Управление по переработке попутного нефтяного газа

СОГЛАСОВАНО: Директор ООО “НИЦ Нефтегаз-1” _________________ В.И. Вайда “________”_____________ 2006 г.

УТВЕРЖДАЮ: Первый заместитель генерального директора – главный инженер ТПП “Лангепаснефтегаз” _________________ В.В. Чистяков “________”_____________ 2006 г.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

 

«Компрессорная станция сырого газа-1 (КССГ-1)»

 

Срок действия – с 2006 г до 2011 г.

СОГЛАСОВАНО:

Зам. главного инженера – начальник ОПН ТПП "Лангепаснефтегаз"	__________________А.П. Лопатко        "_______"_______________2006г.
Зам. главного инженера по ПБ – начальник ОТПБ и Э ТПП "Лангепаснефтегаз"	________________М.М. Прокопив        "_______"_______________2006г.
Главный механик ТПП "Лангепаснефтегаз"	_________________С.В. Резников        "_______"_______________2006г.
Начальник ОАИС и М	_________________С.В. Хахриков        "_______"_______________2006г.
Главный энергетик ТПП "Лангепаснефтегаз"	___________________Л.Г. Якимов        "_______"_______________2006г.
Главный инженер УППНГ ТПП "Лангепаснефтегаз"	___________________Ф.Г. Валеев        "_______"_______________2006г.

2006 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ.. 3

2. Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов.. 4

3. Описание технологическоГО процесса и технологической схемы отделения КССГ-1. 9

4. Нормы технологического режима.. 13

5. Контроль ведения технологического процесса.. 17

5.1. Аналитический контроль технологического процесса. 17

5.2. Перечень систем сигнализации и блокировок. 20

6. Основные правила пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях. Правила аварийной остановки установки 24

7. безопасная эксплуатация производственного объекта (технологической установки) 34

7.1. Общие положения. 34

7.2. Характеристика опасностей производства. 34

7.3. Возможные неполадки технологического процесса и аварийные ситуации, причины и способы их предупреждения и устранения. 40

7.4. Основные меры по защите технологического оборудования от возможных аварий и травматизма работников. 49

8. Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу. Методы их утилизации.. 65

9. Перечень нормативной документации и обязательных инструкций 77

11. Приложения. 82

 

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ

Установка компримирования сырого газа производительностью 1,0 млрд.нм³/год предназначена для компримирования попутного газа I, II, III ступеней сепарации нефтей группы месторождений Западной Сибири.

Для компримирования сырого нефтяного газа предусмотрено три компрессора К-890-121-1 Невского завода имени В.И. Ленина, из которых один резервный. Привод от электродвигателя СТПД-12500-2У4 мощностью 12500 кВт.

Установка компримирования сырого газа включает следующие узлы:

- узел замера сырого газа;

- компрессорную сырого газа с наружной установкой;

- отделение охлаждения умягченной воды;

- узел ёмкостей азота.

Генеральный проектировщик - «ВНИПИгазпереработка».

Генеральный подрядчик – трест «Мегионгазстрой».

Дата ввода установки компримирования сырого газа – III квартал 1983г.

Характеристика исходного сырья, реагентов, абсорбентов и адсорбентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции и вспомогательных материалов

Характеристика исходного сырья

Попутный нефтяной газ

Сырьем для установки компримирования сырого газа является нефтяной газ I, II, III ступеней сепарации нефти группы месторождений Западной Сибири.

Усредненный компонентный состав нефтяного газа приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Компонентный состав попутного нефтяного газа с 1, 2 и 3 ступеней сепарации

№	Наименование	Единицы измерения	Состав нефтяного газа
			По проекту	Фактический за 2006г.
1.	Компонентный состав	% вес
	О2		-	0,08
	N2		0,22	2,06
	CO2		2,46	1,13
	СН4		53,44	50,29
	С2Н6		9,03	5,79
	С3Н8		18,33	16,68
	Изо-С4Н10		3,55	4,72
	п – С4Н10		8,15	11,25
	Изо-С5Н12		1,80	2,87
	п – С5Н12		1,67	3,51
	С6+выше		1,35	1,62
2.	Целевые углеводороды С3+В	г/нм3	355	403,65
3.	Плотность	кг/см3	1,018	0,993
	Нефтяной газ содержит:
	- воды - 2÷6 г/нм3
	- механических примесей до 70 мг/нм3 с размерами частиц от 0,001 до 0,25

Характеристика готовой продукции

Скомпримированный попутный нефтяной газ

Готовой продукцией установки компримирования сырого газа является скомпримированный, неотбензиненный, нефтяной газ с давлением до 3,6 МПа и температурой 35 ÷ 40^оС, который подается на осушку и переработку.

