальную механизацию трудоемких работ,имеющих место в процессе их эксплуатации. При этом следует руководствоватьсяправилами и положениями, изложенными в нормативных документах [16, 44,140,141].

33.2 Механизациятруда на объектах должна предусматривать:

применениепередвижных подъемно-транспортных средств - пневмоколесных и автомобильныхкранов, автопогрузчиков, электропогрузчиков, башенных кранов, трайлеров идругих подъемно-транспортных механизмов;

механизацию монтажныхи демонтажных работ по всему комплексу оборудования объектов;

ремонтные площадки свъездом автотранспорта для монтажа и демонтажа оборудования, расположенного поднавесом;

компоновочныерешения, позволяющие использование передвижных подъемно-транспортных средств.

33.3 Стационарныеподъемные средства рекомендуется применять для оборудования, устанавливаемоговнутри помещений, либо в случае невозможности использовать передвижныесредства.

33.4 При выборесамоходных средств механизации следует иметь в виду, что въезд их вовзрывоопасные зоны допускается при оборудовании их соответствующимивзрывозащитными устройствами.

33.5 В местахпересечения проездов с трассами надземных трубопроводов расстояние от низатрубы до поверхности дорог должно быть не менее 5 м. В случаях применениякранов большей грузоподъемности (больше 25 т) эта высота должна быть увеличена,при этом высоту крана принимать в транспортном положении.

33.6 Технологическиеустановки следует обустроить сетью для подключения электросварочногооборудования.

33.7 Трудоемкиеоперации по складированию должны быть механизированы, а применение ручноготруда сведено к минимуму.

Сыпучие грузы вупаковке, как правило, должны располагаться на поддонах. Механизация работ наустановках по видам оборудования

33.8 Компрессоры

33.8.1 Вкомпрессорных цехах, расположенных в закрытых зданиях или под навесом, следуетприменять передвижные мостовые или стационарные подвесные грузоподъемныесредства соответствующего конструктивного исполнения в зависимости от классавзрывоопасной зоны, категории группы взрывоопасной смеси.

Мостовые краныприменяются только при технико-экономическом обосновании.

33.8.2Грузоподъемность крана должна быть рассчитана на массу наиболее тяжелого узлаагрегата.

В случае применениямалогабаритного компрессорного оборудования допускается приниматьгрузоподъемность крана по массе всего агрегата, включая электродвигатель.

33.8.3 Высотаустановки грузоподъемных средств должна быть обоснована требованиями [141]с учетом отметки пола, высоты узла компрессора, угла строповки, запаса высотыпри перемещении груза над оборудованием, либо выступающими частями илисооружениями здания.

33.8.4 Вовзрывоопасных компрессорных следует устанавливать взрывозащищенныеэлектрические краны в соответствии с правилами [16]или ручные краны во взрывобезопасном исполнении из расчета - один ручной кранна каждые 30 м длины машинного зала компрессорной.

33.9 Насосы

33.9.1 В насосных,расположенных в закрытых зданиях или под навесом, следует применять передвижныеили стационарные подвесные грузоподъемные средства, монорельсы, а также проездыдля электропогрузчиков и тележек. Грузоподъемные устройства должны обеспечиватьвозможность погрузки насосов и отдельных узлов на передвижные транспортные средства.

Длину несущих балокподвесных кранов следует выбирать с учетом зоны монтажных-демонтажных работ внасосной.

33.9.2 Припроектировании предусматривать выполнение монтажа, исключающего необходимостьпередвижения груза над оборудованием. При необходимости перемещения груза надоборудованием должно быть обосновано увеличение высоты здания, навеса илипостамента.

33.10 Колонные аппараты, реакторы, мешалки

33.10.1 На колонныхаппаратах целесообразно предусматривать поворотные краны-укосины и отводныеблоки. Грузоподъемность и вылет принимать с учетом диаметра колонны,максимальной массы поднимаемого груза и размеров вспомогательных площадок.Укосина должна, как правило, обеспечивать подъем груза лебедкой непосредственнос нулевой отметки.

Выход из лифтов в помещениес производственной категорией А, Б должен производиться через тамбур-шлюз.

33.11 Теплообменная аппаратура и аппараты воздушногоохлаждения

Все ремонтные работына теплообменных кожухотрубчатых аппаратах и воздушного охлаждения должныпроизводиться с помощью передвижных кранов и приспособлений длядемонтажа-монтажа съемных частей (салазки, тележки и т.д.).

При невозможностииспользования передвижных средств (отсутствие шарниров на крышках и коробах)допускается механизация ремонтных работ на базе стационарно установленныхсредств для снятия крышек и распределительных коробок.

33.12 Механизация при обслуживания светильников

При высоте подвесныхсветильников более 4,5 м предусматривать специальные устройства для ихобслуживания:

а) обслуживающиеплощадки на мостовых и подвесных кранах;

б) специальныепередвижные устройства;

в) стационарныемостики (в обоснованных случаях).

33.13 Оборудование, устанавливаемое на этажерках

33.13.1 Длямонтажа-демонтажа оборудования, устанавливаемого на этажерках, необходимопредусматривать подвесные краны грузоподъемностью, соответствующей максимальноймассе монтируемой детали, или монорельсы, при расположении оборудования влинию, с возможностью передачи узлов к монтажному проему и обеспечению погрузкина автотранспорт.

Для монтажа-демонтажаузлов и оборудования с верхнего этажа необходимо применять передвижные крановыесредства.

33.14 Предохранительные клапаны и трубопроводная арматура

33.14.1 Над всемипредохранительными клапанами, масса которых превышает 50 кг, необходимоустанавливать монорельсы или поворотные краны-укосины, либо предусматриватьвозможность использования передвижных грузоподъемных устройств.

33.14.2Монтаж-демонтаж трубопроводной арматуры массой более 50 кг долженосуществляться средствами механизации. Внутри зданий, под навесами, подпостаментами механизация демонтажно-монтажных работ по ремонту арматуры, какправило, должна решаться грузоподъемными средствами, предназначенными дляремонта оборудования.

Для арматуры,устанавливаемой вне зданий на открытых площадках, в зависимости от техническихвозможностей монтажа, предусматривать передвижные подъемно-транспортныесредства.

33.14.3 Местаустановки тяжелой арматуры (масса узла более 50 кг) на трассах трубопроводовопределять с учетом обеспечения механизации работ по их ремонту, монтажу идемонтажу.

Для механизации этихработ следует предусматривать использование соответствующих передвижныхгрузоподъемных механизмов и обеспечивать необходимые подъезды для них.

При невозможностииспользования передвижных механизмов могут применяться стационарные средствамеханизации типа монорельса.

33.15 Печи

Ремонтные работы напечах производить передвижными кранами и тракторными лебедками, для чегопредусмотреть подъезды и свободное пространство для работы автокрана.

Стационарные средствамеханизации должны предусматриваться для съемки тяжелого оборудования или егочастей (деталей).

33.16 Оборудованиерезервуарных парков

Для проведенияремонтных работ в резервуарных парках в зависимости от массы арматурыпредусматривать передвижные подъемно-транспортные средства.

Трубопроводы должныбыть проложены с учетом обеспечения монтажа-демонтажа арматуры передвижнымиподъемно-транспортными средствами.

Подъем на крышурезервуаров арматуры и клапанов массой более 50 кг и более осуществлять спомощью кранов-укосин, либо передвижных грузоподъемных механизмов.

34 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

34.1 Охранаокружающей среды должна обеспечиваться процедурой учета экологическихтребований законодательства Российской Федерации и всем комплексом техническихрешений проекта и отражаться в соответствующих частях и разделах.

Состав, порядокразработки, согласования и утверждения проектной документации определяются всоответствии с положениями действующих нормативных документов [2,3,4,143-145,244,245],а также Федерального закона Российской Федерации «Об экологической экспертизе»от 23.11.95 № 174-ФЗ(в редакции Федерального закона от 15.04.98 № 65-ФЗ), Положения об оценкевоздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду вРоссийской Федерации, утвержденной Приказом Госкомэкологии РФ от 16.05.2000 №372, Порядка проведения государственной экспертизы и утвержденииградостроительной, предпроектной и проектной документации, утвержденнойпостановлением Правительства РФ от 27.12.00 № 1008.

34.2 В соответствии сдействующими нормативно-методическими документами [2,3,142-145]в проектах, в рамках части «Охрана окружающей среды» в обязательном порядкедолжны быть предусмотрены разделы:

«Охрана атмосферноговоздуха от загрязнения»;

«Охрана поверхностныхи подземных вод от истощения и загрязнения»;

«Охрана ирациональное использование земельных ресурсов».

34.3 В части «Охраныатмосферного воздуха от загрязнения» должен учитываться существующий уровеньзагрязнения атмосферы - фон. Данные по фоновым концентрациям запрашиваются втерриториальном органе Роскомгидромета или других организациях, имеющихсоответствующие лицензии на ведение работ и предоставление данных.

В случае отсутствияданных по фоновым концентрациям учет существующих фоновых концентрацийпроизводится в соответствии с методикой [21].

34.4 В целяхпредотвращения загрязнения атмосферного воздуха в проектах обустройства МГДП,ГДП и СПХГ (в дальнейшем: «в проектах») следует предусматривать мероприятия,направленные на снижение выбросов загрязняющих веществ. Мероприятия должны бытьпредусмотрены на нормальный режим работы и периоды плановых остановокоборудования.

В проектах должныбыть разработаны мероприятия, направленные на снижение загрязнения воздушногобассейна на случай аварийной ситуации.

34.5 На случайнеблагоприятных метеорологических условий проект должен содержать переченьмероприятий, разработанных согласно указаниям [146].

34.6 В проекте долженпредусматриваться контроль на источниках выброса загрязняющих веществ всоответствии с руководством [147],а также, при необходимости, контроль на территории предприятия и в пределахсанитарно-защитной зоны в соответствии с действующими нормативными документами.

Качество атмосферноговоздуха должно отвечать требованиям [148,149],воздуха рабочих помещений и рабочей зоны - требованиям [96].

34.7 В проектахдолжно быть представлено обоснование размеров предлагаемой санитарно-защитнойзоны предприятия. Нормативная СЗЗ может быть принята в соответствии с нормами [246]и скорректирована с учетом требований [21].

