1.4. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів категорії "В" згідно з будівельними нормами і правилами "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85).
1.5. Установки комплексної підготовки газу повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.
1.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше однієї години.
Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене згідно з вимогами стандарту "Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности" (ГОСТ 17433-80*).
1.7. Установки комплексної підготовки газу повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору.
1.8. Не дозволяється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата.
1.9. За наявності (згідно з нормами технологічного проектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.
1.10. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.
Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.
1.11. У технологічному регламенті установок указується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.
1.12. Не дозволяється подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам технічних умов "Гази горючі природні родовищ України для промислового та комунально-побутового призначення" (ТУ У 320.00158764.033-2000).
1.13. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.
1.14. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.
Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об'ємного).
Витіснення повітря у факельний колектор не дозволяється.
1.15. Не дозволяється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.
1.16. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном їх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше ніж один раз на шість місяців.
1.17. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і граничнодопустимих параметрів.
Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.
1.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.
1.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.
1.20. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛАС.
1.21. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.
При встановленні обладнання слід передбачати:
а) основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;
б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;
в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;
г) проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;
ґ) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.
Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію, огородження.
1.22. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).
1.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.
Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.
Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.
1.24. Установка комплексної підготовки газу забезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та ін.).
1.25. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць відбору проб на загазованість.
Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 кв.м площі приміщення.
1.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.
1.27. Не дозволяється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:
а) при їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;
б) при розгерметизації технологічного апарата;
в) при несправних запобіжних клапанах;
г) при несправних чи незадіяних регулювальних пристроях;
ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;
д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проектом;
е) при вилученні з технологічної обв'язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;
є) без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;
ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічною документацією термін;
з) з експлуатацією газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);
и) з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.
1.28. Установка комплексної підготовки газу повинна бути аварійно зупинена у випадках:
а) аварії на газопроводі - підключенні до магістрального газопроводу;
б) виникнення відкритого фонтана на свердловині;
в) аварійних розривів шлейфів газових свердловин, газозбірного колектора чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;
г) пожежі на промплощадці УКПГ.
Висновок
В даному курсовому проекті наведений опис технологічної схеми Семиренківського УКПГ, проведений гідравлічний розрахунок трубопроводу по якому рухається газ, а саме визначено діаметр викидної лінії газопроводу (172мм), підібрано один комбінований сепаратор діаметром 1,6 м і пропускною здатністю по газу 934 тис. куб м на добу, розглянуто його опис і принцип дії, крім того наявний розрахунок на точку початку гідратоутворення в трубопроводі, спираючись на який можна зробити висновок, що гідрати по всій довжині газопроводу не утворюються.
Література
1. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти, газа и воды.М."Недра"1977-193 с.
2. Рабинович Е.3.Гидравлика. М; "Недра"1980 -278 с.
3. Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И.,Е.М.Муфтахов.типовые расчеты при проектировании и зксплуатации газопроводов. М. "Недра"1982 -136с.
4. ИНСТРУКЦИЯ по комплексному исследованию газовых и газоконденсатних пластов и скважии.Под ред. Зотова Г. А., Аииева З.С.М."Недра"1980-З04с.
5. Лутошкин Г.С.,Дуняшкин И.И.сборник задач по сбору и подготовке нефти,газа и воды на промыслах.М."Недра"1985 – 136с.
6. Мищенко И.Т.,Сахаров В. А.,Грон В.Г.,Богомольный Г.И сборник задач. по технологии и технике нефтедобычи.М."Недра"1984-278с.
7. Мищенко И.Т. Расчеты в добиче нефти.М."Недра" 1989 - 248с.
8. Ю.П.Коротаев,А.И.Ширковский,Добыча,транспорт и подземное хранение газа.М."Недра"1984-486 с.
9. Г.Р.Гуревич,А.И.Брусиловский.СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатних смесей.М."Недра"1984.
10. Гужов А.И. Совместний сбор у транспорт нефти и газа.М."Недра",1973- 235с.
11. Ю.В.Зайцев,Р.А.Максутов,0.В.Чубанов и др.Теория и практика газлифта.М.:Недра,1987-256с
12. Бабин Л.А,Быков Л.И,Волохов В.Я.Типовые расчеты по сооружению трубопроводов.М.:Недра,1979-176с.
13. Лутошкин Г.С.Сбор и подготовка нефти газа и воды.М.:«Недра»,1979-319с.
14. Лариков Н.Н.Теплотехника.М.:Стройиздат.1985-382с.
15. Лобков А.Н.Соор и обработка нефти и газа на промысле.М.:Недра.1968-356с.
16. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.М.: Недра, 1986 - 246с.
17. Гухов А.И., Титбв В.Г., Медведев В.Ф., Васильєв В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М: Недра, 1978 - 385с.
18 Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1979 303с.