Характеристика реагентов и вспомогательных материалов

Смазочные масла

Для смазки подшипников компрессоров, редукторов, электродвигателей, торцевых уплотнений, зубчатых пар редукторов, зубчатых муфт, на органы регулирования и защиты центробежных компрессоров К-890-121-1 применяется масло турбинное марки ТП-22 по ТУ 38.101821 – 2001 г., требования к качеству которого приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 – Требования к маслу турбинному ТП-22           (ТУ 38.101821-2001)

Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
масло турбинное ТП-22с	ТУ 38.101821-83	1. Вязкость кинематическая, сСт		Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров
		- при 40оС	28,8 ¸ 35,2
		- при 50оС	20,0 ¸ 23,0
		2. Стабильность против окисления:
		- массовая доля осадка после окисления	отсутствие
		- кислотное число, мг КОН на 1 г масла	не более 0,1
		- содержание летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН на 1 г масла	не более 0,02
		3. Число деэмульсации, сек	не более 180
		4. Коррозия на стальных стержнях	отсутствие
		5. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС	не ниже 186
		6. Температура застывания, оС	не выше –15
		7. Массовая доля серы, %	не более 0,5
		8. Массовая доля водорастворимых кислот и щелочей	отсутствие
		9. Натровая проба базового масла в кювете на 20 мм, оптическая плотность	не более 0,4
		10. Массовая доля механических примесей, %	отсутствие
		11. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ	не более 2,5
		12. Зольность базового масла, %	не более 0,005
		13. Массовая доля воды, %	отсутствие
		14. Массовая доля фенола в базовом масле, %	отсутствие
		15. Плотность при 20оС, кг/м3	не более 900

Заменителем турбинного масла ТП-22 может служить масло компрессорное КП-8 по ТУ 38.101.543-87, требования к которому приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Требования к маслу компрессорному КП-8 (ТУ 38.101.543-87)

Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полуфабрикатов	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
Масло компрессорное КП-8	ТУ 38.101.543-78	1. Вязкость кинематическая, сСт		Для смазки и охлаждения трущихся частей турбокомпрессоров
		- при 100оС	7,0 ¸ 9,0
		2. Индекс вязкости, не менее, %	95
		3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС	не выше 200
		4. Температура застывания, оС, не выше	минус 15
		5. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,03
		6. Зольность без присадки, %, не более	0,005
		7. Коксуемость, %, не более	0,05
		8. Общая стабильность против окисления: осадок в масле после окисления, %, не более	0,02
		9. Ускоренное испытание на коррозийность на стали при 20оС/сут.	отриц.
		10. Содержание механических примесей, мг/л	отс.
		11. Содержание воды, %	отсутствие
		12. Содержание серы, %	Отсутствие
		13. Цвет базового масла на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более	2,5
		14. Плотность при 20оС, кг/м3	885

Масло должно быть удовлетворительным в длительной эксплуатации при температуре 75÷80^оС, без вспенивания и образования чрезмерного количества испарений.

Охлаждающая вода

Для охлаждения масла в маслоохладителях и воздуха в воздухоохладителях электродвигателей применяется умягченная вода, требования к качеству которой приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Требования к качеству охлаждающей воды

№	Показатели	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4
1.	Жесткость карбонатная, не выше	мг экв/л	3,6
2.	РН среды при температуре	рН	6÷9
3.	Взвешенных веществ, не более	мг/кг	50
4.	Сухой остаток, не более	мг/кг	300

Азот газообразный

Азот (N₂) по ГОСТу 9293-74 – инертный газ, без цвета и запаха. Молекулярный вес - 28,02; плотность - 1,251 кг/м³; температура кипения - минус 195,78^оС.

Применяется для продувки технологического оборудования и трубопроводов установки от взрыво- и пожароопасных смесей, а также для вытеснения воздуха из трубопроводов и аппаратов перед пуском их в работу. Необходимый запас азота хранится в емкостях Е-701/1÷3 на узле азота. Физические свойства азота приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Физические свойства азота (ГОСТ 9293-74)

Наименование сырья,	Обозначения НД	Характеристика качества		Примечание
		Наименование показателя	Значение по НД
1	2	3	4	5
Азот (N2) сухой газообразный технический	ГОСТ 9293-74	Объёмная доля азота, %, не менее	99,6	Применяется для продувки технологического оборудования и трубопроводов установки от взрыво- и пожароопасных смесей, а также для вытеснения воздуха из трубопроводов и аппаратов перед пуском их в работу
		Объёмная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	0,4
		Содержание кислорода, % об. не более,	1,0
		Содержание масла в газообразном азоте	выдержать исп. по п. 3.7.
		Удельный объем жидкого азота при температуре кипения и давлении 760 мм.рт.ст., дм3/кг	2,239
		Внешний вид жидкого азота	Бесцветная прозрачная жидкость

 

Воздух КИПиА (ГОСТ 17433-80)

Рабочим агентом в пневматических системах автоматизации является сжатый воздух КИПиА класса чистоты «1» по ГОСТ 17433-80 и параметрами в соответствии с п. 1.5 РТМ 25-390-80* Минприбора.

Часовой запас воздуха КИПиА предусмотрен в ресиверах воздушной компрессорной.