Эксплуатация газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведение о месторождении

2. Геологические характеристика Вынгаяхинского месторождения

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

3 Эксплуатация газовых скважин

3.1 Фонд скважин

3.2 Газосборные сети

3.3 Кусты газовых скважин

4. Описание технологических процессов и технологических схем установок

4.1 Установка комплексной подготовки газа

4.2 Дожимная компрессорная станция

4.3 Газопровод внешнего транспорта

5. Безопасная эксплуатация производства

5.1 Опасные производственные факторы

5.2 Технические решения, направленные на обеспечение безопасности

Заключение

Использованная литература



Введение

Производственную практику проходили в ООО «Газпром добыча Ноябрьск» - дочернее общество ПАО «Газпром», более тридцати пяти лет работает на территории Ямало - Ненецкого автономного округа, с 2007 года - в Свердловской области, с 2009 года - в Камчатском крае и с 2010 года Республике Саха (Якутия) и являлось одним из основных дочерных обществ в области добычи природного газа.

Добыча газа осуществляется на пяти собственных лицензионных участках: Вынгапуровском, Комсомольском, Западно - Таркосалинском, Вынгаяхинском, Еты-Пуровском. На правах генерального оператора общество ведет добычу газа на Губкинском и Муравленковском лицензионных участках, а также осуществляет добычу и подготовку газа на Кшуском и Нижне - Квакчикском месторождениях Камчатского края.

Целью производственной практики является закрепление теоретических знаний, учебных практик, изучение производственной и технической деятельности газодобывающего предприятия, овладения производственными навыками и передовым методам труда.



1. Общие сведение о месторождении

месторождение нефтегазоносность компрессорный технологический

Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 120 км к югу от п. Тарко-Сале.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Географически оно расположено в междуречье рек Вынгапур и Тырль-Яха, относящихся к бассейну р. Пур. Реки на площади мелководны с извилистыми руслами, с большим числом притоков.

Широкое распространение имеют озера. Размеры наиболее значительных озер 2-3 км в поперечнике, их глубина составляет в основном 0,8-1 м. Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя многолетнемерзлых пород играющего роль водоупора, а также со слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком. Болота, открытые с торфяной подушкой, достигающей толщины 7 м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +62 до +80 м.

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная, с сильными ветрами и метелями, весенними возвратами холодов, поздними весенними и ранними осенними заморозками. Средние даты первого и последнего заморозков на почве 22.08 и 15.06 соответственно. Продолжительность безморозного периода 67 дней.

Средняя годовая температура воздуха в районе равна -6,7 0 С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января составляет -25 0 С, а самого жаркого июля +15 0 С. Абсолютный минимум температуры (-61 0 С) приходится на февраль, абсолютный максимум (+34 0 С) - на июнь-июль.

Годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть выпадает в период с апреля по октябрь. Реки замерзают в конце сентября, вскрываются ото льда во второй половине мая. Глубина промерзания грунта 1,5-3 м, толщина льда на реках и озерах 40-90 см [1].

По берегам рек и ручьев широко распространены хвойные (лиственница, ель, сосна, кедр), реже лиственница (береза) деревья. Среди болот встречаются островки редколесий, а в долинах рек - луга и заросли кустарников.

Экономическое развитие района в последнее время связано с бурным развитием нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности. Ведется разработка нефтяных залежей Вынгаяхинского месторождения [1].

Вынгаяхинский газовый промысел объединил два месторождения - Вынгаяхинское и Еты-Пуровское. Уникальность промысла заключается в том, что это комплекс, состоящий из двух газовых месторождений, расположенных в 40 километрах друг от друга. Оба месторождения обслуживаются одной установкой комплексной подготовки газа, находящейся на Вынгаяхинском месторождении. На Еты-Пуровском газовом месторождении происходит только предварительная подготовка газа. Далее газ, очищенный от капельной жидкости, по межпромысловому газопроводу подается на Вынгаяхинское месторождение. Суммарная годовая добыча газа по обоим месторождениям составляет более 20 млрд м куб.

Технологические показатели разработки месторождений определены «Проектом разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999 г.) и «Проектом разработки сеноманской газовой залежи Етыпуровского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2000 г.) и приведены в таблице 1.

Технологические объекты обустройства месторождения предназначены для добычи, сбора, комплексной подготовки и транспорта газа сеноманской залежи.

Газ месторождений не содержит вредных примесей, содержание тяжёлых углеводородов до 0,3 г/м³, поэтому для подготовки к транспорту в соответствии с ОСТ 51.40-93 необходима очистка его от механических примесей и воды до точки росы по воде минус 20 °С в период с 01.10 по 30.04; минус 10 °С в период с 01.05 по 30.09.

Технологические решения обеспечивают:

непрерывность процесса добычи, сбора, компримирования, подготовки и транспорта газа;

возможность работы в условиях изменения количества и качества поступающего пластового газа;

применение высокопроизводительного оборудования, автоматизированных систем управления технологическими процессами;

безопасность производства;

сравнительно низкую экологическую опасность производства;

эффективную работу газопроводов;

оптимизацию режимов работы оборудования;

рациональное расходование топливно-энергетических ресурсов и материалов;

сокращение потерь газа при транспортировке;

поставку плановых и договорных объёмов газа [1].

Таблица 1 - Технологические показатели разработки месторождения

Год разра-ботки	Добыча, млрд. м3	Дебит скважин, тыс. м3/ сут	Фонд скважин, шт.	Давление газа, МПа	Устьевая температура газа, °С
				пластовое	устьевое
Вынгаяхинское месторождение
2010	5,0	447	33	5,94	4,92	13,3
2011	5,0	447	33	5,71	4,68	13,3
2012	5,0	447	33	5,49	4,45	13,3
2013	5,0	447	33	5,26	4,2	13,3
2014	5,0	447	33	5,02	3,94	13,3
Етыпуровское месторождение
2010	15,0	534	87	6,17	5,33	17,0
2011	15,0	507	87	5,86	5,02	17,0
2012	15,0	507	87	5,54	4,71	17,0
2013	15,0	507	87	5,22	4,39	17,0
2014	15,0	507	87	4,89	4,06	17,0



Рис. 1. Обзорная схема Вынгаяхинского месторождения



2. Геологические характеристика Вынгаяхинского месторождения

2.1 Стратиграфия

2.1.1 Палеозойский фундамент

Породы доюрского фундамента на Вынгаяхинском месторождении не вскрыты. На ближайших площадях (надымская площадь - скв. 7 и южно-русская площадь - скв. 21- фундамент вскрыт на глубине 4462 и 4198 м.)

