Общая характеристика производства

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВА.. 6

1.1. Геологическая характеристика месторождения. 6

1.2. Добыча газа. 6

1.3. Характеристика газосборных коллекторов и метанолопроводов. 8

1.4. Общая характеристика системы подготовки газа. 9

2. ХАРАКТЕРИСТИКА сырья, ПРОДУКЦИИ, материалов и РЕАГЕНТОВ.. 11

2.1. Средний состав пластового газа в % об. 11

2.2. Средний состав пластового конденсата. 11

2.3. Хаpактеpистика пластовой воды.. 11

2.4. Требования к качеству товарного газа. 12

2.5. Паспорт качества на газ горючий природный, поставляемый в газопровод ООО «Газпром трансгаз Югорск». 13

2.6. Газ горючий природный. 14

2.7. Поставляемые и используемые в производстве реагенты.. 14

2.8. Диэтиленгликоль, циркулирующий в системе осушки газа и регенерации ДЭГ. 14

2.9. Диэтиленгликоль, циркулирующий в системе осушки газа и регенерации ДЭГ. 15

2.10. Диэтиленгликоль. 15

2.11. Метанол технический. 16

3. Описание технологического процесса и технологической схемы 17

3.1. Узел ввода газа на УКПГ. 17

3.2. Очистка, осушка и охлаждение газа. 17

3.3. Двухступенчатая осушка газа. 20

3.4. Установка регенерации ДЭГ. 21

3.4.1. Описание технологической схемы установки регенерации ДЭГ. 21

3.4.2. Оптимизация работы установки регенерации ДЭГ. 23

3.5. Узел редуцирования газа на собственные нужды.. 24

3.6. Дренажная система установки. 25

3.7. Факельная система установки. 25

3.8. Насосная станция и парк метанола. 26

3.9. Прием ДЭГ. 26

3.10. Водоснабжение. 26

3.11. Теплоснабжение. 27

3.12. Пароснабжение. 27

3.13. Узел замкнутого цикла охлаждения технической воды.. 28

3.14. Компрессорная сжатого воздуха. 28

3.15. Описание системы автоматизации. 28

3.15.1. информационные функции системы автоматизации. 30

3.15.2. управляющие функции системы автоматизации. 30

3.15.3. Описание пpогpаммного обеспечения. 31

3.15.4. Опеpационная система. 31

3.15.5. Состав КТС АСУ ТП УКПГ. 31

3.16. Узел замера газа. 32

3.16.1. Назначение. 32

3.16.2. Технические данные. 32

3.16.3. Содержание отчетов комплекса ROC-407. 33

3.17. Перечень основных аналоговых входных сигналов АСУ ТП УКПГ. 34

3.18. Перечень основных дискретных входных сигналов АСУ ТП УКПГ. 36

3.19. Перечень регулируемых параметров АСУ ТП УКПГ. 38

3.20. Перечень выходных сигналов дистанционного управления. 38

4. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА.. 39

4.1. Технологическая режимная карта на 2010 2012 год. 41

4.2. Расходные нормы сырья, электроэнергии и реагентов. 43

5. КОНТРОЛЬ технологического процесса.. 44

5.1. Аналитический контроль технологического процесса. 44

5.2. Системы сигнализации и блокировок при контроле технологического процесса. 47

6. основные положения ПУСКА и ОСТАНОВКИ производственного объекта при нормальных условиях.. 55

6.1. Подготовка установки к пуску. 55

6.1.1. Прием на установку воды.. 56

6.1.2. Прием воздуха КИПиА.. 56

6.1.3. Прием пара. 57

6.2. Пуск установки. 57

6.3. Переключение на резервное оборудование. 60

6.3.1. Переключение насосного оборудования. 60

6.3.2. Переключение испарителей И-301/1-2. 60

6.3.3. Переключение десорберов Д-301/1,2. 61

6.3.4. Переключение с рабочей технологической нитки на резервную.. 61

6.4. Нормальная остановка установки. 61

7. безопасная эксплуатация производства.. 63

7.1. Основные опасности производства. 63

7.1.1. Природный газ. 64

7.1.2. Метанол. 65

7.1.3. Газовый конденсат. 65

7.1.4. Диэтиленгликоль. 66

7.1.5. Характеристика пожаро-, взрывоопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства. 67

7.2. Взрывопожарная и пожарная опасность, характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок. 70