34.8 В процессепроведения изыскательских работ при выборе места размещения площадочныхобъектов и трасс линейных коммуникаций в обязательном порядке следует соблюдатьтребования действующих общероссийских и региональных законодательных актов, нормативно-методическихдокументов [10,246-250]в отношении ограничений хозяйственной деятельности на территории размещенияпроектируемых объектов.

34.9 В целяхпредотвращения истощения водных объектов в проектах необходимо предусматриватьследующие мероприятия:

максимальноеиспользование воздушного охлаждения газа, продуктов переработки газа и газовогоконденсата;

применение огневогоподогрева в процессах регенерации ингибитора гидратообразования и абсорбента;

применениеспециальных затворных жидкостей для уплотнения сальников технологическихнасосов;

использование системоборотного водоснабжения для охлаждения сальников и подшипников насосов ивоздушных компрессоров;

использование системыоборотного водоснабжения для мойки автомобилей с устройством локальных очистныхсооружений;

повторноеиспользование очищенных бытовых сточных вод и дождевого стока дляполиво-моечных нужд;

использованиеминерализованных вод вместо вод питьевого качества на производственные ипротивопожарные нужды;

установкуизмерительных устройств для учета воды на вводах водопровода на промплощадки ив отдельные здания.

34.10 В целяхпредотвращения загрязнения водных объектов в проектах следует предусматривать:

комплекс сооружениймеханической и химической очистки производственных сточных вод до показателей,позволяющих захоронение данных сточных вод в глубокие поглощающие горизонтыземной коры в соответствии с действующими нормативными документами [150-152,251];

сооружениябиологической очистки бытовых сточных вод до показателей, позволяющих сбросданных сточных вод в поверхностные водные объекты, с проведением расчетапредельно допустимых сбросов [ПДС] в соответствии с действующими нормативными иметодическими документами [153-160]или на рельеф (по согласованию с органами, уполномоченными в области охраныокружающей среды), а также захоронение в глубокие поглощающие горизонты земнойкоры.

В соответствии сместными условиями, при отсутствии возможности сброса очищенных бытовых сточныхвод в водные объекты, в проектах следует предусматривать бессточныепруды-накопители (испарители), гидроизолированные и обвалованные, с системойнаблюдательных скважин, пробуренных на грунтовые воды, а при необходимости, ина первые от поверхности напорные горизонты пресных вод [151,159].Очищенные бытовые сточные воды из пруда-накопителя (испарителя) с учетомместных условий должны максимально использоваться на полив зеленых насажденийна территории предприятия или сельскохозяйственных культур [160,161].

34.11 В целяхпредотвращения попадания загрязненного дождевого стока в поверхностные иподземные воды, в проекте следует предусмотреть сбор загрязненного дождевогостока с территорий обвалованных и отбортованных технологических площадок ирезервуарных парков [7].Кроме обваловки или отбортовки вышеуказанных площадок, следует предусмотретьпокрытие из водо- и нефтестойких материалов.

После очисткидождевой сток и талые воды, в зависимости от местных условий, следует:

направлять наповторное использование для поливо-моечных нужд;

сбрасывать вповерхностные водные объекты (или на рельеф) совместно с очищенными бытовымисточными водами;

захоронять в глубокиепоглощающие горизонты совместно с очищенными бытовыми и производственнымисточными водами.

34.12 При пересеченииводотоков трассами линейных коммуникаций, проектировании водозаборовповерхностных вод и гидронамывных карьеров проект должен содержать выполненныйспециализированной организацией рыбохозяйственный раздел, включающий расчетущерба рыбному хозяйству при реализации намечаемой деятельности [162].

34.13 Проекты должнысодержать предложения по предотвращению аварийных сбросов сточных вод итехнологических продуктов.

34.14 В проектахследует предусматривать регулярный контроль за количеством и составом сточныхвод, а также природных водных объектов на территории месторождения.

Для контроля заколичеством сточных вод в проектах следует предусматривать установкуизмерительных устройств в насосных станциях по закачке сточных вод в пласт инасосных станциях по сбросу сточных вод в водные объекты (или на рельеф).

Переченьконтролируемых показателей точки отбора проб следует определять в соответствиис действующими нормативными и методическими документами [156,157,163-166,251].

Контроль захимическим составом сточных и природных вод следует вести в соответствии сдействующими нормативными документами [167,168].

34.15 Длярационального использования и охраны земельных ресурсов при размещении объектовМГДП, ГДП и СПХГ перед началом проектирования необходимы следующие материалы осуществующем состоянии территории предполагаемого размещения объекта:

характерхозяйственного использования земель (сельскохозяйственное, лесохозяйственное,рекреационное, заповедное и т. п.);

распределение земельпо категориям и землепользователям;

наличие, размеры иместоположение нарушенных, деградированных или бросовых земель;

почвенно-растительныеусловия осваиваемой территории.

34.16 На основанииинформации о территории размещения объекта в проектах необходимопредусматривать:

размещение объектовна наименее ценных в сельскохозяйственном и лесохозяйственном отношениитерриториях;

для уменьшения зонынегативного воздействия все строительно-монтажные работы проводятся строго впределах отводимых земельных участков;

экологическуюмаркировку с целью обозначения на местности особо охраняемых территорий(заповедники, заказники, памятники природы, историко-культурного наследия ит.д.) и разработки мероприятий по их сохранности;

для сокращенияплощадей, занимаемых под строительство необходимо: увеличение коэффициентазастройки территорий, применение однотрубной системы сбора и транспорта нефти,газа и пластовой воды, группирование скважин в кусты (по возможности) ипроведение наклонного бурения, прокладывание промысловых коммуникаций одногоназначения, идущих параллельно, в одной траншее;

для предотвращенияпроцессов подтопления и болотообразования необходимы мероприятия по сохранениюсистемы естественного стока;

для предотвращениязагрязнения почвенного покрова бытовыми отходами необходим их организованныйсбор и последующая утилизация, а также организованная локализация бытовых ипроизводственных сточных вод после очистки их в системе очистных сооружений.

34.17 Длявосстановления нарушенных в процессе строительства земельных участковнеобходимо предусматривать комплекс работ в соответствии с нормативнымидокументами [169-176,252,253].Рекультивации подлежат земли всех категорий. Мероприятия по рекультивациипроводятся в зависимости от природно-климатических условий районастроительства, хозяйственной освоенности территории и рельефа местности.

В комплексрекультивационных работ входят:

техническаярекультивация;

специальнаяинженерная рекультивация;

биологическаярекультивация.

34.18 В проектахследует предусматривать почвенно-экологический контроль, проводимый всоответствии с [254,255и 256].Контроль загрязнения почв химическими веществами осуществляется путемсопоставления уровня содержания этих веществ с ПДК, а контроль деградациисобственно почвенных свойств осуществляется сравнением с показателями фоновых(неизменных) условий.

34.19 В соответствиис действующими нормативно-методическими документами [2-4,143-145]в проектах должны быть предусмотрены мероприятия по охране почв от отходовпроизводства и потребления.

Для каждого видаобразующегося отхода должны быть приведены состав, класс опасности [177-179],количество [122,180,181],способы сбора отходов [177,178,182-184],их размещения [159,177,178,182-184],обезвреживания и использования (утилизации).

В проектах следуетпредусматривать в максимально возможном объеме мероприятия по переработкеобразующихся отходов с целью получения из них полезной продукции [160,161].

34.20 В проектахнеобходимо предусматривать производственный экологический мониторинг на периодстроительства и эксплуатации [145,247],включающий:

мониторинг источниковтехногенного воздействия;

мониторинг состояниякомпонентов природной среды;

инженерно-геокрилогическиймониторинг (для криолитозоны).

35 ОХРАНА ТРУДА

35.1 Охрана труда и техника безопасности

35.1.1 В соответствиис действующим нормативным документом [258]и Порядком проведения государственной экспертизы и утвержденииградостроительной, предпроектной и проектной документации, утвержденнойпостановлением Правительства РФ от 27.12.00 № 1008,в проектной документации объектов МГДП, ГДП и СПХГ (в дальнейшем «объектов»)должен быть предусмотрен раздел «Охрана труда». В части безопасностипроизводств, охраны труда и промышленной санитарии, в соответствии со статьями16 и 17 Основ законодательства РФ об охране труда, следует предусматривать:

внедрение системавтоматического и дистанционного управления производственным оборудованием ирегулирования технологическими процессами на взрывоопасных и вредныхпроизводствах в соответствии с требованиями государственных стандартов [185-187];

выполнение на стадиипроектирования акустического расчета предприятия с определением ожидаемыхуровней шума на постоянных рабочих местах, в рабочих зонах производственныхпомещений и на территории предприятий выше предельных значений установленныхсанитарными нормами [259];

выполнение на стадиипроектирования расчетов ожидаемых уровней всех возможных производственныхфакторов и на стадии проектирования разрабатывать мероприятия по снижениювоздействия их в соответствии с требованиями [179,187,188,260];

внедрение системавтоматического контроля и сигнализации уровней опасных и вредныхпроизводственных факторов на рабочих местах в соответствии с требованиями [96,189-196];

внедрение исовершенствование технических устройств, обеспечивающих защиту работников отпоражения электрическим током в соответствии с требованиями [16, 196-203];

установкупредохранительных и сигнализирующих устройств для безопасной эксплуатации иаварийной защиты производственного оборудования в соответствии с требованиями [204,205];

механизацию иавтоматизацию технологических процессов, связанных с хранением, перемещением,заполнением и опорожнением резервуаров (сосудов) ядовитыми, агрессивными,легковоспламеняющимися и горючими жидкостями в соответствии с требованиями [179,206-210];

применение новых исовершенствование имеющихся средств коллективной и индивидуальной защитыработников от воздействия опасных и вредных производственных факторов всоответствии с требованиями [195,211,212,260];

устройство новых иреконструкцию имеющихся отопительных и вентиляционных систем, тепловых ивоздушных завес, аспирационных и пылегазоулавливающих установок с цельюобеспечения нормального теплового режима и микроклимата в рабочих иобслуживающих зонах помещений в соответствии с требованиями [96,125];

соблюдениенеобходимого уровня естественного и искусственного освещения на рабочих местах,в цехах, бытовых помещениях, местах массового перехода людей на территорииобъектов в соответствии с требованиями норм [112,260,261];

планировку(перепланировку) размещения производственного оборудования, организацию рабочихмест с целью обеспечения безопасности работников в соответствии с требованиями[185];

нанесение напроизводственное оборудование, коммуникации и другие объекты сигнальных цветови знаков безопасности в соответствии с требованиями [213-215];

своевременноеудаление и обезвреживание отходов производства, очистку воздуховодов ивентиляционных установок, осветительной арматуры, окон, фрамуг, световыхфонарей в соответствии с требованиями [112];

приведение зданий(производственных, административных, общественных, складских), сооружений,строительных и промышленных площадок (при реконструкции и техническомперевооружении) к нормам в соответствии с требованиями [17,131,216-218];

устройство надействующих объектах новых и реконструкцию имеющихся санитарно-бытовыхпомещений, мест организации отдыха, комнат психологической разгрузки, уголковпо охране труда и техники безопасности, а также укрытий от солнечных лучей иатмосферных осадков при работах на открытом воздухе в соответствии стребованиями [17].