Литологически фундамент представлен алевролито-кремнисто-глинистыми породами. Породы характеризуются массивной текстурой, сильно деформированы, метаморфозны. Возраст пород фундамента - пермо-триассовый.

Рис.2. Геологический разрез по линии вынгаяхинское-нохояхинское месторождение

1 - пески и песчаники; 2 - переслаивание песков, песчаников и глин; 3 - алевролиты; 4 - глины; 5 - опоки; 6 - залежи газа в сеноманских отложениях; 7 - интервалы опробования



2.1.2 Юрская система

Отложения юрской системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним [2].

Породы нижнего и среднего отделов юры представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно морского происхождения породами васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Тюменская свита представлена частым неравномерным чередованием аргиллитов плотных, крепких, алевролитов слюдистых крепкосцементированных и песчаников мелкозернистых крепкосцементированных глинисто-известковистым цементом. Наибольшая вскрытая толща свиты 178 м.

Васюганская свита подразделяется на две части: нижнюю - глинистую и верхнюю - песчанисто-глинистую.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами плотными, слабослюдистыми.

Верхняя подсвита преимущественно, песчаная, к ней приурочен нефтеносный пласт Ю₁ .

Песчаники тонкозернистые, алевритистые, в отдельных прослоях глинистые, реже известковистые, в продуктивной части нефтенасыщенные с прослоями алевритов и аргиллитов. Алевриты, от слабо до сильно опесчаненных с глинистым, иногда карбонатным цементом. Аргиллиты тонкоотмученные, слюдистые с мелкорассеянным пиритом, иногда трещиноватые. По всему разрезу свиты наблюдаются обугленный растительный детрит. Толщина отложений свиты 64-76 м.

Георгиевская свита сложена аргиллитами тонкоотмученными с включениями глауконита, пирита. Толщина свиты 7-27 м.

Баженовская свита представлена битуминозными аргиллитами, слюдистыми с включениями растительного детрита. Толщина свиты 22-73 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает в себя породы сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты.Верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свиты [2].

Нижний отдел

Сортымская свита сложена терригенными породами, залегающими на битуминозных аргиллитах баженовской свиты.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами однородными, плитчатыми с углистым детритом.

Выше залегает песчаная ачимовская толща. В целом толща представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевритов с аргиллитами.

Выше ачимовской толщи залегают глинистые породы с прослоями песчаников и алевритов.

Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом порово-пленочного типа, прослоями с цементом глинисто-карбонатным. Алевролиты прослоями глинистые или карбонатные, местами с включениями песчаного материала и углистого растительного детрита. Аргиллиты неоднородные, слабослюдистые с включениями углистого детрита и микрофауны. Толщина сортымской свиты 368-537 метров [2].

Тангаловская свита сложена чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород.

Глинистые породы имеют преимущественное распространение: слюдистые, тонкослоистые с прослоями песчаников и алевролитов, встречаются прослои углей.

Песчано-алевритовые разности представлены песчаниками и алевролитами, изредка встречаются прослои известняка. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки. Толщина свиты 514-586 м.

Покурская свита разделяется на две части: нижнюю. В которой преобладают глинистые породы и верхнюю - с преобладанием песков, песчаников и алевролитов.

Нижняя часть разреза свиты на месторождении сложена песчано-алевритистовой толщей пород, глинистой, слюдистой, полимиктовой, в верхней части переходящей в глины аргиллитоподобные и алевритистые с прослоями песков и алевролитов.

Верхняя часть покурской свиты представляет часто переслаивание песков, песчаников, алевролитов. Керном охарактеризована только кровля покурской свиты, в которой приурочена сеноманская залежь газа. Общая толщина свиты 966-1034 м.

Верхний отдел

Кузнецовская свита представлена глинами слабослюдистыми, опоковидными с редкими остатками углистого детрита и отпечатками фауны. Толщина свиты изменяется от 13 до 23 м.

Березовская свита сложена глинами и подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнеберезовская подсвита представлена глинами с прослоями глинистых алевролитов. Толщина подсвиты 69-83 м.

Верхнеберезовская подсвита сложена переслаиванием алевролитов глинистых и глин алевритистых с прослоями опоковидных глин. Толщина подсвиты 32-64 м.

Ганькинская свита представлена толщей глин с прослоями алевритов, мергелей. В породах встречаются зерна глауконита, конкреции сидерита. Толщина свиты 146-196 м.

Палеогеновая система

Отложения системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом [2].

В составе системы выделяют: тибейсалинская, люлинворская, тавдинская, атлымская и новомихайловская свита.

Тибейсалинская свита сложена опоковидными глинами, в верхней части алевритистыми с прослоями диатомовых глин. Толщина свиты представлена глинами, алевритистыми. Толщина свиты до 180 м.

Атлымская свита сложена песками с прослоями глин и алевритов. Толщина свиты 30-70 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием глин, песков и алевритов. Толщина свиты до 70 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождении приурочено к Вынгаяхинскому локальному поднятию.

Согласно структурно-тектонической карте мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Вынгаяхинское поднятие осложняет северную часть. Вынгаяхинского вала, входящего в состав Верхнее-Пуровского мегавала.

Южная часть Вынгаяхинского вала осложнена Вынга-Пякутинским локальным поднятием, которое отделяет от Вынгаяхинского неглубокой седловиной [2].

К востоку и частично, к северо-востоку от Вынгаяхинского вала в пределах Верхне-Пурского мегавала выделяется Етыпурский вал и юга - Вынгапуровское куполовидное поднятие.

Наиболее общую информацию о структуре поднятия по различным горизонтам осадочного чехла и, связанных с ним отражающих границ, дают материалы сейсморазведочных работ, которое на рассматриваемой территории проводили с 1967 года.

По материалам МОВ сейсмопартии 30.39/77-78 Вынгаяхинское локальное поднятие закартировано по отражающим горизонтам: Г (сеноман). «М» (апт), «В» (верхняя юра), «Т» (подошва платформенных отложений). Наиболее выдержанными в отношении регистрации являются: верхнеюрские сейсмический репер «Б», литологически связанный с кровлей битуминозных аргиллитов баженовской свиты и горизонт «Г» контролирующейся кровлей Туринских глин, регионально распространенных в пределах Западной Сибири.