7.3. Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации. 72

7.4. Пожарная безопасность. 78

7.5. Основные правила аварийной остановки установки. 80

7.5.1. Прекращение подачи электроэнергии. 80

7.5.2. аварийная остановка блока регенерации НДЭГ. 81

7.5.3. Прекращение подачи пара. 81

7.5.4. Прекращение подачи воздуха КИПиА.. 81

7.5.5. Прорыв газа. 82

7.6. Меры безопасности при ведении технологического процесса. 82

7.7. Мероприятия по защите от статического электричества. 83

7.8. Защита технологического оборудования УКПГ от коррозии. 84

7.9. Средства индивидуальной защиты работающих. 86

8. Отходы при производстве продукции сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации.. 88

8.1. Отходы производства, их переработка и утилизация. 88

8.2. Подготовка сточных вод и их утилизация. 91

8.3. Характеристика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. 93

9. характеристика технологического и насосно-компрессорного оборудования 96

9.1. Характеристика основного технологического оборудования. 96

9.2. Экспликация насосов и компрессорного оборудования. 97

9.3. Характеристика предохранительных клапанов. 99

9.4. Характеристика регулирующих клапанов. 99

10. ПЕРЕЧЕНЬ нормативной документации и обязательных инструкций 101

10.1. Общие положения. 101

10.2. Перечень нормативных документов, обязательных к руководству и выполнению работниками УГПУ 101

10.3. Перечень инструкций по охране труда, по охране труда и промышленной безопасности для рабочих ГКП №8. 102

10.4. Перечень инструкций по охране труда, охране труда и промышленной безопасности для видов работ 103

11. Дожимная компрессорная станция ДКС-8. 104

11.1. Общая характеристика производства. 104

11.2. Система технологического газа с запорной арматурой. 107

11.2.1. Назначение запорной арматуры (кранов) системы технологического газа. 107

11.2.2. Назначение запорной арматуры (кранов) обвязки нагнетателя и двигателя ГПА.. 112

11.2.3. Установки охлаждение газа (АВО) 1 и 2 ступеней. 117

11.2.4. Блок подготовки топливного, пускового, импульсного газа. 117

11.3. Характеристика транспортируемого газа. 119

11.4. Описание работы дожимной компрессорной станции в составе газового промысла. 119

11.5. Автоматизация технологических процессов. 126

11.6. Нормы технологического режима. 134

11.7. Правила пуска, остановки и переключения ДКС.. 134

11.7.1. Остановка ДКС.. 135

11.7.2. Правила пуска, остановки агрегатов ГПА-Ц-16. 135

11.8. Загрузка газоперекачивающих агрегатов в «МАГИСТРАЛЬ». 140

11.8.1. Запуск и загрузка в «МАГИСТРАЛЬ» ГПА 1 ступени компримирования ДКС.. 140

11.8.2. Запуск и загрузка в «МАГИСТРАЛЬ» ГПА 2 ступени компримирования ДКС.. 141

11.9. Контроль производства. 143

11.10. Основные правила безопасного ведения процесса. 145

11.10.1. Правила подготовки оборудования ДКС к ремонту, вывод в ремонт. 145

11.10.2. Правила подготовки и проведения ремонта электрооборудования, приемки оборудования из ремонта и пуск его в эксплуатацию.. 147

11.10.3. Действия персонала при аварии. 148

11.10.4. Противопожарные мероприятия. 149

11.10.5. Огневые и газоопасные работы. Обеспечение безопасности при проведении. 150

11.11. Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу. 152

11.12. Защита технологических коммуникаций от коррозии. 152

12. Технологические схемы производства.. 153

Лист регистрации изменений и дополнений ……………………………………………………171

Геологическая характеристика месторождения

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа к западу от реки Пур с координатами 76-78° восточной долготы и 66-68° северной широты. На месторождении установлена продуктивность в верхнемеловых и нижнемеловых отложениях.

Основная по запасам верхнемеловая (сеноманская) залежь связана с верхней частью мощной (до 150 м) толщи преимущественно песчаных образований. Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности 4750 км², пластовая температура изменяется от 27°С в своде до 34°С у контакта газ-вода. Залежь водоплавающая со слабым наклоном газоводяного контакта в северном направлении, начальная отметка ГВК - 1235м.

Начальное пластовое давление Р_пл =12,25 МПа. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытой пористостью 9-38% и проницаемостью от 10 до 1000 мД и более, что обеспечивает получение высоких дебитов газа.