35.1.2 Для МГДП, ГДПи СПХГ следует предусматривать газоспасательную службу. Необходимость,структура и численность ГСС должны указываться в задании на проектирование.

35.1.3 Конструкциятехнологического оборудования для взрывоопасных и вредных веществ должнаобеспечивать его герметичность. Требования к насосам, перекачивающим вредныевещества 1, 2 и 3 классов опасности, ЛВЖ и СГ изложены в разделе 9 (п.п.9.6.1-9.6.5) настоящих норм.

35.1.4 На установках,имеющих кислоты, щелочи и другие вещества, требующие немедленного смыва,необходимо устанавливать душевые или фонтанчики.

35.1.5 Снижениеопасности производства при аварийных ситуациях следует осуществлять всоответствии с рекомендациями разделов 36и 37 настоящихнорм.

36 НАДЕЖНОСТЬ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МГДП, ГДП ИСПХГ

36.1 В соответствии сКонцепцией [219],Положением [220]и Порядком проведения государственной экспертизы и утвержденииградостроительной, предпроектной и проектной документации, утвержденной постановлениемПравительства РФ от 27.12.00 № 1008проекты обустройства МГДП, ГДП и СПХГ должны включать в свой состав раздел«Анализ безопасности производственных процессов и оценка риска аварий приэксплуатации объектов».

Этот раздел долженвключать:

оценку опасностиимеющихся на производстве сырья, реагентов, катализаторов, промежуточных ицелевых продуктов, отходов производства;

оценку опасностипроизводственных операций, проводящихся в процессе эксплуатации, при подготовкеи проведении ремонтных работ;

анализ аварийныхситуаций, возможных на производстве по причине прекращения снабжения егоразличного вида энергоресурсами (электроэнергией, водой, теплоносителями,воздухом КИП и А и т.д.), отклонений от нормальных технологических режимов,выхода из строя отдельных видов оборудования, сбоев или отказов в работе системавтоматической защиты (блокировок) организационных и человеческих ошибок,воздействия сил природы (стихийных бедствий) и др.;

анализ возможныхпричин возникновения и развития аварийных ситуаций;

анализ возможныхпоследствий пожара, взрыва и выбросов продуктов на эксплуатационный персонал инаселение близлежащей местности, на окружающую природную среду и для всегопредприятия в целом;

оценку вероятностейразличных аварийных сценариев;

оценку возможногочисла пострадавших, с учетом смертельно пораженных среди персонала и населенияв случае аварии;

оценку величинывозможного ущерба физическим и юридическим лицам в случае аварии;

оценку компоновкигенплана и размещения оборудования с точки зрения пожаровзрывобезопасности;

оценку надежностисистем энергообеспечения, защиты аппаратов, оборудования и трубопроводов отповышения давления, систем обнаружения токсичных и горючих веществ, защиты иборьбы с пожарами.

36.2 При проведениианализа возможности возникновения аварийных ситуаций и оценки возможныхмасштабов аварийных последствий следует руководствоваться методическимирекомендациями [221].В качестве дополнительных нормативов и методических материалов следуетиспользовать методики и правила [222-223].

36.3 По результатаманализа безопасности технологического процесса и оценки эксплуатационного рискадолжны быть разработаны технические решения и мероприятия, направленные наобеспечение безопасной эксплуатации объектов путем предотвращения, уменьшенияили защиты от факторов риска, а также на сведение к минимуму последствийматериального ущерба от аварий.

36.4 Проектыобустройства МГДП, ГДП и СПХГ должны включать в свой состав декларациюбезопасности промышленного объекта. Порядок разработки декларации безопасностии требования к ее структурным элементам должны соответствовать Положению [224].

Раздел проекта«Анализ безопасности и оценки аварийного риска при эксплуатации объекта» долженвходить в состав декларации безопасности в качестве составной части.

37 ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

37.1 Вопросыобеспечения противопожарной защиты объектов газодобывающих предприятий истанций подземного хранения газа должны решаться в соответствии с требованияминормативных документов в области пожарной безопасности.

37.2 Проектами МГДП,ГДП и СПХГ (далее - предприятий) в соответствии с нормативными документами [8-10,12-14, 16-18,23,32,71,95,107,111,115,116,119, 131,225,230,263]необходимо предусматривать осуществление комплекса технических иорганизационных мероприятий для предотвращения и ликвидации пожаров сорганизацией специальной службы - пожарной охраны, соответствующей требованиямнорм [3,230,241].

37.3 Генеральныепланы предприятий должны соответствовать нормам [13,16, 18,49,108,225,229],регламентирующим противопожарные разрывы между зданиями, сооружениями итехнологическими установками, а также устройство подъездов и разъездов дляпожарной техники.

37.4 Обеспечениезданий и сооружений системами внутреннего и наружного пожаротушения необходимопринимать в соответствии с нормами [10,130,119].

37.5 Противопожарнаязащита открытых технологических аппаратов, установок, колонн, агрегатов, блоковдолжна осуществляться в соответствии с нормами [49].

37.6 Пожарное депо(при его необходимости) проектируется одно на группу предприятий, расположенныхот него на расстоянии, считая по протяженности автодорог с твердым покрытием, вобщем случае - до 12 км, при наличии в газе сернистых соединений - не более 4км.

При этом напредприятиях, которые не подпадают под действие норм [230],следует предусматривать пожарные посты.

37.7 Объектыпредприятий подлежат оборудованию автоматическими системами обнаружения итушения пожара в соответствии с отраслевым Перечнем [8]и нормами [115,121].

37.8 Системаоповещения людей о пожаре, состоящая из громкоговорящей связи, световой извуковой сигнализации, должна предусматриваться в соответствии с нормами [108,116].

37.9 Первичныесредства пожаротушения должны предусматриваться проектной документациейнезависимо от источников финансирования этих средств.

37.10 Пожарные депоили пожарные посты ГДП и СПХГ должны быть соединены прямой телефонной связью скоммутатором телефонной станции ГДП и СПХГ.

Между пунктами связипожарного депо и пожарными машинами необходима радиосвязь.

37.11 Помимо,изложенных в данном разделе, общих положений необходимо руководствоваться такжеспециализированными требованиями, приведенными в других разделах исоответствующих ссылочных документах настоящих норм.

38 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

38.1 Основнымитехнико-экономическими показателями в проектах обустройства газовых,газоконденсатных месторождений и создания СПХГ являются:

годовой отбор газа игазового конденсата по МГДП, ГДП или активная емкость ПХГ;

максимальная суточнаяпроизводительность ПХГ;

капиталовложения;

себестоимость добычиили закачки, хранения и отбора газа;

чистыйдисконтированный доход;

индекс доходности;

внутренняя нормадоходности;

срок окупаемостикапитальных вложений.

Основныетехнико-экономические показатели обустройства МГДП и ГДП приведены в приложенииК,а ПХГ в приложении Л.

Технико-экономическиепоказатели необходимо определять за весь срок эксплуатации МГДП, ГДП или ПХГ.

38.1.1 Исходнымиданными для расчета экономических показателей по обустройству газовогоместорождения являются:

промышленные запасыгаза и газового конденсата месторождения по категориям А+В+С1 и С2;

компонентный составгаза и газового конденсата, коэффициент извлечения запасов;

начальные давления -пластовое, устьевое и динамика их изменения по годам;

объем добычи газа игазового конденсата по годам разработки;

выход готовыхпродуктов (газ, стабильный конденсат, сжиженные газы, бензин, дизтопливо,печное топливо и т.п.);

направление подачигаза: наименование магистрального газопровода, в который будет подаваться газ,диаметр труб и рабочее давление в газопроводе;

направление и способтранспортировки газового конденсата - трубопроводный в емкостях по авто- ижелезным дорогам, в танкерах (речных или морских);

диаметр труб ирабочее давление в конденсатопроводе;

источники энерго- иводоснабжения;

состав основныхобъектов газодобывающего предприятия: число скважин, кустов скважин, установокподготовки газа, УСК, УКТ, ДКС и других объектов, связанных с особенностямиобустройства месторождения и составом газа, тип машин и оборудования, ихмощность с указанием сроков ввода;

основные особенностиместорождения и его обустройства, влияющие на технико-экономические показателигазодобывающего предприятия, территориально-климатические и геологическиеусловия, состав газа и газового конденсата, конструктивный тип оборудования (вмодульном, блочно-комплектном, индивидуальном исполнении);

цены реализациипродукции, налоги.

38.1.2 Исходнымиданными для расчетов экономических показателей по обустройству СПХГ являются:

объем активного газа;

объем закачиваемогобуферного газа;

объем извлекаемогоостаточного газа залежи, переводимого в буферный газ;

количествоэксплуатационных скважин, в том числе вновь вводимых, наблюдательных,контрольных и поглотительных;

количествогазораспределительных пунктов;

количество и типмашин на компрессорной станции;

стоимостьсуществующих фондов, подлежащих использованию на ПХГ;

параметрыгазораспределительных и соединительных газопроводов;

максимальная суточнаяпроизводительность по отбору и закачке газа;

тариф за хранениегаза, налоги.

38.2 Капиталовложения

38.2.1 Капитальныевложения в создание МГДП, ГДП и СПХГ складываются из затрат на промышленное ижилищно-гражданское строительство.