По горизонту «Г» Вынгаяхинское поднятие представляет собой, линейно вытянутую в меридиональном направлении брахиантиклинальную складку, со сравнительно крутым западным и восточными крыльями и пологими переклиньями.

Размеры структуры по замыкающей изогипсе - 775 м составляют 47 х 12 км, амплитуда поднятия 125 м. Свод структуры смещен к южной ее части.

По отражающему горизонту «Б» Вынгаяхинское поднятие представляет собой ту же меридиональную складку, осложненную несколькими кулисообразно расположенными куполами в сводовой части [2].

Западное крыло круче восточного. К востоку от сводовой части отмечается терраса шириной 6-9 км, восточнее которого углы падения увеличиваются и на крыльях достигают 3 0 -3,5 0. углы наклона к северу уменьшают до 2 0

2.3 Нефтегазоносность

Вынгаяхинское газовое месторождение расположено в пределах Пуровского района Надым-Пурской нефтегазовой области.

Залежи углеводородов, в пределах этой области, выявлены практически по всему разрезу вскрытых отложений, от васюганской и баженовской свит до сеноманского яруса, включительно.

В изученной части разреза месторождения скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов.

Безводные притоки нефти получены из коллекторов ачимовской толщи. Притоки нефти получены в пластах Ю₀ ,Ю₁ ,БП₁₁ .

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманской продуктивной толщи. В отложениях сеномана на месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом. Каждая залежь имеет свой ГВК. Одна газовая залежь выделяет на севере в пределах небольшого локального поднятия в районе скважины 3. Залежь имеет небольшую газонасыщенную толщину 2,2 м, отметка ГВК - 736,8 м.

Размеры залежи 3х2 км. При опробовании скважины в интервале 794 - 796 м был получен фонтан газа дебитом 577,3 тыс.м3/сут на диафрагме 25,4 мм. Залежь водоплавающая.

Вторая (основная) залежь вскрыта 17 поисково-разведочными скважинами, вытянута в меридиональном направлении. Кровля сеноманских отложений вскрыта 636,5 - 707,7 м. Представлена переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, невыдержанных как по разрезу, так и по площади.

Для разреза характерна слабая сцементированность пород [2].

Коллекторами газа являются песчаники мелко- т среднезернистые прослоями алевритовые или глинистые и алевролиты от мелко- до крупно-зернистых, переходящие в песчаники мелкозернистые.

Эффективные газонасыщенные толщи изменяются от 2,4 м до 62,4 м. Газоводяной контакт имеет наклон с юга на север от а.о. - 704,7 м до а.о. - 713,6 м. Опробование залежи проведено в трех скважинах (33, 34, 40). Во всех скважинах получены фонтаны газа. Размер основной залежи 25,3 х 10,8 км, высота - 72,7 м. По типу залежь массивная, водоплавающая.

Структурная карта кровли пласта ПК₁



3 Эксплуатация газовых скважин

3.1 Фонд скважин

Фонд эксплуатационных газовых скважин составляет 33 штуки, с целью снижения затрат на бурение и обустройство, а также охраны окружающей природной среды скважины сгруппированы на 14 кустовых площадках (по 2-3 скважины в кусте). Для контроля за разработкой залежи в контуре газоносности размещаются 6 наблюдательных скважин, две из них размещаются на кустовых площадках. Распределение скважин по кустам приведено в таблице 2.

Таблица 2. - Распределение скважин по кустам скважин

Номер куста	Количество скважин в кусте, шт.
	Эксплуатационные	Наблюдательные	Всего
6…11, 14, 15	2	-	2
12	2	1	3
2, 4, 5, 13	3	-	3
3	3	1	4
Одиночные (1Н, 2Н, 3Н, 4Н)	-	4	4

Начальный период эксплуатации характеризуется следующими технологическими параметрами:

статическое давление газа, МПа, не более 5,94;

пластовая температура газа, С., не более 32;

плотность газа абсолютная (при Р=0,1013 МПа, t=20С), кг/м³ 0,680;

Подошвенные воды залежи по химическому составу в основном хлоридно-кальциевые (хлоркальциевого типа по классификации В.А. Сулина), с минерализацией 18_20 г/л [3].

Для осуществления процесса добычи газа в составе кустов газовых скважин предусмотрены:

устья газовых скважин с фонтанной арматурой;

выкидные и внутриплощадочные технологические трубопроводы с запорной, регулирующей и отсечной арматурой;

горизонтальный факел;

установка для исследования скважин;

блок телемеханики.

3.2 Газосборные сети

Газосборные сети предназначены для сбора и транспорта добываемого природного газа от кустов скважин № 2…№ 15 до установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Принята коллекторная схема сбора газа с подключением кустов к двум телескопическим коллекторам. Газосборные сети предусмотрены из труб 159 мм, 219 мм, 273 мм, 325 мм, 426 мм и 530 мм. Общая протяженность газосборных сетей 30,263 км.

На коллекторах перед площадкой УКПГ и по трассе для подключения шлейфов протяженностью более 500 м предусмотрены краны шаровые с пневмоприводом.

Вдоль трасс газосборных сетей установлена охранная зона по 25 м от оси трубопровода с каждой стороны [3].

На участках прохождения газопроводов в ММГ для защиты изоляции от повреждений предусмотрена подсыпка толщиной 0,1м и обсыпка толщиной 0,2 м мягким грунтом.

Сброс газа при подготовке газосборных сетей к ремонту, продувке и в аварийных ситуациях предусмотрен на продувочные свечи высотой 3 м от уровня земли.

Приводы линейных кранов предусмотрены в укрытиях, а площадки линейных кранов заключены в защитную ограду. Предусмотрена установка кранов диаметром 400 и 500 мм на фундаменты.

Для защиты газосборных сетей от механического воздействия, на переходах через автомобильные дороги, принята прокладка газопроводов в защитных кожухах из стальных труб с уплотнением концов кожуха диэлектрическим материалом. На одном из концов кожухов предусмотрена вытяжная свеча высотой 5 м от уровня земли на расстоянии 25 м от подошвы земляного полотна.