Добыча газа

Добыча газа осуществляется через эксплуатационные скважины, которые группируются в кусты из 3-5 скважин. Основными факторами, определяющими конструкцию эксплуатационных скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения, являются: обеспечение надежности скважин при их сооружении и последующей эксплуатации и получение требуемого отбора газа.

На месторождении принята следующая конструкция скважины:

− направление ø426мм, Н=200-250м;

− кондуктор ø324мм Н=600м;

− эксплуатационная колонна ø219мм или ø 168мм до проектной глубины;

− лифтовая колонна (НКТ) ø168мм или 114мм, 127мм, 102мм и 89мм.

Направление перекрывает многолетние мерзлые породы (ММП), которые в верхней части представлены песчаными породами, сцементированными льдом. Кондуктор должен перекрывать подмерзлотную зону, способную поглощать жидкость, заполняющую скважину при ее герметизации.

Эксплуатация скважин ведется по лифтовым колоннам, спускаемым до нижних отверстий перфорации и оснащенных пакерами с надежными якорными устройствами, забойными клапанами - отсекателями, циркуляционными и ингибиторными клапанами.

Для оборудования устья скважин используются колонные головки 324х219, 245х168 мм, фонтанная арматура АФК6-150/100-210ХЛ, АФК6-100/100-210ХЛ, АФТ-65/50-210-ХЛ, Бакинского завода им. Лейтенанта Шмидта, Воронежского механического завода (ВМЗ). Регулирование отбора газа по скважинам осуществляется на основе утвержденных «Технологических режимов работы газовых скважин», которые разрабатываются и ежеквартально корректируются геологической службой УГПУ. Сбор природного газа от кустов осуществляется по лучевой схеме с помощью системы кустовых газосборных коллекторов - шлейфов ø 426х16, 426х14.

При транспортировке газа по газосборным коллекторам (шлейфам) (ГСК) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой (в зимнее время), а также за счет незначительного дpосселиpования, связанного с потерями давления на трение.

Так как природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность - 100%), то при снижении температуры возможно гидpатообpазование.

Для предотвращения гидратообразования (особенно в зимнее время) и ликвидации образовавшихся кристаллогидратов (гидратных пробок) в ГСК предусмотрена подача ингибитора гидpатообpазования – метанола на устье скважин дозирующими насосами типа НД 100/250 по метанолопроводам Ду50.

Природный газ от кустов газовых скважин по ГСК транспортируется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

С помощью оборудования в здании переключающей аpматуpы (ЗПА) возможно отключение куста от УКПГ, переключение куста на факел через перепускной коллектор. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установке комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента -диэтиленгликоля (ДЭГ).

Текущие показатели разработки по району УКПГ-8:

Давление пластовое,– 2,5 2,1 МПа;

Давление статическое– 2,35 1,9 МПа;

Давление устьевое 1,95 1,7 МПа;

Температура на устье 11,2 10,0°С;

Эксплуатационный фонд скважин - 87;

Кустов газовых скважин – 23.

Требования к качеству товарного газа

ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия»

с изменениями №9 – 2009 от 16.11.2009г.

СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия»

Таблица 2.2 – Требования к качеству товарного газа

№№ п/п	Наименования показателя	Норма	Методы испытания
	Точка росы газа по влаге, Температура точки росы по воде при абсолютном давлении 3,92 МПа (40,0 кгс/см^2) ^оС, не выше с 1.05 по 30.09 с 1.10 по 30.04	Минус 10 Минус 14 Минус 20	ГОСТ 20060-83 ГОСТ 20060 или ГОСТ Р 53763
	Точка росы газа по углеводородам, Температура точки росы по углеводородам при абсолютном давлении от 2,5 до 7,5МПа ^оС, не выше с 1.05 по 30.09 с 1.10 по 30.04	Минус 5 Минус 10	ГОСТ 20061-84 ГОСТ Р 53762
	Температура газа, ^оС	Температура газа на выходе и в самом газопроводе устанавливается проектом
	Масса сероводорода, г/м^3, не более Массовая концентрация сероводорода, г/м^3, не более	0,007	ГОСТ 22387.2-97 ГОСТ Р 53367, ГОСТ 22387.2, или СТО Газпром 5.12
	Масса меркаптановой серы, Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м^3, не более	0,016	ГОСТ 22387.2-97 ГОСТ Р 53367, ГОСТ 22387.2, или СТО Газпром 5.12
	Объемная доля кислорода, Молярная доля кислорода %, не более	1,0 0,020	ГОСТ 23781-87 ГОСТ 31371
	Теплота сгорания низшая, МДж/м^3 при Т 20°С и 101,325 кПа при стандартных условиях, не менее	32,5 31,8	ГОСТ 22667-82 ГОСТ 31369
	Масса мехпримесей и труднолетучих жидкостей Массовая концентрация механических примесей,г/м^3 не более	0,001	Условия оговариваются в соглашениях на поставку с ПХГ, ГПЗ и промыслов ГОСТ 22387.4