Затраты напромышленное и жилищно-гражданское строительство включают затраты на бурениеэксплуатационных скважин и обустройство газодобывающего предприятия с учетомвложений в производственную инфраструктуру района.

38.2.2 Затраты набурение скважин рассчитываются, исходя из метража и стоимости 1 м проходки взависимости от глубины скважин, местных условий и технологии бурения.

38.2.3 Капитальныевложения в обустройство МГДП, ГДП и СПХГ складываются из затрат на обвязкускважин, трубопроводов, технологических установок, ДКС, объектовводоэнергоснабжения, а также затрат на строительство внутрипромысловых дорог.

38.2.4 К затратам наинфраструктуру района относятся: автомобильные и железные дорогиреспубликанского и общерайонного значения, перевалочные базы, речные порты,аэродромы и т.п.

38.2.5 Капитальныевложения в обустройство объектов МГДП, ГДП и СПХГ определяютсясметно-финансовым расчетом стоимости строительства объектов согласнометодических указаний [233].

38.2.6 Капитальныевложения в добычу отдельных компонентов (газ, газовый конденсат) распределяютсяв соответствии с методикой [234].

38.2.7 Удельныекапиталовложения в создание МГДП или ГДП рассчитываются на 1 000 м3годовой добычи газа и тонны газового конденсата.

38.2.8 Себестоимостьзакачиваемого буферного газа принимается по единой оптовой цене, действующей навремя создания ПХГ.

Цена оставшегося вместорождении определенного количества газа (Си), который можно извлечь ииспользовать в качестве буферного, производится по формуле:

Си = Q (Цр- Э + З),

где Q - извлекаемые остаточные запасы газа;

Цр - цена реализации1000 м3 газа для данного газодобывающего района;

Э - текущиеэксплуатационные затраты на добычу 1000 м3 газа на данномместорождении;

З - возмещение затратна 1000 м3 газа на поисково-разведочные работы.

38.3 Себестоимостьдобычи газа

38.3.1 Для расчетасебестоимости добычи газа определяется общая сумма годовых эксплуатационныхрасходов МГДП, ГДП или СПХГ.

38.3.2 Расчет годовыхэксплуатационных расходов производится в соответствии с рекомендациями [235].

38.3.3 В структуресебестоимости добычи газа выделяют материальные затраты, амортизационныеотчисления, заработную плату и прочие расходы, платежи за право пользованиянедрами, платежи за предельно-допустимые выбросы загрязняющих веществ, налоги,включаемые в себестоимость.

38.3.4 Материальныезатраты определяются по нормам технологического проектирования и ценам наматериалы и энергию по действующим в период выполнения расчетов прейскурантам.

38.3.5Амортизационные отчисления рассчитываются по нормам, действующим в периодвыполнения расчетов.

38.3.6 Расходы назаработную плату определяются на основании штатных расписаний и среднегодовойзаработной платы с учетом районных надбавок (коэффициентов) к заработной плате.

38.3.7 Прочиеэксплуатационные расходы, в которых учитываются затраты на содержание, ремонт иэксплуатацию оборудования, общепромысловые расходы принимаются укрупненно вразмере 10-30 % для МГДП или ГДП и 10-20 % для ПХГ от затрат по пунктам 38.3.4,38.3.5 и 38.3.6.

38.3.8 Распределениегодовых эксплуатационных расходов на добычу отдельных продуктов (газ, газовыйконденсат) производится в соответствии с п. 38.2.6.

38.3.9 Платежи заправо пользования недрами определяются по ставкам платежей за право пользованиянедрами [236].

38.3.10 Платежи запредельно допустимые выбросы загрязняющих веществ определяются согласно нормам[237].

38.3.11 Платежи за пользованиеводными объектами производятся согласно [238].

38.3.12 Себестоимостьдобычи газа и газового конденсата рассчитывается на 1000 м3добываемого газа и 1 т газового конденсата.

38.3.13 Методикарасчета себестоимости закачки, хранения и отбора 1000 м3 активногогаза на ПХГ аналогична пп. 38.5.1-38.5.7.

Примечание. Схема расчета эксплуатационных расходов и себестоимостипродукции промысла и ПХГ приведена в приложении М.

38.4 Экономическаяэффективность капитальных вложений

38.4.1 Эффективностькапитальных вложений определяется сопоставлением эффекта и затрат. Для этого, всоответствии с рекомендациями [239],рассчитываются величины сравнительной и коммерческой эффективности.

38.4.2 Сравнительнаяэффективность различных вариантов обустройства определяется:

при выборетехнологической схемы обустройства газового, газоконденсатного месторождения иПХГ;

при обоснованииэффективности сооружения газосборных трубопроводов и газосборных коллекторов;

при определенииоптимальных размеров установок подготовки газа, УСК и УПК;

при выборе типапривода газоперекачивающих агрегатов на ДКС и в других случаях.

38.4.3 Сравнительнаяэффективность капитальных вложений определяется в зависимости от наличияисходных данных по суммарным дисконтированным затратам.

38.4.4 Суммарныедисконтированные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущихзатрат (себестоимость без амортизации) и капитальных вложений, приведенных кодинаковой размерности.

38.4.5 Расчетыэкономической эффективности на стадии проектирования должны базироваться наданных по объему продукции, капитальным вложениям, себестоимости и другимпоказателям за весь период разработки месторождения.

38.4.6 Основнымипоказателями коммерческой эффективности инвестиций в создании предприятияявляются:

чистая прибыль;

поток реальных денег;

чистыйдисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности(ИД);

внутренняя нормадоходности (ВИД);

срок окупаемости.

38.4.7 Чистая прибыльопределяется как общий доход (выручка), полученная в каждом временном отрезкедеятельности предприятия за вычетом всех платежей, связанных с ее получением.Амортизация на реновацию рассматривается как финансовый ресурс окупаемостикапитальных вложений.

38.4.8 Поток реальныхденег состоит из сопоставления за весь период эксплуатации чистой прибыли иинвестиционных расходов. Инвестиционные расходы включаются в денежный поток сотрицательным знаком. Инвестиционные расходы включают в себя капитальныевложения и потребность в оборотном капитале.

38.4.9 Чистыйдисконтированный доход представляет собой дисконтированный накопленный денежныйпоток при фиксированной дисконтной ставке. Условием для принятия решения обэффективности инвестиций является максимальное положительное значение чистогодисконтированного дохода.

38.4.10 Внутренняянорма доходности - это минимально-допустимый размер прибыли, который долженполучить инвестор с каждого рубля капиталовложений.

38.4.11 Срококупаемости капитальных вложений определяется продолжительностью периода отначального момента до момента окупаемости. Моментом окупаемости называется тотнаиболее ранний момент времени в расчетном периоде: после которого текущийчистый доход становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Срококупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования [239]с начала инвестиций или с начала эксплуатации.

38.4.12 Индексдоходности инвестиций - отношение суммы элементов денежного потока отоперационной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежногопотока от инвестиционной деятельности. Индекс доходности дисконтированныхинвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока отоперационной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммыэлементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

38.5 Сравнениеосновных технико-экономических показателей с показателями аналогичного объекта

38.5.1Сравнение производится с показателями, определенными в составе обоснованияинвестиций данного проекта и/или показателями аналогичного объекта. Основныепоказатели для сравнения ГДП и МГДП приведены в таблице 38.1.

Таблица 38.1

Показатели

Данные по проектируемому ГДП и МГДП

Данные, определенные в составе обоснования инвестиций

Данные по аналогу

Производительность МГДП или ГДП, добываемого газа млрд. м3/год

 

 

 

Удельные показатели:

 

 

 

Капиталовложения в обустройство МГДП или ГДП (К) на 1 000 м3 газа, руб. *)

 

 

 

Себестоимость добычи (С) 1 000 м3 газа руб. **)

 

 

 

Суммарные дисконтированные затраты, тыс. руб.

 

 

 

Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.

 

 

 

Внутренняя норма доходности, %

 

 

 

Производительность (выработка в год на одного работающего) по добыче газа, млн. м3

 

 

 

Энергоемкость, кВт. ч/1 000 м3

 

 

 

Примечания:

*) Без бурения скважин.

**) Без учета возмещения затрат на ГРР.

38.5.2 Основные показатели для сравнения подземныххранилищ приведены в таблице 38.2.

Таблица 38.2

Показатели

Данные по

проектируемому

ПХГ

Данные, определенные

в составе обоснования инвестиций

Данные

по аналогу

Общий объем хранилища, млн. м3

 

 

 

Объем активного газа, млн. м3

 

 

 

Буферный газ, млн. м3, в т. ч. подлежащий закачке, млн. м3

 

 

 

Максимально-суточный отбор, млн. м3/сутки

 

 

 

Максимально-суточная закачка, млн. м3/сутки

 

 

 

Удельные показатели:

 

 

 

Капиталовложения (К) на 1 000 м3 газа, руб.

 

 

 

Себестоимость (С) 1 000 м3 газа, руб.

 

 

 

Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.