Прокладка газосборных сетей на переходах через водные преграды предусмотрена подземная, с заглублением в дно пересекаемой водной преграды не менее 1 м от естественных отметок дна водоема и не менее 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки. Для придания газосборным сетям продольной устойчивости и предотвращения всплытия в процессе монтажа и эксплуатации предусматривается их балластировка. Газопроводов диаметром до 300 мм - чугунными пригрузами, газопроводов диаметром 400 и 500 мм - железобетонными кольцевыми пригрузами [3].

3.3 Кусты газовых скважин

Эксплуатационные скважины оснащены одной колонной насосно-компрессорных труб с эксплуатационным пакером, отбор газа осуществляется по трубному пространству скважины (лифтовой колонне).

На устьях эксплуатационных скважин установлена фонтанная арматура крестового типа, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления пластового газа.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, их пуска и остановки, обеспечения контроля работы и проведения необходимых операций при исследовании и ремонте газовых скважин.

Рабочие струны (боковые отводы) фонтанной арматуры располагаются перпендикулярно оси скважин [4].

Газ по одному боковому отводу фонтанной арматуры поступает в выкидной трубопровод ГС 1, выкидные трубопроводы от нескольких скважин объединяются на кусте в сборный коллектор ГС 2, по которому газ направляется в газосборные сети для транспорта на УКПГ.

Обвязка устья эксплуатационной скважины и куста скважин выполнена с соблюдением следующих условий:

- обеспечения пропуска газа при возможно минимальных потерях давления;

- обеспечения замера температур, давления, расхода рабочей среды и отбора проб газа;

- возможности подключения оборудования для проведения исследования скважин;

- обеспечения электрической изоляции обвязки куста скважин от шлейфа;

- возможности подключения агрегатов для глушения скважин;

- обеспечения автоматического отключения подачи газа в шлейф в случае понижения давления в нём за пределы заданного.

Обвязка куста скважин включает: выкидные трубопроводы от скважин ГС 1 Д_у 100 мм, факельный газопровод ГФ Д_у 100 мм, задавочные трубопроводы Д_у 100 мм, сборный коллектор ГС 2 Ду 200 мм или Ду 150 мм.

Для обеспечения надёжности эксплуатации скважин в обвязке устьев скважин предусмотрены продувочная и задавочные линии.

Продувка скважин при освоении и выводе скважин на режим, проведении ремонтных работ и работ по исследованию скважин осуществляется по факельному газопроводу ГФ на горизонтальный факел при обязательном сжигании газа [4].

Газ при проведении работ по исследованию скважин может подаваться в шлейф через задвижку с ручным управлением.

При глушении скважин подача задавочного раствора в трубное и затрубное пространства выполняется передвижным цементировочным агрегатом по задавочным трубопроводам, выведенным к проезду куста. На каждом задавочном трубопроводе установлена ручная задвижка и герметичное быстросъёмное соединение для подключения задавочного агрегата.

С целью предупреждения возможного гидратообразования в газосборных сетях на кустах скважин № 10, 11, 12, 14 предусмотрены надземные, трубопроводы насыщения сырого газа метанолом” V- 7,8 м³, оборудованные запорной арматурой, быстросъёмными соединениями для подключения автоцистерн при закачке или откачке метанола, свечой продувочной (воздушником).

Подача метанола производится по трубопроводу Ду 14 мм за счёт перепада давления, образующегося из-за гидростатического напора при поступлении газа через боковой отвод фонтанной арматуры.

Технологические трубопроводы в пределах площадки куста прокладываются надземно на опорах в теплоизоляции, трубопроводы на факел и для подключения задавочного агрегата - без теплоизоляции.

Трубы и детали трубопроводов выбраны в соответствии с требованиями «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» из низколегированных сталей.

Применены трубы стальные бесшовные группы В, сортамент по ГОСТ 8732-78*, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731-74*.

Трубы, изготовленные из слитка, разрешается применять только при подтверждении сертификатами сведений о 100% контроле качества неразрушающими методами [4].

Выбор трубопроводной арматуры и труб осуществлен с учётом статического давления, максимальных и минимальных температур, которые могут быть в процессе эксплуатации.

Выкидные линии оборудованы клапанами - отсекателями на Ру 10 МПа для отключения скважин в случае порыва шлейфа.

На трубопроводах выхода газа с кустов скважин предусмотрен кран с электроприводом и дистанционным управлением для быстрого отключения куста в случае порыва шлейфа.

Предусмотрены электроизолирующие прокладки из фторопласта для электрической изоляции надземных трубопроводов от опор.

Вытеснение воздуха из трубопроводов после ремонта и снижение давления газа до атмосферного перед ремонтом предусмотрено на горизонтальный факел, размещённый в 100 м от оси скважин в обваловании.

Поверхность „трубопровода насыщения сырого газа метанолом” должна быть окрашена светлой лучеотражающей краской на основе алюминиевой пудры.

На территории куста должны быть установлены запрещающие знаки на въезд и выезд.



Рис. 3. Схема сбора газа.

4. Описание технологических процессов и технологических схем установок

4.1 Установка комплексной подготовки газа

Установка входа и сепарации газа

Пластовый газ с кустов газовых скважин Вынгаяхинского месторождения по двум входным коллекторам ГС 1 Ду 500 мм и предварительно отсепарированный газ с УППГ Етыпуровского месторождения - по входному трубопроводу ГС 2 Ду 1000 мм поступает в общий коллектор ГС 3 Ду 1200 мм установки входа и сепарации газа.

Для осуществления безгидратного режима работы установки входа и сепарации газа предусмотрена подача метанола от узла приема и подачи реагентов в каждый входной коллектор и в трубопровод входа газа каждого сепаратора по трубопроводу метанола М 1 под давлением 7,5 МПа.

Регулирование подачи метанола выполняется дозировочными насосами, расположенными в узле приема и подачи метанола [4].

Установка сепарации газа состоит из семи блоков сепараторов С 1 производительностью 10 млн. м³/сут каждый при расчетном давлении 7,5 МПа, при давлении входа равном 4,2 МПа составит не более 6,5 . млн. м³/сут.

Блок сепаратора состоит из сепаратора, запорной арматуры, трубопроводов, приборов и средств КИПиА и предназначен для очистки газа от капельной влаги и механических примесей, а также от солей путем промывки рефлюксной водой (в перспективе).

Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1800 мм, в котором последовательно расположены:

Секция предварительной грубой очистки газа от пластовой воды (в т.ч. метанол и конденсат) и мехпримесей (в т.ч. песок), представляющая собой узел входа газа с отклоняющей пластиной со съемником жидкости и мехпримесей без коагулятора.

Сепарационная секция - тарелка с центробежными элементами ГПР 353.00.000 (112 шт.) для дальнейшего отделения газа от жидкости и мехпримесей.

Промывочная секция, состоящая из двух тарелок с контактно-сепарационными элементами ГПР 340.00.000 (199 шт. на каждой тарелке), на которых газ контактирует с промывочной жидкостью для уменьшения содержания солей.

Выходная сепарационная секция - тарелка с центробежными элементами ГПР 515.00.000 (112 шт.) для окончательной очистки газа от жидкости.

Гидравлическое сопротивление сепаратора должно быть не выше 0,039 МПа.

Нижняя часть сепаратора служит сборником жидкости, выносимой из газовых скважин и коллекторов входа газа.

Жидкость из сепараторов, насыщенная газом и содержащая метанол, конденсат и пластовую воду, в дальнейшем «метанол насыщенный», по трубопроводу МН 1 поступает в арматурные блоки Ар 1.1…Ар 1.7.

Арматурный блок Ар 1 состоит из двух арматурных узлов: метанола насыщенного (линия А-Б) и воды промывочной (линия В-Г) с запорной и регулирующей арматурой и приборами КИПиА.

Метанол насыщенный после арматурного блока Ар 1 с давлением 0,4 МПа по трубопроводу МН 1 поступает в блок дегазатора Д 1.1, Д 1.2 для разгазирования. Для подключения трубопровода метанола насыщенного от установки очистки газа на ДКС и жидкости из абсорберов предусмотрена запорная арматура [4].

На трубопроводах МН 1, МН 2 в комплекте с ручными задвижками Зд 27 и Зд 35 установлена дроссельная шайба, обеспечивающая снижение давления метанола насыщенного до 0,4 МПа.

Блок дегазатора Д 1 состоит из дегазатора, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, трубопроводов, приборов и средств КИПиА и предназначен для разгазирования метанола насыщенного (пластовой воды).

Дегазатор представляет собой цилиндрический горизонтальный аппарат диаметром 1000 мм с узлом входа и отбойником сетчатым в штуцере на выходе газа.

Давление в дегазаторе поддерживается с помощью регулирующего клапана КлР 11.1, КлР 11.2, установленного на трубопроводе выхода газа ГВ 1, направляемого через узел замера расхода на технологические нужды. Для защиты дегазатора от превышения давления установлен блок предохранительных клапанов для сброса газа в атмосферу. Установочное давление клапанов Р_уст 0,96 МПа. Сброс газа из дегазатора при аварии производится через задвижку с электроприводом Зд 6.1, Зд 6.2 и узел замера расхода газа на свечу рассеивания [4].

Уровень смеси в дегазаторе поддерживается автоматически с помощью регулирующего клапана КлР 1.1, КлР 1.2, установленного на трубопроводе выхода метанола насыщенного в подземную дренажно-канализационную ёмкость.

Жидкость из оборудования и трубопроводов установки сепарации газа при аварии или ремонте сливается в дренажную ёмкость Е 1 (поз. 2.1 по генплану), жидкость из дегазатора при нормальном режиме работы и жидкость из оборудования после промывки и пропарки перед ремонтными работами - в дренажно-канализационную ёмкость (поз. 2.2 по генплану).

Описание работы установленного оборудования системы подачи промывочной воды (ёмкость Е 9, насос Н 8) даётся при вводе системы в эксплуатацию.

Установка осушки газа

Осушка газа предусматривается методом абсорбции. В качестве абсорбента принят триэтиленгликоль (ТЭГ) концентрации 98,6% массовых.

Освобожденный от капельной жидкости и мехпримесей пластовый газ после установки сепарации газа направляется на ДКС, затем на установку осушки газа в блоки абсорберов А 1. Блоки абсорберов приняты производительностью 10 млн. м³/сут.

Блок абсорбера состоит из абсорбера, арматуры, трубопроводов, приборов КИП и А.

Абсорбер представляет собой вертикальный аппарат диаметром 1800 мм, состоящий из трёх секций: входной сепарационной, массообменной секции и секции доулавливания гликоля [4].

Входная сепарационная секция, служащая для предотвращения уноса РТЭГа с газом, состоит из сепарационной тарелки с прямоточно-центробежными элементами по ГПР 515 в количестве 82 шт. и глухой тарелки с паровыми патрубками в количестве 10 шт.

Массообменная секция включает в себя слой массообменной насадки по ГПР 2084.03 с 30 пакетами, распределитель жидкости и газораспределительную насадку. Подача РТЭГа в массообменную секцию осуществляется через распределитель жидкости, выполненный по типу ГПР 1940.07 в виде коробов со сливными трубами. Газораспределительная насадка, предназначенная для распределения газа по сечению аппарата и снижения жидкостной нагрузки на вышележащую секцию доулавливания гликоля, выполнена из двух слоёв регулярной пластинчатой насадки, выполненной по ГПР 1066.01 и ГПР 1066.02.

Секция доулавливания гликоля состоит из тарелки с элементами фильтрующими по ГПР 1889.01 в количестве 120 шт.

В результате контакта газа с гликолем происходит извлечение влаги из газа и насыщение ТЭГа до концентрации от 96,1%.

Гидравлическое сопротивление абсорбера не превышает при нормальной эксплуатации 0,0146 МПа.

Выход насыщенного ТЭГа (НТЭГа) производится с глухой тарелки, выход жидкости (конденсационной воды) - из кубовой части абсорбера.

Осушенный газ с содержанием капельной жидкости не более 1-3 мг/м³ из абсорберов направляется на пункт измерения расхода газа.

Газ при освобождении оборудования и трубопроводов цеха осушки газа направляется по газопроводу ГФ 2 через узел замера на свечу рассеивания.

Жидкость из оборудования и трубопроводов установки осушки газа при аварии или ремонте сливается в дренажную ёмкость Е 2 (поз. 3.1 по генплану), жидкость из оборудования после промывки и пропарки перед ремонтными работами - в дренажно-канализационную ёмкость.