Газ горючий природный

поставляемый в газопровод ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Таблица 2.4 – Состав газа горючего природного из данных к паспорту качества

Показатели	ГОСТ	Значение
O2, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,003
N2, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,676
CO2, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,106
CH4, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	95,151
C2H6, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	2,757
C3H8, %,об	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,883
iC4H10, %,об.	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,184
nC4H10, %,об	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,171
iC5H12, %,об	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,036
nC5H12, %,об	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,024
C6H14, %,об	МВИ ООО «Газпром добыча Уренгой» ГОСТ 31371	0,007
Плотность пикнометрическая при 20ºС, кг/м^3	17310-2002 17310 или 31369	0,711
Молекулярная масса газа, кг/кмоль		16,978

Данные паспорта качества предоставляются ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», обновляются ежемесячно.

Диэтиленгликоль

Таблица 2.8 – ГОСТ 10136-77 «Диэтиленгликоль. Технические условия»

Технические требования	Норма для марки Б
Внешний вид	Бесцветная или желтоватая прозрачная жидкость
Применение	ДЭГ марки Б применяется для осушки природного газа
Формула	С4Н10О3
Молекулярная масса	106,12
Плотность при 20°С, г/см^3	1,116-1,117
Цветность, единица Хазена, не более
Массовая доля органических примесей,%, не более	1,8
Массовая доля диэтиленгликоля, %, не менее	98,0
Массовая доля воды, %, не более	0,2
Массовая доля кислот в пересчете на уксусную кислоту, %, не более	0,01
Число омыления, мг КОН на 1г продукта, не более	0,3
Температурные пределы перегонки при давлении 101,3 кПа (760 мм рт.ст.):
начало перегонки, °С, не ниже

Продолжение таблицы 2.8

конец перегонки, °С, не ниже
Требования безопасности
Температура вспышки в открытом тигле, °С
Температура самовоспламенеия, °С
Температура нижнего предела воспламенения, °С
Температура верхнего предела воспламенения, °С
Температура воспламенения, °С
Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе помещений, мг/м^3
Показатели пожаровзрывоопасности	ГОСТ 12.1.044-89
Класс опасности
Температура кипения при 760 мм рт.ст.	245 ºС
Темпеpатуpа начала pазложения	164,5 ºС

Метанол технический

Таблица 2.9 – ГОСТ 2222-95 «Метанол технический. Технические условия»

№ п/п	Наименование показателя	Норма для марки	Методы испытания
А	Б
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
	Плотность при 20^оС, г/см^3	0,791-0,792	По п. 6.4. ГОСТ2222-95
	Температурные пределы:		По ГОСТ 25742.1
предел кипения, 8С	64,0-65,5
99% продукта перегоняется в пределах, 8С, не более	0,8	1,0
	Массовая доля воды, %, не более	0,05	0,08	По п. 6.6. настоящего ГОСТ
	Массовая доля свободных кислот в пересчете на муравьиную кислоту, %, не более	0,0015	По ГОСТ 25742.2
	Массовая доля нелетучего остатка после испарения, %, не более	0,001	0,002	По 6.8 настоящего ГОСТа
	Массовая доля этилового спирта, %, не более	0,01		по ГОСТ 25742.4
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
	Температура вспышки, °С
	Температура воспламенения, °С
	Температура самовоспламенения, °С
	Температурные пределы распространения пламени, °С
нижний
верхний
	Концентрационные пределы распространения пламени, %об.	6,98-35,5
	Класс опасности
	ПДК* в воздухе рабочей зоны, мг/м^3
	Максимальная разовая концентрация в атмосферном воздухе населенных мест, мг/м^3	0,5
среднесуточная

Примечание: Метанол марки Б используется в нефтяной и газовой промышленности для ликвидации кристаллогидратов.