 

 

 

Внутренняя норма доходности, %

 

 

 

Производительность (выработка в год на одного работающего) по добыче газа, млн. м3

 

 

 

Энергоемкость, кВт. ч/1 000 м3

 

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АВО - аппаратвоздушного охлаждения

АОГВ - аппаратотопительный горячего водоснабжения

ВНД - внутренняянорма доходности

ВОЛС - волоконно-оптическаялиния связи

ГДП - газодобывающеепредприятие

ГГ - горючий газ

ГЖ - горючая жидкость

ГИС -газоизмерительная станция

ГПА -газоперекачивающий агрегат

ГПЗ -газоперерабатывающий завод

ГРП -газораспределительный пункт

ГПС - государственнаяпротивопожарная служба

ГРР -геолого-разведочные работы

ГС - головныесооружения

ГСМ -горюче-смазочные материалы

ГСП - газосборныйпункт

ГТЭС - газотурбиннаяэлектростанция

ДВК - довзрывоопаснаяконцентрация

ДП - дирекцияпромысла

ДКС - дожимнаякомпрессорная станция

ДКЦ - дожимнойкомпрессорный цех

ДЭА - диэтаноламин

ДЭГ - диэтиленгликоль

ДЭС - дизельнаяэлектростанция

ЕСГ - единая системагазоснабжения

ИД - индексдоходности

КВ - коротковолноваярадиосвязь

КИП -контрольно-измерительные приборы

КиА - средстваконтроля и автоматики

КС - компрессорнаястанция

КСВ - компрессорнаясжатого воздуха

КТП - комплектнаятрансформаторная подстанция

ЛПУМГ -линейно-производственное управление магистральных газопроводов

ЛВЖ -легковоспламеняющаяся жидкость

МГ - магистральныйгазопровод

МГДП - маломощноегазодобывающее предприятие

МККТТ - международныйконсультативный комитет по телефонии и телеграфии

МДЭА -метилдиэтаноламин

МЭА - моноэтаноламин

НГК - нестабильныйгазовый конденсат

НКПРП - нижнийконцентрационный предел распространения пламени

НПБ - нормы пожарнойбезопасности

НТА -низкотемпературная абсорбция

НТС -низкотемпературная сепарация (газа)

ОПС -оперативно-производственная служба

ПБФ -пропан-бутановые фракции

ПДВ -предельно-допустимые выбросы

ПДК - предельно-допустимыеконцентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, воздухе населенныхпунктов, воде, почве

ПДС (упр) -производственно-диспетчерская служба

ПО - производственноеобъединение

ПУЭ - правилаустройства электроустановок

РВБ -ремонтно-восстановительная бригада

РУ -распредустройство

СЗЗ -санитарно-защитная зона

СМР -строительно-монтажные работы

СПХГ - станцияподземного хранения газа

ССБТ - сборникстандартов по безопасности труда

СТПБТ - стандартыпредприятий по безопасности труда

СУГ - сжиженныеуглеводородные газы

ТП - трансформаторнаяподстанция

ТЭГ -триэтиленгликоль

ТЭР -топливно-энергетические ресурсы

УКЗН - установкакатодной защиты низковольтная

УКВ -ультракоротковолновая радиосвязь

УКТ - установкаконцевая трапная

УКПГ - установка комплекснойподготовки газа

УПТГ - установкаподготовки топливного газа

УОХГ - установкаохлаждения газа

УПГ - установкаподготовки газа

УПК - установкапереработки конденсата

УППГ - установкапредварительной подготовки газа

УПТПГ - установкаподготовки топливного, пускового и импульсного газа

УПС - установкаполучения серы

УСК - установкастабилизации газового конденсата

УСО - установкасероочистки

ХВО - химическаяводоочистка

ЧДЦ - чистыйдисконтированный доход

ШФЛУ - широкаяфракция легких углеводородов

ПРИЛОЖЕНИЕ А (СПРАВОЧНОЕ)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВАМГДП И ГДП

1 Исходные данныедолжны включать в свой состав:

краткую геологическуюхарактеристику месторождения, общие сведения о месторождении, коллекторныесвойства, мощность продуктивных горизонтов, глубину залегания, интервалыперфорации;

запасы газа, газовогоконденсата и других сопутствующих компонентов месторождения, утвержденныегосударственной комиссией РФ по запасам;

для малыхместорождений считать подготовленными к промышленному освоению запасы газа,утвержденные территориальной комиссией по запасам (ГКЗ);

состав пластовогогаза в % (об.) до С10+В по годам разработки с указанием фактическихусловий отбора проб на анализ и с разбивкой на состав газа сепарации, газадегазации и стабильного газового конденсата с данными молекулярного веса;

графики:

а) изменения устьевойтемпературы газа при выводе скважины на режим;

б) восстановлениястатического давления газа при отключении скважины; количество (по годамразработки) (г/м3) и характеристику выносимой из скважин пластовой иконденсационной воды (наличие солей, их состав, жесткость, плотность,агрессивность);

вид, количество (мг/м3)и крупность твердых частиц, выносимых с газом при нормальном и форсированномрежимах эксплуатации скважин;

изотермы конденсациив пластовом газе (в виде графика);

пластовые потеригазового конденсата по годам разработки;

характеристикугазового конденсата с учетом наличия парафинов, разгонки с разбивкой нафракции, усадку, вязкость (2-3 точки при положительной и 2-3 точки приотрицательной температуре в диапазоне параметров технологического процесса),температуру помутнения и застывания, содержание сернистых соединений игрупповой состав углеводородов, рекомендации по их возможному использованию;

годовые отборы газа идинамику изменения конденсатного фактора из месторождения на периодывозрастающей, постоянной и падающей добычи;

суммарные отборы газаи газового конденсата как среднесуточные, так и максимально возможные в сутки;

свободные дебитыскважин;

рабочие дебитыскважин - усредненные и максимально возможные по годам разработки,необходимость интенсификации;

пластовые и устьевыедавления (динамические и статические) и температуры газа по годам разработки;

число и схемурасположения скважин на структуре очередности ввода их в эксплуатацию;

диаметрыэксплуатационных и лифтовых колонн, типы подземного оборудования и фонтаннойарматуры;

данные о состоянииводоемов, атмосферного воздуха и почвы;

разрешение наводоиспользование (выданное территориальным органом по регулированиюиспользования вод);

сроки ввода дожимнойКС;

перечень требований кпродукции УПГ (качество, давление, температура);

условиятранспортирования продукции УПГ.

Примечание. В случае многопластового месторождения исходныегеологические данные выдаются по каждому пласту.

2 Исходные данныедолжны содержать раздел, касающийся закачки производственных сточных вод впоглощающие горизонты. В разделе приводятся данные по закачке загрязненныхсточных вод в поглощающий (продуктивный) горизонт:

место расположенияскважины; удельная и общая приемистость скважины; гидродинамическаяхарактеристика водоносных горизонтов; совместимость сточных вод с коллектором;

требования ксбрасываемым производственным сточным водам и необходимость их подготовки.

3 Возможность закачкипроизводственных сточных вод в поглощающие горизонты согласуется с органаминадзора за использованием недр, охраны природы и санитарного надзора.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (СПРАВОЧНОЕ)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБУСТРОЙСТВА ПХГ

1 Исходные данныедолжны включать в свой состав:

краткую геологическуюхарактеристику объектов ПХГ, общие сведения об объекте, коллекторские свойства,мощность продуктивных горизонтов, глубину залегания, интервалы перфорации,устойчивость пласта-коллектора, характеристику покрышки над объектом хранениягаза. Для газохранилищ, создаваемых в водоносных структурах, необходимоосвещать вопросы, связанные с опытной закачкой газа, гидродинамическимиисследованиями, промышленной закачкой газа до выхода на циклическуюэксплуатацию;

общий и активныйобъемы газа хранилища. В случае создания ПХГ в истощенных месторождениях -остаточные запасы газа, газового конденсата, нефти и других сопутствующихкомпонентов, извлекаемые и неизвлекаемые запасы;

состав газа закачкиостаточного и отбираемого в динамике (по годам эксплуатации ПХГ и в течениеодного периода при значительном изменении состава отбираемого газа);

изотермы конденсациидля газа в пластовых условиях (в виде графика);

характеристикугазового конденсата (нефти): разгонка с разбивкой на фракции, усадка, вязкость(2-3 точки при положительной и 2-3 точки при отрицательной температурах) ирекомендации по возможному использованию;

месячные и суточныеобъемы закачки и отбора газа;

средние имаксимальные объемы закачки и отбора газа в сутки;

приемистость скважинпри закачке и их дебиты при отборе;

пластовые и устьевыедавления и температуры газа при закачке и отборе по месяцам;

количество (помесяцам) и характеристику выносимой из скважин пластовой и конденсационной воды(наличие солей, их состав, жесткость, плотность, агрессивность);

вид, количество (мг/м3)и крупность твердых частиц, выносимых с газом из скважин;

число и схемурасположения скважин (эксплуатационных, наблюдательных и др.) на структуре ипорядок подготовки их к закачке;

диаметры эксплуатационныхи лифтовых колонн, конструкцию скважин, компоновку применяемого скважинногооборудования;

перечень требований кпродукции УПГ (качество, давление, температура);

условиятранспортирования продукции УПГ.

Примечание. В случае многопластового объекта ПХГ исходные данныевыдаются по каждому объекту.

2 Исходные данныедолжны содержать раздел, касающийся закачки производственных сточных вод впоглощающие горизонты. В разделе приводятся данные по закачке загрязненныхсточных вод в поглощающий (продуктивный) горизонт:

количество и схемарасположения скважины; удельная и общая приемистость скважины;гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов; совместимость сточныхвод с коллектором;

требования ксбрасываемым производственным сточным водам и необходимость их подготовки.

3 Возможность закачкипромстоков в поглощающие горизонты согласуется с органами надзора заиспользованием недр, охраны природы и санитарного надзора.


ПРИЛОЖЕНИЕ В

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИГАЗА ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Среднесуточная производительность установки, млн 3/сут

Децентрализованная система сбора и обработки газа

УКПГ

Количество технологических линий и их единичная производительность

Способ обработки газа

Q = 1 млн. м3/сут

Q = 3 млн. м3/сут

Q = 5 млн. м3/сут

Q = 10 млн. м3/сут

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1 х 100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Конденсатный газ

Безконденсатный газ

1

1

1

100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Первичная и низкотемпературная сепарация с турбодетандерами или с холодильной установкой

Первичная сепарация и абсорбционная осушка

2

2

1

50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

3

1

33

1

1

100

 

 

 

 

 

 

4

4

1

25

2

1

50

1

1

100

 

 

 

5

5

1

20

2

1

50

1

1

100

 

 

 

6

 

 

 

2

1

50

2

1

50

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

2

1

50

1

1

100

11

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

 

50

12

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

 

50

13

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

50

14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

50

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

50

16

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

50

17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

1

50

18

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

1

50

19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

1

50

20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

1

50

21 25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

1

33

26 30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

1

33

31 35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

1

25

36 40

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

1

25

41 45

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

1

20

46 50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

1

20

51 55

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

2

33

56 60

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

2

33

61 65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

2

27

66 70

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

2

27

71 75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

2

25

 

Среднесуточная производительность установки, млн 3/сут

Централизованная система сбора и обработки газа

УППГ

Количество технологических линий и их единичная производительность

Способ обработки газа

Q = 1 млн. м3/сут

Q = 3 млн. м3/сут

Q = 5 млн. м3/сут

Q = 10 млн. м3/сут

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Конденсатный газ

Безконденсатный газ

1

1

1

100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Первичная обработка газа

2

2

1

50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

3

1

33

1

1

100

 