Пункт измерения расхода газа

Подготовленный газ из коллектора газа осушенного ГО 2 Ду 1000 мм поступает в пункт измерения расхода газа, состоящий из четырех замерных линий Ду 700 мм, в т. ч. одна резервная.

На выходе газа с УКПГ установлены обратный клапан и кран с пневмоприводом со струйным двигателем ПСДС-7 Кр 0, позволяющий автоматически отключать подачу газа в газопровод в аварийных ситуациях. Для заполнения газопровода внешнего транспорта газом предусмотрен кран с ручным управлением Кр 0б. Для освобождения на свечу рассеивания участка трубопровода между обратным клапаном и краном Кр 0 предусмотрен кран с ручным управлением Кр 0с.

УСБ размещены в отапливаемом здании, запорная арматура - на открытой площадке [4].

Установка регенерации ТЭГа

Насыщенный 96,1% раствор триэтиленгликоля (НТЭГ) от установки осушки газа с рабочим давлением 0,40 МПа по трубопроводу НТЭГ 2 поступает в блоки дегазатора Д 2.1, Д 2.2 для выветривания.

Блок дегазатора Д 2 состоит из дегазатора, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, трубопроводов, приборов и средств КИПиА.

Дегазатор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат диаметром 1200 мм с узлом входа и сетчатым отбойником.

Блок фильтров БФ состоит из двух фильтров тонкой очистки, двух устройств для магнитной обработки, трубопроводов с запорной арматурой, приборов КИПиА.

Фильтр тонкой очистки представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 426 мм с 10 фильтрующими патронами, обеспечивающими очистку жидкости от мехпримесей. Допустимое гидравлическое сопротивление фильтра 0,05 МПа, при его достижении фильтр необходимо отключить и заменить фильтрующие патроны.

Устройство магнитной обработки представляет собой цилиндрический стальной корпус со стандартными фланцами на концах. Внутри корпуса и соосно ему установлены магниты. Жидкость, проходя через кольцевой зазор, омагничивается [4].

Теплообменник Т 1 представляет собой сдвоенный кожухотрубчатый аппарат внутренним диаметром 700 мм с плавающей головкой, шестиходовой по трубному пространству и одноходовой по межтрубному пространству. Диаметр теплообменных труб 20 мм, толщина стенки 2 мм, длина 6000 мм. Трубы закреплены в трубной решетке посредством обварки с последующей развальцовкой. Теплообменник имеет штуцера для входа и выхода продукта, дренажа, воздушника и для контроля за отсутствием давления.

Сборник солей СБ 1 предназначен для отделения солей, механических примесей и жидких углеводородов.

Для защиты блока регенерации ТЭГа от превышения давления на испарителе установлен предохранительный клапан с отводом паровой фазы в подземную ёмкость Е 6.

Нагрев НТЭГа в испарителе осуществляется с помощью газовой горелки, оснащенной комплектом розжига и контроля пламени.

На трубопроводе подачи топливного газа установлены отсечные и регулирующие клапаны, дистанционно управляемые при отклонениях технологических параметров.

Блок ёмкости РТЭГа Е 4 (1 рабочая, 1 резервная) включает ёмкость, фильтр жидкостной сетчатый, трубопроводы, арматуру, приборы и средства КИПиА.

Емкость представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат V=25 м³, диаметром 2400мм, снабженный технологическими штуцерами, штуцерами для приборов КИПиА.

Из блока ёмкости Е 4 РТЭГ насосами Н 10 подаётся в арматурный блок Ар 2 абсорбера А 1.

Блок насоса РТЭГа Н 10 (3 рабочих, 1 резервный) включает: насос центробежный, фильтр, трубопроводы, арматуру, приборы и средства КИПиА.

На выходе РТЭГа из блока насоса Н 10 установлена задвижка с электроприводом Зд 10.1…Зд 10.4 для выполнения АВР насосов.

Фильтр предназначен для защиты насосов от попадания механических примесей. Перепад давления на чистом фильтрующем элементе не более 0,04 МПа. Максимальный перепад на фильтрующем элементе не более 0,1 МПа.

Парогазовая смесь с верха выпарной колонны с температурой 98 єС направляется на охлаждение и конденсацию в аппараты воздушного охлаждения ВХ-1, ВХ 2 (1 рабочий, 1 резервный).

Парогазовая смесь конденсируется и в виде рефлюкса с температурой 30…40є С поступает в блок разделителя рефлюкса Р 1 (1 рабочий, 1резервный), именуемый в дальнейшем «блок разделителя» [4].

Блок разделителя состоит из разделителя, трубопроводов с запорной арматурой, приборов КИПиА и предназначен для разделения рефлюкса на конденсат и воду.

Разделитель представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат V=7,5 м³, внутренним диаметром 1200 мм, с узлом входа, насадкой полочной, камерой переточной и отбойником сетчатым в штуцере на выходе газа.

Конденсат газа из блока разделителя насосами откачки конденсата Н 3 подаётся на узел приема и подачи реагентов.

В блок насосов откачки конденсата Н 3 входит два насоса (1 рабочий, 1 резервный), обвязочные трубопроводы, фильтр, запорная арматура, приборы КИПиА.

Регулирование подачи конденсата производится регулирующим вентилем, установленным на линии перепуска конденсата из нагнетательного трубопровода на вход насосов.

Вода из блока разделителя насосами Н 7 подаётся по трубопроводу ОР 1 на орошение в блок регенерации ТЭГа, оставшаяся часть может использоваться как промывочная для сепараторов С 1 или подаётся в подземную дренажно-канализационную ёмкость и затем на очистные сооружения [4].

В блок насосов орошения Н 7 (1 рабочий, 1 резервный) входит два насоса, обвязочные трубопроводы, фильтр, запорная арматура, приборы КИПиА.

На выходе воды из каждого насоса блока Н 7 установлена задвижка с электроприводом Зд 7.1…Зд 7.4 для выполнения АВР насосов.

Для поддержания давления воды, подаваемой на орошение в блок регенерации ТЭГа, установлен клапан регулирующий КлР 19, подача воды на утилизацию регулируется задвижкой Зд 22, для учёта количества воды предусмотрен расходомер.