Узел ввода газа на УКПГ

Природный газ от скважин по шлейфам ø 168х8 с давлением 1,4 1,3-1,8 1,7 МПа поступает в газовые коллекторы кустов ø 426х16, 426х14, по которым подается на два крыла здания переключающей арматуры ЗПА-1,2.

В ЗПА осуществляется отключение кустов газовых скважин от ДКС, переключение кустов на факел, переключение узлов ввода шлейфов с куста на куст. При необходимости продувки шлейфов на факел закрывается запорный входной кран Ду300 Ру110 на линии подачи сырого газа в общий коллектор ø 1020х24 и открывается перепускной кран Ду300 Ру110 и секущий кран Ду300 Ру110 на факел.

Есть возможность подачи метанола в шлейфы кустов на ЗПА-1 и ЗПА-2 непосредственно перед входными кранами Ду-300, в факельный коллектор Ду300, а также по метанолопроводам Ду50 в обвязку скважин.

Подача метанола в точки ввода осуществляется дозировочными насосами Н-503 со склада метанола через панели распределения метанола ПРГ-3, установленные на ЗПА.

ЗПА расположено на расстоянии 350 м от технологического корпуса. Этот разрыв предусмотрен на случай создания в технологическом корпусе аварийной ситуации.

На ЗПА-1 и ЗПА-2 с помощью шаровых кранов предусмотрены следующие операции:

− -отработка кустов газовых скважин на факел;

− -отключение кустов газовых скважин от ДКС;

− -перепуск газа с помощью перепускного коллектора с ЗПА-1 на ЗПА-2 и наоборот. Все запорные краны имеют местное и дистанционное управление, а также сигнализацию «открыто» - «закрыто» на мониторе АРМ оператора. Запорные выходные краны имеют только ручное управление.

Температура газа на ЗПА контролируется преобразователем температуры TRD20 WIKA с выводом показаний на монитор АРМ оператора поз. ТЕ, а также ртутными биметаллическими типа ТБ-2Р термометрами. Давление газа на ЗПА контролируется прибором «YOKOGAWA» поз. PT с выводом показаний давления на монитор АРМ оператора, а также техническим манометром по месту.

Природный газ с ЗПА проходит, входные краны Ду300 Ру110 с дистанционным управлением и собирается в общий коллектор ø 1020х24, откуда по двум коллекторам ø 1020х21,5 через краны Ду1000 Ру80 подается на ДКС I ступени через цех очистки газа (ЦОГ).

Двухступенчатая осушка газа

На УКПГ–8 предусмотрена схема двухступенчатой осушки газа:

Газ сырой после ЗПА с давлением 1,4 1,3÷1,8 1,5 МПа, температурой 5÷10°С поступает в технологический цех №2, где происходит предварительная его очистка от пластовой жидкости, механических примесей в сепарационной части абсорберов А–201№№9÷16 и предварительная осушка в абсорбционной части. Далее частично осушенный газ направляется в технологические нитки №№1÷6 цеха очистки газа, проходит через сепараторы С–101, фильтр–сепараторы тонкой очистки от мехпримесей Ф–101. Очищенный от капельной жидкости и мех.примесей газ после ЦОГ смешивается с осушенным газом УКПГ–8В после крана №108 и регулирующего клапана «Моквелд». Далее смешанный газ поступает на I ступень ДКС–8, где происходит его повышение давления до 3,0 2,7÷3,2 2,9 МПа компрессорами типа ГПА–Ц–16/56. После ГПА нагретый до температуры 60 ÷ 80°С газ проходит через 5÷10 секций АВО газа, в зависимости от наружной температуры окружающего воздуха, охлаждается до температуры 8÷25°С и по перемычке Ду1000 с краном №103 поступает в агрегаты ГПА–Ц–16/76 II ступени ДКС–8. На II ступени ДКС происходит повышение давления газа до 5,1-5,5 МПа, температуры – до 60 ÷ 80°С. После ГПА II ступени нагретый газ проходит через 17 15 секций АВО газа, где охлаждается до температуры 5 ÷ 25°С в зависимости от наружной температуры. Частично осушенный газ через кран №105 поступает в технологические нитки №№1÷8, где происходит окончательная его осушка в абсорберах с помощью ДЭГ в соответствии с требованиями ОСТ 51.40–93. Далее осушенный от влаги и очищенный от мех.примесей газ проходит кран №106, поступает в узел замера газа, где определяется его количество и направляется в межпромысловый коллектор для дальнейшей транспортировки.