 

 

 

 

 

4

4

1

25

2

1

50

1

1

10

 

 

 

5

5

1

20

2

1

50

1

1

0 10 0

 

 

 

6

 

 

 

2

1

50

2

1

50

 

 

 

7

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

8

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

9

 

 

 

 

 

 

2

1

50

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

2

1

50

1

1

100

11

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

1

50

12

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

1

50

13

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

1

50

14

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

1

50

15

 

 

 

 

 

 

3

1

33

2

1

50

16

 

 

 

 

 

 

4

1

25

2

1

50

17

 

 

 

 

 

 

4

1

25

2

1

50

18

 

 

 

 

 

 

4

1

25

2

1

50

19

 

 

 

 

 

 

4

1

25

2

1

50

20

 

 

 

 

 

 

4

1

25

2

1

50

21 25

 

 

 

 

 

 

5

1

20

3

1

33

26 30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

1

33

31 35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

1

25

36 40

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

1

25

41 45

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

1

20

46 50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

1

20

51 55

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

2

33

56 60

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

2

33

61 65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

2

27

66 70

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

2

27

71 75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

2

25

 

Среднесуточная производительность установки, млн 3/сут

Централизованная система сбора и обработки газа

ГС

Количество технологических линий и их единичная производительность

Способ обработки газа

Q = 5 млн. м3/сут

Q=10 млн. м3/сут

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Кол-во рабочих линий, П1

Кол-во рабочих линий, П2

% резерва = П1х100 П2

Конденсатный газ

Безконденсатный газ

1

 

 

 

 

 

 

низкотемпературная сепарация с турбодетандерами или с холодильной установкой

Абсорбционная осушка газа

2

 

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

4

1

 

100

 

 

 

5

1

 

100

 

 

 

6

2

 

50

 

 

 

7

2

 

50

 

 

 

8

2

 

50

 

 

 

9

2

 

50

 

 

 

10

2

 

50

1

1

100

11

3

 

33

2

1

50

12

3

 

33

2

1

50

13

3

 

33

2

1

50

14

3

 

33

2

1

50

15

3

 

33

2

1

50

16

4

 

25

2

1

50

17

4

 

25

2

1

50

18

4

 

25

2

1

50

19

4

 

25

2

1

50

20

4

 

25

2

1

50

21 25

5

 

20

3

1

33

26 30

6

2

33

3

1

33

31 35

7

2

27

4

1

25

36 40

8

2

25

4

1

25

41 45

9

2

22

5

1

20

46 50

10

2

20

5

1

20

51 55

11

3

27

6

2

33

56 60

12

3

25

6

2

33

61 65

13

3

23

7

2

27

66 70

14

3

22

7

2

27

71 75

15

3

20

8

2

25


ПРИЛОЖЕНИЕ Г (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИГАЗА СПХГ

Максимальная суточная производительность установки

Установки подготовки газа на ГРП (первичная сепарация газа)

Установки подготовки газа на КС (НТС, абсорбционная осушка газа)

количество технологических линий (модулей) в установках и их единичная производительность

Q млн. м3/сутки

Q=3 млн.м3/сутки

Q=5 млн.м3/сутки

Q=10 млн.м3/сутки

Q=3 млн.м3/сутки

Q=5 млн.м3/сутки

Q=10 млн.м3/сутки

1

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

3

1

 

 

 

 

 

4

2

1

 

 

 

 

5

2

1

 

 

 

 

6

2

2

 

2

 

 

7

3

2

 

3

 

 

8

3

2

 

3

 

 

9

3

2

 

3

 

 

10

 

2

 

 

2

 

11

 

3

 

 

3

 

12

 

3

 

 

3

 

13

 

3

 

 

3

 

14

 

3

 

 

3

 

15

 

3

 

 

3

 

16

 

4

2

 

4

2

17

 

4

2

 

4

2

18

 

4

2

 

4

2

19

 

4

2

 

4

2

20

 

4

2

 

4

2

21¸25

 

5

3

 

5

3

26¸30

 

 

3

 

 

3

31¸35

 

 

 

 

 

4

36¸40

 

 

 

 

 

4

41¸45

 

 

 

 

 

5

46¸50

 

 

 

 

 

5

ПРИЛОЖЕНИЕ Д (РЕКОМЕНДУЕМОЕ)

РЯД МОЩНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИГАЗА МАЛОМОЩНЫХ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (МГДП)

Производительность установок, тыс.м3/сутки

Количество рабочих технологических линий (модулей) в установке и их номинальная единичная производительность, тыс. м3/сутки

Способ обработки газа

Q=30

Q=100

Q=300

Q=800

30

1

 

 

 

Низкотемпературная сепарация газа (НТС)

100

3

1

 

 

300

 

3

1

 

800

 

 

3

1

Примечание. Внутренний резерв оборудования модулей должен быть не менее 50 %

ПРИЛОЖЕНИЕ Е (СПРАВОЧНОЕ)

ТИПОВЫЕ ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ ГДП

Рис. Е. 1. Схема 1 категории сложности управления

Рис. Е.2. Схема II категории сложности

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (СПРАВОЧНОЕ)

ТИПОВАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ СПХГ

ТИПОВАЯ СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ СПХГ

ПРИЛОЖЕНИЕ И (СПРАВОЧНОЕ)

УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ ТЭР НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ПОТЕРИ

Виды ТЭР и статьи расхода

Объем производства

Расход ТЭР

Удельный расход ТЭР на единицу продукции

един. изм.

величина

един. изм.

величина

един. изм.

величина

1. Котельно-печное топливо

 

 

 

 

 

 

Собственные нужды и потери промысла

1 000 м3 газа/год

 

ту.т.* год

 

кг у.т** м3

 

в т.ч. котельные

Гкал год

 

т у.т. год

 

кг у.т Мкал

 

печи, огневые подогреватели

Гкал год

 

т у.т. год

 

кг у.т Мкал

 

ДКС

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

холодильные станции

Гкал год

 

т у.т. год

 

кг у.т Мкал

 

факелы, запальные устройства

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

выработка электроэнергии

тыс. кВт ч год

 

т у.т. год

 

кг у.т кВт ч

 

сжигание промстоков

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

подогрев воды в резервуарах

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

лабораторные исследования

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

технологические потери

1 000 м3 газа/год

 

т у.т. год

 

кг у.т м3

 

2. Электроэнергия

1 000 м3 газа/год

 

1000 кВт-ч год

 

кВт-ч м3

 

в т.ч. потери в сетях и трансформаторах

1 000 м3 газа/год

 

1000 кВтч год

 

кВт -ч м3

 

3. Теплоэнергия Добыча и подготовка газа, в т.ч.:

1 000 м3 газа/год

 

Гкал год

 

Гкал 1 000 м3

 

технология

1 000 м3 газа/год

 

Гкал год

 

Гкал 1 000 м3

 

отопление и вентиляция

м3 зданий

 

Гкал год

 

Гкал м3 год

 

потери в тепловых сетях

1 000 м3 газа/год

 

Гкал год

 

Гкал 1 000 м3

 

Примечание

*) т у. т. - тонны условного топлива

**) кг у. т. - килограммы условного топлива

ПРИЛОЖЕНИЕ К (СПРАВОЧНОЕ)

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИОБУСТРОЙСТВА МГДП, ГДП

Наименование МГДП, ГДП его местоположение:

 

Наименование показателей

Величина показателей

Мощность предприятия и годовой объем товарной продукции:

а) в натуральном выражении:

- газ, млн. м3

- конденсат, тыс. т.

б) в стоимостном выражении, всего, млн. руб., в том числе

- газ, млн. руб.

- конденсат, млн.руб.

 

Эксплуатационный фонд газовых скважин, шт.

 

Количество УППГ, УКПГ, ГС

 

Протяженность газосборных трубопроводов (шлейфов), км

 

диаметр, мм

 

Протяженность газосборных коллекторов, км

 

диаметр, мм

 

Протяженность конденсатопроводов, км

 

диаметр, мм

 

Общая сметная стоимость строительства, тыс. руб., в т.ч.

 

объекты производственного назначения

 

из них СМР

 

объекты жилищно-гражданского назначения

 

объекты строительной индустрии и проминфраструктуры

 

Капиталовложения по промышленному строительству, всего, тыс. руб., в т.ч.

 

обустройство промысла

 

эксплуатационное бурение

 

из них приходящихся на:

 

добычу газа

 

добычу газового конденсата

 

Стоимость основных фондов

 

Годовые эксплуатационные расходы, всего, тыс. руб., в т.ч.

 

- относящиеся на добычу газа

 

- добычу газового конденсата

 

Тоже, без учета ГРР и налогов, тыс. руб., в т.ч.

относящиеся на добычу газа

добычу газового конденсата

Удельные капитальные вложения на единицу вводимой

мощности:

газ, руб./1 000 м3

конденсат, руб./т

Себестоимость:

добычи газа, руб./1 000 м3

добычи конденсата, руб./т

То же, без учета ГРР и налогов:

добычи газа, руб./1 000 м3

добычи конденсата, руб./т

Численность работающих, чел.

Производительность труда (годовой выпуск продукции

на одного работающего):

в натуральном выражении, млн. м3/чел

в стоимостном выражении, тыс. руб./чел.

Трудоемкость строительно-монтажных работ, чел. дн./1 000 м3

Энергоемкость, кВч/1 000 м3

Металлоемкость, кг/1 000 м3

Материалоемкость, кг/1 000 м3

Показатели экономической эффективности:

чистый дисконтированный доход, при Ен =0.1, млн. руб.

индекс доходности, коэфф.