На случай ремонта оборудования предусмотрено его освобождение от газа на свечу рассеивания и слив жидкостей в дренажные ёмкости: рефлюкса - в подземную ёмкость Е 7 (поз. 3.4 по генплану), ТЭГа из блоков регенерации - в ёмкость Е 6 (поз. 3.2 по генплану), ТЭГа из остального оборудования - в ёмкость Е 2 (поз.3.1 по генплану).

Установка подготовки газа на собственные нужды

Установка подготовки газа на собственные нужды предназначена для подготовки газа, используемого в качестве топливного: ГТ 5 для объектов электроснабжения; ГТ 7 для котельной; ГТ 6 для технологических нужд.

В качестве топливного используется осушенный газ, взятый из коллектора ГО 2 выхода газа с установки осушки на ПИР.

Узел подготовки газа на собственные нужды УКПГ состоит из:

узла замера расхода газа;

теплообменника Т 2;

линий редуцирования и замера газа по потребителям.

Газ осушенный под собственным давлением через кран с пневмоприводом Кр 18 через узел замера расхода поступает в теплообменник Т 2, где подогревается до температуры 50є C. Далее газ поступает на линии редуцирования для снижения давления до рабочего:

до 1,2 МПа - на объекты электроснабжения ГТ 5;

до 0,4 МПа - на котельную ГТ 7 и на технологические нужды ГТ 6.

После редуцирования газ через узлы замера расхода направляется потребителям. Для защиты потребителей от превышения давления на трубопроводах выхода газа установлены предохранительные клапаны, сбрасывающие газ в атмосферу [4].

Для исключения попадания газа высокого давления в случае прорыва в теплоноситель установлена задвижка с электроприводом Зд 16.

Перед ремонтом продувка теплообменника осуществляется на свечу рассеивания, трубопроводов - в атмосферу.

Компрессорная станция сжатого воздуха

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции сжатого воздуха, совмещённая со схемой автоматизации, приведена на чертеже 1583-УКПГ-ТХ.АТ.РТ на листе 14.

Компрессорная станция сжатого воздуха предназначена для обеспечения сжатым осушенным воздухом средств КИПиА.

В состав компрессорной станции сжатого воздуха входят следующие основные узлы и агрегаты:

три установки компрессорные ВКУ 30 с винтовым блоком NK 100, с масляным охлаждением (рабочий и резервный);

установка осушки воздуха УОВ 10;

теплообменник TS6-MFG;

два воздухосборника В 16 объёмом 16 м³ каждый.

Воздухосборники устанавливаются на открытом воздухе, установки компрессорные - в помещении [4].

Забор воздуха производится из помещения компрессорной станции.

Воздух, сжимаясь в компрессоре, выходит под давлением 0,7 МПа с температурой 45±10⁰ С и поступает на установку осушки воздуха, где происходит удаление масла, влаги и конденсата, оставшихся в сжатом воздухе на выходе из компрессорной, и охлаждение до +25⁰ С. Воздух, проходя через адсорбент (активированная гидроокись алюминия), осушается до точки росы минус 60⁰ С. Для сглаживания пульсаций в сети воздухоснабжения схемой предусмотрена установка двух воздухосборников, которые являются аккумуляторами сжатого воздуха. Слив конденсата осуществляется в продувочный бак объемом 150 л, где происходит отстой и расслоение конденсата на воду и масло. Масло сливается в подставную ёмкость и вывозится на утилизацию, а вода сливается в промканализацию.

Системы автоматизации компрессоров и установки осушки воздуха обеспечивают непрерывную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. При повышении давления выше номинального (0,7 МПа) происходит срабатывание предохранительного (стравливающего) клапана СППК 4Р-80-16. При выравнивании давления клапан закрывается, и компрессор работает в нормальном режиме. Допускается круглосуточная эксплуатация установки на номинальном режиме.

В компрессорной станции предусмотрена резервная линия использования сжатого воздуха, поступающего от газоперекачивающих агрегатов. Воздух давлением 1,9 МПа от газоперекачивающих агрегатов оступает в пластинчатый теплообменник TS6-MFG с температурой 170є С и охлаждается до температуры 60є С. Редуцирование давления воздуха до 0,8 МПа осуществляет редуктор марки РКЗ-500-2. Редуцированный и охлажденный воздух поступает на осушку воздуха и в воздухосборники.

Для очистки воздуховодов предусмотрена система промыва рубопроводов. Очистку воздуховодов необходимо производить 3%-ным раствором сульфанола в течение 30 минут, не реже одного раза за 5000 часов работы компрессора [4].

4.2 Дожимная компрессорная станция

Трубопроводная обвязка ДКС рассчитана ООО „ВНИИгаз” на статическую и динамическую устойчивость.

Для контроля за техническим состоянием трубопроводов ДКС (измерение вибрации и толщины стенки) предусмотрены „люки и лючки” на них. Для контроля за провисанием подземных газопроводов и состоянием опор предусмотрены стационарные геодезические марки.

Подогрев топливного газа на ДКС осуществляется подогревателями с промежуточным теплоносителем.

Регенерация цеолита в адсорберах УПТИГа производится электронагревателями в автоматическом режиме.

Запуск ГПА предусмотрен через пусковой контур и систему противопомпажной защиты.

Продувка контуров ГПА перед запуском выполняется на свечи установленные за пределами площадки ДКС на площадке свечей.

Для сброса давления газа при остановке технологического оборудования (плановой или аварийной) и технологических трубопроводов предусмотрен сброс газа на свечи рассеивания.

Для защиты от превышения рабочего давления на трубопроводах топливного газа установлены предохранительные клапаны.

Прокладка маслопроводов выполнена в непроходных каналах на опорах с теплоспутниками.

Для аварийного слива жидкостей от оборудования и технологических трубопроводов предусмотрены подземные дренажные емкости. Емкости оборудованы свечами рассеивания с огнепреградителями.

Открытые площадки для масла и дизтоплива забетонированы и ограничены по периметру бордюрами высотой 0,15 м.

Оборудование, арматура и трубопроводы с температурой поверхности более 45 С теплоизолированы.

Поверхность надземных резервуаров и ёмкостей для масла, и дизтоплива окрашена светлой лучеотражающей краской на основе алюминиевой пудры [4].

Для защиты трубопроводов от механического воздействия в местах проезда транспорта принята прокладка трубопроводов в защитных кожухах из стальных труб с уплотнением концов кожуха из диэлектрического материала. На одном из концов кожуха предусмотрена вытяжная свеча.