Для обеспечения абсорбционной осушки газа применяется двухступенчатая подача диэтиленгликоля в технологические нитки №№1÷16:

– на первую ступень (тех. нитки №№1÷8) регенерированный ДЭГ подается насосами высокого давления;

– на вторую ступень (тех. нитки №№9÷16) насыщенный ДЭГ подается из абсорберов технологических ниток №№1÷8 под собственным давлением, далее в систему регенерации.

Таблица 3.1 – Положение межстанционных и межцеховых кранов при двухступенчатой схеме осушки газа

Места установки кранов	Номера кранов	Положение кранов
Коллектор Ду1000 сырого газа после ЗПА		открыт
Коллектор Ду1000 сырого газа после ЗПА		закрыт
Коллектор Ду1000 сырого газа после крана №8´		закрыт
Входной коллектор Ду1000 технологических цехов №№1,2	2с	закрыт
АВО газа технологических цехов №№1,2	3с,9с	закрыты
7с,8с	открыты
4с,5с,6с	закрыты
Узел подключения 2-ой ступени ДКС	102,103,7,8,19, 20в´,20в	открыты
7а,20,21	закрыты
Узел подключения 1-ой ступени ДКС	7´,7б´,8´	открыты
7а´,20´	закрыты
Коллектор Ду1000 осушенного газа после ЦОГ	7в,7в´,108	открыты
Коллектор Ду1000 после крана №8	19,105,106	открыты
21,104	закрыты

Установка регенерации ДЭГ

Дренажная система установки

Во время планово-предупредительных ремонтных работ, для освобождения аппаратов и емкостей УКПГ-8 от остатков жидкостей предусмотрена дренажная система, которая включает в себя:

− заглубленные герметичные емкости Е-305 №№1, 2 которые работают с периодическим набором избыточного давления газом до 0,3 МПа после второй ступени узла редуцирования газа;

− сеть трубопроводов Ду80, Ду50 в технологических цехах №№1,2, ЦОГ и котельной ДЕ, ДКВР;

− канализационные промышленные колодцы с трубопроводами Ду-150,Ду-100;

− КНС промстоков УКПГ-8, ЦОГ.

Факельная система установки

На основании изысканий ОАО «ВНИПИгаздобыча» И-4187-595649 л. 7,11 в 2008 году была произведена реконструкция факельной установки УКПГ-8, в результате которой смонтировано горизонтальное горелочное устройство (далее ГГУ) КМЕВ.611256.062.00.000 разработанное и изготовленное ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ».

Реконструкция факельной установки предусматривает использование существующих подземных коллекторов освобождения газа из технологического цеха очистки газа Ø325x12, трубопровода продувки сырого газа Ø325x14, трубопровода топливного газа Ø57x4, существующей площадки вертикального факела и новой площадки горизонтального факела и свечи.

Вновь спланированная площадка, включающая в себя ГГУ, свечу и трубопроводы подключения, располагается на площадке существующего вертикального факела.

ГГУ Q=27,5тыс.ст.м³/час предназначено для сжигания периодических сбросов сырого газа сеноманской залежи на УКПГ-8 при продувке шлейфов. На ГГУ установлены дежурные горелки, выполняющие роль пилотных огней, и запальные горелки, служащие для зажигания пламени.

Для освобождения аппаратов и трубопроводов технологическом цеха и цеха очистки газа при аварийном сбросе газа или останове их на плановую ревизию выполнена свеча Ду300.

На площадке расположены следующие трубопроводы:

− трубопровод продувки на факел Ø325x8 Рраб=2,91 МПа;

− трубопровод освобождения системы Ø325x10 Рраб=5,4 МПа;

− трубопровод топливного газа Ø57x4, Ø32x3 Рраб=0,6МПа.

Для продувки шлейфов, вывода кустов на температурный режим проложен трубопровод продувки газа на факел Ø325x8 от существующего подземного коллектора Ø325x14 до горизонтального горелочного устройства.

Трубопровод освобождения системы Ø325x10 проложен от существующего подземного трубопровода Ø325x12. Для снижения давления перед свечой установлена дроссельная шайба 100x200x30 Ду 300 Ру100 с диаметром отверстия 30мм.

Для подвода газа к узлу подачи топливного газа выполнен трубопровод Ø57x4 от существующего трубопровода Ø57x4. От узла подачи, поставляемого совместно с горелочным устройством, топливный газ разделяется на 2 трубопровода Ø32x3 к запальной горелке и дежурной горелке, которые находятся на горизонтальном горелочном устройстве.