Внутренняя норма доходности, %

Срок окупаемости капитальных вложений, лет

Продолжительность строительства, мес.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Л (СПРАВОЧНОЕ)

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИОБУСТРОЙСТВА СПХГ

Наименование ПХГ, его местоположение:

 

 

 

Наименование показателей

Величина показателей

Общий объем хранилища, млн. м3

 

Активный объем газа, млн. м3

 

Буферный объем газа, млн. м3,

 

в т.ч. подлежащий закачке, млн. м3/год

 

Товарная продукция в оптовых ценах, тыс. руб./год

 

Максимально-суточный отбор, млн. м3/сутки

 

Максимально-суточная закачка, млн. м3/сутки

 

Остаточные запасы газа, млрд. м3,

 

в т.ч. извлекаемые, млрд. м3

 

закачиваемые, млрд. м3

 

Фонд эксплуатационных скважин, шт.,

 

в т.ч. подлежащих бурению, шт.

 

Наблюдательные, контрольные и поглощающие скважины

 

Протяженность газосборных трубопроводов (шлейфов), км

 

диаметр, мм

 

Протяженность газосборных коллекторов, км

 

диаметр, мм

 

Количество ГРП

 

Дожимные компрессорные станции (проектируемые)

 

а) количество дожимных КС

 

б) тип и количество устанавливаемых компрессорных машин, шт.,

 

в т.ч. резервных, шт

 

Капитальные вложения в промстроительство по вновь сооружаемым объектам, млн. руб., в т. ч:

 

Обустройство

 

бурение скважин

 

буферный газ

 

Существующие основные промышленно-производственные фонды, млн. руб.

 

Основные промышленно-производственные фонды с учетом вновь вводимых, млн. руб.

 

Капитальные вложения в жилсоцкультстроительство, млн. руб.

 

Годовые эксплуатационные расходы, млн. руб.

 

Удельные показатели затрат:

 

капитальные вложения (К), руб./1 000 м3

 

себестоимость (С), руб./1 000 м3

 

Численность обслуживающего персонала, чел

 

Производительность труда, млн. м3/чел

 

Продолжительность строительства, лет

 

Трудоемкость строительно-монтажных работ, чел.-дн./млн. руб.

 

Энергоемкость, кВч/1 000 м3

 

Металлоемкость, кг/1 000 м3

 

Материалоемкость, кг/1 000 м3

 

Показатели экономической эффективности:

 

чистый дисконтированный доход, при Ен=0.1, млн. руб.

 

индекс доходности, коэфф.

 

Внутренняя норма доходности, %

 

Срок окупаемости капитальных вложений, лет

 

Продолжительность строительства, мес.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ М (СПРАВОЧНОЕ)

РАСЧЕТ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ ИСЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (СХЕМА РАСЧЕТА)

Наименование затрат и показателей

Цена за единицу, руб.

Кол-во

Сумма, тыс. руб.

1 Основные расходы (материалы, топливо)

 

 

 

1.1 Метанол, т

 

 

 

1.2 Диэтиленгликоль, т

 

 

 

1.3 Масло смазочное, т

 

 

 

1.4 Вода, тыс. м3

 

 

 

1.5 Электроэнергия со стороны, в т. ч:

а) плата за установленную мощность, кВт

б) за расходуемую электроэнергию, тыс. кВт/ч

 

 

 

2 Зарплата, тыс. руб.

 

 

 

3 Отчисления на социальное и медицинское страхование, пенсионный фонд

 

 

 

4 Амортизация основных средств,

 

 

 

вт. ч.: зданий

 

 

 

сооружений *)

 

 

 

оборудования

 

 

 

5 Итого основных расходов, тыс. руб.

 

 

 

6 Прочие расходы 10 %-30 % *) от п.5 по ГДП и 10 % - 20 % по СПХГ

 

 

 

7 Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

 

 

 

8 Плата за пользование недрами

 

 

 

9 Плата за загрязнение окружающей среды

 

 

 

10 Плата за пользование водными объектами

 

 

 

11 Выплаты налогов, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

12 Всего полных годовых эксплуатационных расходов

 

 

 

13 Из общей суммы годовых эксплуатационных расходов относятся:

 

 

 

а) на товарный газ,

- с учетом налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции;

- без учета налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

б) на газовый конденсат,

с учетом налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции;

- без учета налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

13 Себестоимость добычи 1 000 м3 (по ГДП),

- с учетом налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции;

- без учета налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

14 Себестоимость 1 т стабильного конденсата,

- с учетом налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции;

- без учета налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

15 Себестоимость закачки, хранения и отбора 1 000 м3 газа (по ПХГ),

с учетом налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции;

- без учета налогов и платежей, включаемых в себестоимость продукции

 

 

 

Примечание. Выведены по материалам фактической стоимости за ряд лет.

ПРИЛОЖЕНИЕ Н (СПРАВОЧНОЕ)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, СОДЕРЖАЩИХТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОБЪЕКТОВ МГДП, ГДП И СПХГ

1.Правиласоздания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. Утв.Госгортехнадзором России постановлением от 4.02.94. № 9.

2.СНиП11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения исоставе проектной документации на строительство предприятий, зданий исооружений. Утв. Минстроем РФ. Введ. 01.07.95.

3.СП11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и составобоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений.Минстрой РФ. Введ. 01.07.95.

4.Практическоепособие к СП 11-101-95 по разработке раздела «Оценка воздействия наокружающую среду» при обосновании инвестиций в строительстве предприятий,зданий и сооружений (Утв. письмом Госкомэкологии РФ от 18.06.98 №02-13/16-277).-М.: ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект, 1998.

5.ВСН 51-05-82. Инструкция по составлению технологических регламентов дляпроектируемых производств. Мингазпром, Южниигипрогаз, Донецк, 1982. Введ. с01.01.83.

6.СНиП 23-02-2003.Тепловая защита зданий и сооружений от 26.06.2003. №113 (ИБ II 2003)

7.ВУПП-88.Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий исооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.Миннефтехимпром. Введ. с 01.01.88.

8.Перечень производственных зданий, помещений и сооружений и оборудованияобъектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром», подлежащих защитеавтоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализации. Утв.приказом ОАО «Газпром» от 26.01.2001. № 7.

9.Перечень предприятий, зданий и помещений Министерства газовой промышленности,подлежащих оборудованию автоматической охранной сигнализацией: Мингазпром. -М., 1982.

10.СНиП2.04.02-84*. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. - М., Стройиздат.Изд. 1996 г.

11.ОСТ51.40-93. Газы горючие, природные, поставляемые и транспортируемые помагистральным газопроводам. Технические условия. Введ. с 10.01.93.

12.СН433-79. Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий исооружений нефтяной и газовой промышленности. Госстрой СССР. Введ. 01.01.80.

13.СНиП II-89-80*. Генеральныепланы промышленных предприятий. Утв. Госстроем СССР 30.12.80.-М. Изд. 1995 г.

14.СНиП 31-03-2001.Производственные здания. Изд. 01.01.2002 г.

15.СНиП 2.05.06-85*.Магистральные трубопроводы. Минстрой России. - М, ГУП ЦПП, 1997.Изд. 1997 г.

16.Правилаустройства электроустановок: ПУЭ.-М. -Л., 7 изд. 1999.

17.СНиП 2.09.03-85.Сооружения промышленных предприятий. Введ. с 01.01.87.

18.ВНТП01/87/04-84. Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные сприменением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологическогопроектирования. Введ. 01.04.84.

19.ПТУСП 01-63. Противопожарные технические условия строительного проектированияпредприятий нефтегазодобывающей промышленности. - М., 1963 г.

20.СНиП 2.05.07-91.Промышленный транспорт. Изд. 1996 г.

21.ОНД-86.Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,содержащихся в выбросах предприятий. - Л.: Госкомгидромет. Введ. 01.01.87.

22.Правилаустройства и безопасной эксплуатации факельных систем. Утв. ПостановлениемГосгортехнадзора России. От 10.06.2003 г.

23.СНиП2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. ГосстройРоссии. Введ. 01.07.93.

24.ГОСТ13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основныепараметры и технические требования к конструкции. Введ. 01.01.90.

25.РД 015900-125-89. Временная инструкция по размещению устьев скважин в кустах наместорождениях с наличием в разрезе многолетнемерзлых пород. Утв. Мингазпромом24.01.89.

26.СН527-80. Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводовРу до 10 МПа. Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1981. Утв. постановлениемГоскомитета СССР от 4.08.1980, № 120.

27.ГОСТ356-80. Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные ирабочие ряды. Утв. Госстандартом. Введ. 01.01.81.

28. СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги. М.,Госстрой СССР. Введ. 01.07.87.

29.Регламент составления проектных документов по разработке газовых игазоконденсатных месторождений. Утв. Заместителем Председателя Правления В.В.Ремизовым 05.02.1999 г.

30.ВСН51-3-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. -М.,1985.Мингазпром. Введ. с 01.01.86.

31.ГОСТ5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытовогоназначения. Технические условия. Введ. с 01.01.88.

32.РД39-135-94/РД 51-1-95. Нормы технологического проектированиягазоперерабатывающих заводов. Утв. ГП «Роснефть» 17.10.94. РАО «Газпром»20.02.95. Введ. с 01.11.94.

33.ОСТ 51.65-80. Конденсат газовый стабильный. Технические условия. ВНИИГАЗ. Введ.с 01.01.82.

34.ГОСТ20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытовогопотребления. Технические условия. Введ. 01.01.92.

35.ТУ 38.101524-83. Фракция широкая легких углеводородов. Технические условия.Введ. с 01.01.84.

36.СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение. - М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1987. Введ. с 01.01.88. Изд. 1995 г.

37.ПБ-03-110-96.Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов илегковоспламеняющихся жидкостей под давлением. - М.: Утв. Госгортехнадзором РФ15.12.1996.

38.ГОСТР 51105-97. Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин.ГУП ЦПП. Введ. 01.01.99.

39.ГОСТ 305-82.Топливо дизельное. Технические условия. Введ. с 01.06.82.

40.ГОСТ10585-99. Мазут. Топливо нефтяное. Технические условия. Введ. с 01.01.01.

41.ГОСТ 127.1-93.Сера техническая. Технические условия. Введ. с 01.01.95.

42. ГОСТ127.4-93. Сера молотая для резиновых изделий и каучука. Техническиеусловия. Введ. с 01.01.93.

43.ГОСТ 127.5-93.Сера молотая для сельского хозяйства. Технические условия. Введ. с 01.01.93.

44.ПБ10-115-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающихпод давлением. - М.: Госгортехнадзор России, 1996. Введ. 01.12.96.