Для защиты подземных участков трубопроводов от почвенной коррозии предусмотрена прокладка труб в заводском полимерном наружном покрытии. Изоляция тройников, отводов и сварных стыков труб подземных трубопроводов выполнена полимерным покрытием ТИАЛ.

Изоляция кожухов переходов труб под дорогами и свечей из кожухов выполнена защитным битумно-уретановым покрытием “БИУРС” в соответствии с технической инструкцией по нанесению покрытия ТУ 51-31-323949-80-2001 и.

Предусмотрена теплоизоляция всасывающих и нагнетательных трубопроводов обвязки ГПА, трубопроводов топливного газа вне помещений и трубопроводов, прокладываемых с теплоспутниками, несгораемыми материалами: матами минераловатными прошивными. Выполнен электрообогрев всех кранов с пневмоприводами.

Все электрооборудование взрывоопасных цехов и сооружений принято во взрывозащищенном исполнении.

Молниезащита зданий и сооружений со взрывоопасной средой классов В-1а, В-1г выполнена с помощью отдельно стоящих молниеотводов и молниеприёмников, установленных на прожекторных мачтах.

Защита зданий и сооружений от вторичных проявлений молнии предусмотрена путём присоединения оборудования к заземляющему устройству электроустановок [4].

Для заземления оборудования использованы металлоконструкции кабельных эстакад и заземляющий проводник.

Полы во всех взрывоопасных помещениях выполнены безискровые, негорючие.

Аварийная и приточно-вытяжная вентиляция установлена во всех взрывопожароопасных цехах. На всех воздуховодах при пересечении противопожарных стен установлены огнезадерживающие клапаны. Характеристики вентиляционных систем приведены в разделе 3.3.

В зданиях категории А по взрывопожароопасности предусмотрены легкосбрасываемые ограждающие конструкции, степень огнестойкости зданий производственных зданий - IIIа, предел огнестойкости несущих и ограждающих конструкций 0,25 часа, имеется не менее двух эвакуационных выходов. При входах из других помещений имеются тамбур - шлюзы с подпором воздуха. В местах расположения дверей и ворот предусматриваются пандусы для предотвращения вытекания горючих и легковоспламеняющихся жидкостей, а также бетонные бортики вдоль стен.

4.3 Газопровод внешнего транспорта

Вдоль трассы газопровода внешнего транспорта установлена охранная зона по 25 м от оси трубопровода с каждой стороны.

Сброс газа при подготовке газопровода к ремонту, продувке и в аварийных ситуациях предусмотрен на продувочную свечу высотой 3 м от уровня земли, отнесённую на 50 м.

Установка привода охранного крана предусмотрена в укрытии, а площадка охранного крана заключена в защитную ограду. Предусмотрена установка запорной арматуры диаметром 1000 мм на фундамент.

Для защиты газопровода от механического воздействия, на переходе через автомобильную дорогу, принята прокладка газопровода в защитном кожухе из стальной трубы с уплотнением концов кожуха диэлектрическим материалом. На одном из концов кожуха предусмотрена вытяжная свеча высотой 5 м от уровня земли на расстоянии 25 м от подошвы земляного полотна [4].

При взаимном пересечении газопровода с существующими нефтесборными коллекторами, газопровод проложен в защитном кожухе из стальной трубы, на расстоянии в свету не менее 0,6 м.



5. Безопасная эксплуатация производства

5.1 Опасные производственные факторы

В соответствии с федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” объекты Вынгаяхинского газового месторождения: кусты газовых скважин, газосборные сети, УКПГ, ДКС, газопровод внешнего транспорта являются опасными производственными объектами.

Опасность названных объектов обусловлена характеристикой и свойствами обращающихся веществ (сырья, реагентов, продукции) их рабочими параметрами (давление, температура, количество), наличием оборудования и технологических трубопроводов, работающих под давлением [5].

Опасными производственными факторами на объектах Вынгаяхинского газового месторождения являются:

- работа на высоте;

- ремонтные работы внутри оборудования (емкостей);

- движущиеся части насосных агрегатов;

- грузоподъёмные механизмы (тали, краны);

- шум от работающего оборудования;

- возможность поражения электрическим током;

- работа с опасными веществами;

- возможность появления в воздухе рабочей зоны опасных и даже ядовитых веществ;

- загазованность воздуха рабочей зоны;

- наличие сосудов и трубопроводов, работающих под давлением;

- возможность взрывов;

- возможность пожаров.

Взрывы и пожары на установках, сооружениях УКПГ и ДКС, кустах скважин, газосборных сетях и газопроводе внешнего транспорта могут произойти в результате техногенных аварий, связанных с разгерметизацией оборудования или трубопроводов и выходом в окружающее пространство природного газа, паров газового конденсата, образующих с воздухом взрывоопасные смеси, а также разливов дизельного топлива, метанола, триэтиленгликоля и масла.

При любых видах аварий в цехах входа и сепарации газа, осушки газа и регенерации ТЭГа, пункте измерения расхода газа, насосной узла приема и подачи реагентов на УКПГ; в цехе сепарации газа, цехе подготовки топливного и импульсного газа, в газоперекачивающих агрегатах на ДКС может произойти взрыв при наличии источника инициирования взрыва и взрывоопасной смеси в пределах взрывоопасной концентрации.

Взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ

Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, готовой продукции и отходов производства приведены в таблице 1.9.

Все эти вещества являются опасными, способными при авариях вызвать взрыв и (или) пожар, а также оказать вредное воздействие на организм человека [5].

Природный газ - горючий газ, образующий с воздухом взрывоопасную газовоздушную смесь.

Метанол - легковоспламеняющаяся жидкость, пары метанола образуют с воздухом взрывоопасную смесь с широким пределом взрываемости.

Топливо дизельное - легковоспламеняющаяся жидкость, пары дизельного топлива образуют с воздухом взрывоопасную смесь.

Конденсат газа - легковоспламеняющаяся жидкость, пары конденсата газа образуют с воздухом взрывоопасную смесь.

Триэтиленгликоль - горючая, нелетучая, умереннотоксичная жидкость.

Азот газообразный - инертный газ, бесцветный, невзрывоопасный, нетоксичный по ГОСТ 9293-74. Накопление азота вызывает явления кислородной недостаточности и удушья.