Прием ДЭГ

ДЭГ на установку доставляется автоцистернами. Слив ДЭГ из автоцистерн производится самотеком в заглубленную емкость ДЭГ V=10м³. Из приемной заглубленной емкости ДЭГ выдавливается воздухом КИПиА в емкости Е-304 или Е-308.

Водоснабжение

Водоснабжение ГКП №8 предусматривается от артезианских скважин водозабора. Поддержание необходимого уровня в РВС-1,2 для пожарных и хозяйственно-производственных нужд осуществляется добычей воды с артезианских скважин (4 скважины) установленными в них погружными насосами типа ЭЦВ6-6,5-125 – 2шт; ЭЦВ6-10-110 – 1шт. и ЭЦВ6-10-140 – 1шт с предварительной очисткой и обезжелезиванием в фильтрах станции обезжелезивания. Дебит скважин определяется режимной картой на основе проведенных исследований СОПиРИПР УГПУ.

Артезианская вода из скважин по одной рабочей нитке водовода Ду100 (вторая нитка водовода находится в резерве) поступает на УКПГ-8 в водонасосную 2-го подъёма, далее через фильтры и станцию обезжелезивания в 2 резервуара объемом V=700 м³ каждый. По трассе водовода по всей его длине для предотвращения замерзания проложен теплоспутник. Для уменьшения потерь тепла резервуары теплоизолированы. Температура воды в резервуарах поддерживается в пределах 14÷18°С за счет теплоспутников и установленых на площадке деаэраторов в котельной ДЕ-16/14 теплообменника. Вода после резервуаров, производственно – хозяйственными или противопожарными насосами, которые установлены в насосной ІІ-го подъема, по двум ниткам подается в кольцевую сеть площадки УКПГ-8. Проходя теплообменник, циркулируемая вода подогревается конденсатом пара после испарителей системы регенерации ДЭГ.

Система водоснабжения ГКП №8 состоит:

− система водоснабжения УКПГ-8, внутриплощадочный водовод, проложен по эстакадам;

− система водоснабжения УКПГ-8В, внутриплощадочный водовод, проложен под землей;

− система водоснабжения ДКС-8, внутриплощадочный водовод, проложен по эстакадам;

− станция обезжелезивания 600 м³/сутки с механическими фильтрами типа ФИПа-1-1,0-0,6 и аэратором Д=1,0 м; Н_общ.= 3м;

− станция второго подъема с хозяйственными насосами К-45/55 с Q =45м³/ч и Н=55м 2шт. и К-90/55 с Q =90м³/ч и Н=55м 1шт и пожарными насосами 25Е80Б с Q =100м³/ч и Н=50м 2шт. и К-90/55 с Q =90м³/ч и Н=55м;

− трубопроводы из стальных труб Ду150, покрытых грунтовкой в два слоя, тепловой изоляцией из минваты и слоем из листов оцинкованной стали.

Станция обезжелезивания и насосная станция 2-го подъема расположены в одном здании.

На водоводе в местах подключения к внутриплощадочным сетям устанавливаются дросселирующие задвижки, обеспечивающие постоянное движение воды в кольце и в водоводе и возврат излишков воды в резервуары на площадке УКПГ-8 для дополнительного подогрева. В подземном исполнении в колодцах и на эстакадах, на расстоянии 150 м друг от друга установлены пожарные гидранты. Сети водопровода, проходящие по эстакаде, прокладываются в тепловой изоляции. На трубопроводах в местах ответвлений и на вводах в здания при подземной прокладке предусмотрены колодцы с отключающими и дроссельными задвижками. На линии возврата излишков воды после потребителей в резервуары установлены электроприводные задвижки Ду50 Ру16, которые автоматически закрываются при включении противопожарных насосов. После закрытия этих задвижек происходит увеличение давления в системе водоснабжения, тем самым обеспечивается необходимая водоотдача при тушении очагов возгораний.

Теплоснабжение

Теплоснабжение ГКП №8 может полностью осуществляться как от котельной, так и от комплексной установки утилизации тепла ДКС.