45.РД 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утв.Госгортехнадзором России. Введ.05.06.03.

46.СНиП3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. -М., Утв. Госстроем СССР. Введ. 01.01.85.

47.СНиП II-7-81*. Строительство всейсмических районах. Изд. 2000 г.

48.СНиП2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М., ЦИТПГосстроя СССР. Изд. 1998 г.

49.ВУПСНЭ-87. Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливныхэстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородныхгазов: Миннефтехимпром. Введ. 17.07.86.

50.Инструкцияпо применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. ОАО«Газпром». Утв. Членом Правления, Начальником Департамента по транспортировке,подземному хранению и использованию газа Б.В. Будзуляком 05.02.2001.

51. РДРТМ 26-01-44-78. Детали трубопроводов на давление свыше 100 до 1 000 кг/см2.Нормы и методы расчета на прочность. Введ. с 17.10.78.

52.СНиП2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов. - М., ГосстройСССР. Введ. 01.01.87.

53.Технические требования на запорную, запорно-регулирующую и предохранительную арматуру,закупаемую по импорту и предназначенную для эксплуатации в средах, содержащихсероводород и для северного исполнения. -М.:ВНИИГАЗ, 1982.

54.ОСТ26-07-2071-87. Арматура трубопроводная из сталей, стойких к сульфидномукоррозионному растрескиванию. Общие технические условия. - М., 1987.

55. Рекомендации повыбору материалов, термообработке и применению труб на месторожденияхприродного газа, содержащего сероводород. - М.: ВНИИГАЗ. Введ. 15.08.73.

56. Временныерекомендации по выбору материалов, термообработке и применению труб (дляместорождений природного газа с низким содержанием сероводорода).-М.: ВНИИГАЗ,1978.

57.Инструкция по проектированию и применению соединительных деталей длятрубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород. Миннефтегазстрой,Мингазпром. Утв. Заместителем Министра газовой промышленности А.Н. Колотилиным25.07.1986. Введ. 01.10.86.

58. Ограничительныйсортамент на трубы и соединительные детали для ремонта трубопроводов ссероводородсодержащими средами газодобывающих и газоперерабатывающихпредприятий. - М.: ВНИИГАЗ, 1988.

59.Временные рекомендации по материальному оформлению и расчету толщин стеноктрубопроводов и оборудования, контактирующих с сероводородсодержащими средами,на газопереперабатывающих заводах. - М.: ВНИИГАЗ. Введ. 01.01.83.

60.ГОСТ9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.Введ. 01.01.95.

61.ВСН005-88. Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология иорганизация. Введ. с 01.01.89.

62.СП34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкциипромысловых нефтегазопроводов. Минтопэнерго России. Введ. 01.03.98.

63.ВСН 51-03-78. Инструкция по проектированию магистральных газопроводов длятранспортирования сжиженных углеводородов. Донецк. Утв. Мингазпромом 30.02.78.Введ. с 01.01.79.

64.ГОСТ8.563.1-97. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные взаполненных трубопроводах круглого сечения. Введ. с 01.10.99.

65. ГОСТ8.563.2-97. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.Введ. с 01.10.99.

66.ГОСТ8.563.3-97. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение. Введ. с01.10.99.

67.ВНТП3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. Введ. с 01.01.85.

68.Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении,транспортировании (перевозке) и использовании одоранта. Утв. приказом ОАО«Газпром» от 29.03.1999 г.

69. Общиесанитарные правила при работе с метанолом. Минздрав СССР. Утв. 18.06.86.

70.Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска иприменения метанола на объектах газовой промышленности: Утв. 07.07.75.-М.:ВНИИГАЗ, 1976.

71.ОНТП51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования магистральныхгазопроводов. 4.1. Газопроводы. Мингазпром. Утв. 29.10.85.

72.ВРД39-1.10-006-2000. Правила технической эксплуатации магистральныхгазопроводов. Утв. приказом ОАО «Газпром» от 15.02.2000 № 22. Введ. с01.03.2000 сроком на 5 лет. ИРЦ «ГАЗПРОМ».

73.РД 51-00220570-2-93. Клапаны предохранительные. Выбор, установка и расчет.ЦКБН, г. Подольск. Утв. начальником Управления научно-технического прогресса иэкологии А.Д. Седых 01.09.1993.

74.ВРД39-1.13-010-2000. Инструкция по расчету нормативов потребления метанола дляиспользования в расчетах предельно допустимых или временно согласованныхсбросов метанола для объектов ОАО «ГАЗПРОМ». Утв. 31.05.2000.

75.Методические указания по защите от коррозии оборудования газовых игазоконденсатных месторождений с углекислой средой. СевКавНИИгаз, 1979.

76.ГОСТР 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии. Введ. с 01.07.99.

77.ГОСТ9.602-89*. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите откоррозии. Введ. 01.01.91.

78.РТМ 26-02-63-87. Технические требования к конструированию и изготовлению сосудов,аппаратов и технологических блоков установок подготовки и переработки нефти игаза, содержащих сероводород. - М.: Союзнефтехиммаш. 1987.

79.РТМ 25-390-80*. Приборы для установки добычи и переработки природного газа,содержащего сероводород. Требования к материальному исполнению и условиямэксплуатации. Минприбор, 1987.

80.ГОСТ9941-81*. Трубы бесшовные холодно- и теплодеформированные изкоррозионно-стойкой стали. Технические условия. Введ. с 01.01.83.73.

81.ГОСТ18475-82. Трубы холоднодеформированные из алюминия и алюминиевых сплавов.Технические условия. Изд. 1991 г.

82.ВСН 2-61-75. Инструкция по технологии сварки, по термической обработке иконтролю стыков трубопроводов из малоуглеродистых сталей для транспортировкиприродного газа и конденсата, содержащих сероводород. Миннефтегазстрой. - М.:ВНИИСТ. Введ. 01.10.76.

83.Инструкцияпо контролю толщин стенок отводов надземных газопроводов, технологическойобвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных газопроводов.Утв. приказом ОАО «Газпром» от 13.07.1998 г.

84.СНиП2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. Введ. с 01.01.86.

85.ВСН 2-106-78. Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защитымагистральных трубопроводов и промысловых объектов. - М.: ВНИИИСТ. Введ.01.01.80.

86.Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию ИУС предприятийдобычи и подземного хранения газа. - М.: Союзгазавтоматика, 1997.

87. Основныеположения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированным системамуправления технологическими процессами транспортировки газа. - М.:Союзгазавтоматика, 1996.

88. Отраслеваясистема оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные техническиетребования. Утв. Членом Правления В.Г. Подюком 23.10.2001.

89. Отраслеваяинтегрированная информационно-управляющая система. Утв. ЗаместителемПредседателя Правления ВВ. Ремизовым 28.10.97 г.

90.ГОСТ34.201-89. Виды, комплектность и обозначение документов при созданииавтоматизированных систем. Введ. с 01.01.90.85.

91.ГОСТ34.602-89. Техническое задание на создание автоматизированной системы.Введ. с 01.01.90.

92.РДБТ-39-0147171-003-88. Требования к установке датчиков стационарныхгазоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадкахпредприятий нефтяной и газовой промышленности. Утв. Заместителем ПредседателяГосгортехнадзора В.А. Рябовым 15.01.1988.

93.ГОСТ17433-80.* Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности.Введ. с 01.01.81.

94.Перечень помещений и зданий энергетических объектов РАО ЕЭС России с указаниемкатегории взрывопожарной и пожарной опасности. Утв. Заместителем ПредседателяПравления РАО ЕЭС России О.В. Бритвиным. 10.09.1998.

95.НПБ105-03. Определение категорий помещений, наружных установок и зданий повзрывопожарной и пожарной опасности. Утв. Министром МЧС России С.К. Шойгу18.06.2003.

96.ГОСТ12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздухурабочей зоны. Введ. 01.01.89.

97.РД 51-00158623-08-95. Категорийность электроприемников промышленных объектовгазовой промышленности. Введ. 07.01.95.

98.РД 51-0158623-06-95. Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ,УКПГ и других объектах газовой промышленности. - М. ВНИИГАЗ. Введ. с 01.07.95.

99.Правила пользования электрической и тепловой энергией. - М.: Энергоиздат. Утв.Министром энергетики, электрификации СССР П.С. Непорожным 06.12.1991.

100.Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральныхгазопроводов. ВНИПИтрансгаз Ленинград-Киев, 1984.

101. Методика оценкинадежности электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводовОргэнергогаз. ВНИИЭгазпром, 1990.

102.Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральныхгазопроводов. Утв. Начальником Управления главного энергетика Мингазпрома А.Ф.Шкупа 25.12.1984.

103.РД 51-31323949-31-98. Выбор количества электроагрегатов электростанций РАО«ГАЗПРОМ». Введ. с 01.03.98.

104.РД 51-00158623-07-95. Применение электростанций собственных нужд новогопоколения с поршневым и газотурбинным приводом. М. ВНИИГАЗ, 1997. Введ. с01.03.97.

105.Типовые решения № 407-03-456-87**. «Схемы электрические принципиальныераспределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций».Энергосеть-проект, 1987 (в качестве вспомогательного материала).

106.Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750кВ, № 13865 ТМ-Т1, изд. 4-е, Москва, Энергосетьпроект, 1991.

107.РД34.21.122-87. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданийи сооружений. - М.: Минэнерго. Введ. 01.07.88.

108.Пособие к СНиП 2.08.02-89*. Проектирование систем оповещения и управленияэвакуацией людей при пожарах в общественных зданиях. Ассоциация «Пожарнаяинформатика и техника», ВНИИПО МВД РФ АПКИ «Спецавтоматика», г. Новосибирск,1992.

109.РД34.51.101-90. Инструкция по выбору изоляции электроустановок.

110.ГОСТ13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабженияобщего назначения. Введ. 01.07.99.

111.ГОСТР 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78). Электрооборудование взрывозащищенное.4.12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопаснымэкспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам.Введ. 01.01.2001.

112.СНиП 23-05-95.Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Введ. с 02.08.95.

113.ГОСТ21.607-82. Электрическое освещение территории промышленных предприятий.Введ. 01.07.83.

114.ГОСТ21.608-84. Внутреннее электрическое освещение. Введ. 01.01.85.