Теплоснабжение УКПГ–8, 8В осуществляется от котельной с 5 котлами ДЕ-16/14. Подогрев сетевой воды в котельной производится в пароводяных подогревателях типа ПП1-53-7-IV/ПВС-14/2. Циркуляцию в системе обеспечивают 4 сетевых насоса 1Д315-71 (2шт.), 1Д500-63(2шт.), установленных в котельной. Распределение теплоносителя производится от коллектора Ду250. Основные магистрали имеют условные диаметры 150 и 200 мм. Теплоснабжение ДКС-8 осуществляется от 4-х утилизационных установок (УТ-9,2/150 – 4шт.), установленных на газоперекачивающих агрегатах ДКС-8. Циркуляцию теплоносителя обеспечивает утилизационная насосная станция. В утилизационной насосной станции установлено 3 насоса (1Д 500-65 – 1 шт. и 1Д315–71 – 2шт.). Основная магистраль имеет условный диаметр 200 мм.

Температурный график тепловых сетей составляет 105/80ºС для расчетной температуры наружного воздуха -46ºС. Подпитка всей системы теплоснабжения осуществляется подпиточной линией в котельной.

Пароснабжение

Пароснабжение ГКП №8 осуществляется от 5 паровых котлов ДЕ-16/14. Пар с выхода рабочего котла подается на главный паровой коллектор, далее по основной паровой линии

Ду150мм подается в технологические цеха №№1-2, №100-101, опытную нитку низкотемпературной абсорбции, и по обратному паропроводу Ду100 возвращается в котельную в виде пароконденсатной смеси. Рабочие параметры пара на выходе паровых котлов поддерживаются исходя из требований технологического регламента работы испарителей в процессе осушки газа.

Опеpационная система

В АСУ ТП УКПГ-8 в качестве системного программного обеспечения выбрана операционная система Microsoft Windows XP Professional SP2 (использование другой ОС не рекомендуется).

Оперативно-технологический персонал и обслуживающий технический персонал должны иметь соответствующую квалификацию и опыт работы с компьютерным оборудованием. Персонал, участвующий в обслуживании программно-технического комплекса (ПТК) АСУ ТП УКПГ-8 выполняет следующие функции:

− обеспечивает эксплуатацию АСУ ТП в соответствии с правилами и требованиями, изложенными в технической и эксплуатационной документации;

− взаимодействует с оперативно-технологическим персоналом;

− проводит регламентные работы на оборудовании АСУ ТП;

− выявляет неисправности технических средств и заменяет неисправные элементы.

Состав КТС АСУ ТП УКПГ

АСУ ТП УКПГ-8 имеет двухуровневую иерархическую структуру.

Верхний уровень обеспечивает сбор и обработку данных, ведение технологической базы данных, дистанционное управление технологическим оборудованием, визуализацию состояния технологического оборудования, формирование и печать отчетных документов, связь с уровнем системы автоматического управления (САУ) технологическим процессом установки комплексной подготовки газа.

Уровень оперативно-производственной службы (ОПС) реализован на базе автоматизированных рабочих мест (АРМ) оперативно-технологического персонала и программного обеспечения системы I/A Series фирмы Foxboro. При этом используются следующие рабочие станции:

- АРМ оператора;

- АРМ инженера АСУ ТП.

Все АРМы располагаются в операторной здания СЭРБ, а также в операторной котельной.

 

Нижний уровень АСУ ТП УКПГ-8 - система автоматического управления (САУ) технологическим процессом установки комплексной подготовки газа.

АСУ ТП УКПГ-8 предназначена для:

- сбора и обработки информации о состоянии технологических параметров, исполнительных механизмов и прочего технологического оборудования;

- управления исполнительными механизмами в автоматическом режиме, а также организации человеко-машинного интерфейса для автоматизированного режима управления;

- ведения базы данных реального времени, а также архивации и хранения истории состояния объекта;

- формирования предупредительных сигнализаций оперативному персоналу.

АСУ ТП УКПГ включает в себя процессорную подсистему на базе процессоров FCP270FT и УСО подсистемы ввода-вывода. Процессорная подсистема и УСО технологического корпуса №1 и №2 находятся в помещении слесарной мастерской, блок-боксов метанола и КНС находятся в операторной УКПГ-8, здание флотационной установки в водонасосной 2-го подъёма, здания переключающей арматуры - в аппаратных КИП ЗПА соответственно. В операторной УКПГ-8 расположены основной сервер (резервный – в операторной УКПГ-8В) и прикладная станция.

Для обеспечения безопасности эксплуатации установок, а также контроля загазованности установлены стационарные датчики ДТХ-114 и стойка контроля загазованности типа СПКЗ-2.

Питание сжатым воздухом КИПиА и передача пневматических сигналов осуществляется по существующим трубным поводкам и импульсным линиям.

Узел замера газа