pb_08-83-95 (524184), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

5.2.7. Допускается совмещать эксплуатацию хранилища со строительством подземных резервуаров.

5.2.8. Запорная и регулирующая арматура на коммуникациях компрессорной станции должна быть пронумерована согласно присвоенным им номерам в соответствующих принципиальных технологических схемах. Запорные краны должны иметь различимые указатели закрытия-открытия.

5.2.9. КС должна отключаться от газопровода на входе и выходе газа стальной запорной арматурой с дистанционным и местным управлением.

5.2.10. В компрессорной станции, а также вне ее, в пределах обслуживания, выхлопные трубопроводы и горячие воздуховоды, имеющие температуру выше 320 К, должны быть теплоизолированы.

5.2.11. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА), компрессорные и силовые цилиндры должны иметь нумерацию. Номер агрегата должен быть на силовой и приводной частях, а также на стене здания со стороны технологической обвязки.

5.2.12. Пусконаладочные работы и вывод КС на технологический режим после строительно-монтажных работ, ремонта или реконструкции оборудования следует осуществлять по инструкции, утвержденной руководством предприятия.

5.2.13. Агрегат разрешается пускать в работу, если оборудование полностью исправно, соблюдены требования безопасности производственных инструкций.

5.2.14. Запрещается оставлять работающие ГПА, кроме полностью автоматизированных, без надзора обслуживающего персонала.

5.2.15. При обнаружении утечки газа в КС необходимо немедленно предупредить находящихся в помещении людей и принять срочные меры по устранению утечки. Если утечку газа быстро ликвидировать невозможно, из цеха следует удалить людей, открыть окна и двери, не включать рубильники или электродвигатели и принять меры в соответствии с производственными инструкциями по аварийному прекращению работ.

5.2.16. Запрещается устранять обнаруженную неисправность на работающем ГПА, останавливать ГПА в этом случае следует с разрешения начальника КС или лица, его замещающего. Эксплуатацию ГПА должны прекратить в случаях, оговоренных инструкциями по эксплуатации отдельных видов ГПА.

5.2.17. Аварийную остановку ГПА должен осуществлять дежурный персонал при поломках агрегата или в других случаях, когда создается опасность для обслуживающего персонала или сохранности ГПА, появлении металлического звука или шума внутри агрегата, значительной утечке газа или масла, начавшемся пожаре в помещениях, неработающих КИПиА, средств блокировки и других подобных случаях.

5.2.18. Персонал, участвующий в ремонте, необходимо проинструктировать о порядке и правилах безопасного ведения работ.

5.3. Эксплуатация подземных резервуаров в каменной соли

5.3.1. Отбор и закачка газа в подземные резервуары осуществляется только по подвесным рабочим колоннам труб.

5.3.2. Подвесные рабочие колонны, спускаемые в скважину подземного резервуара, должны обеспечивать:

предохранение основной обсадной колонны от коррозии и термобарического воздействия природного газа в процессе циклической эксплуатации хранилища;

спуск подземного скважинного и геофизического оборудования.

5.3.3. На всех действующих скважинах должен быть установлен оптимальный режим закачки и отбора газа, обеспечивающий требуемую производительность с учетом следующих основных факторов:

недопустимость гидратообразования в эксплуатационных колоннах;

обеспечение работоспособности скважинного оборудования;

обеспечение минимальных гидравлических потерь на трение по скважине;

обеспечение оптимального темпа снижения давления в подземном резервуаре.

5.3.4. Для уменьшения износа внутренних поверхностей подвесных эксплуатационных колонн и скважинного оборудования (клапан-отсекатель и др.) принимается, что скорость течения газа не должна превышать 30-35 м/с.

5.3.5. Для обеспечения длительной устойчивости подземной выработки темп снижения давления при отборе газа из резервуара не должен превышать величины 0,3-0,5 МПа/ч.

5.3.6. Для обеспечения требуемого объема выдачи природного газа из хранилища отбор газа осуществляется, как правило, одновременно из нескольких резервуаров. Оптимальное количество скважин, из которых осуществляется одновременный отбор газа, определяется расчетным путем, исходя из максимально допустимого дебита единичной скважины.

5.3.7. Расчетный технологический режим закачки газа из ПХГ составляется с учетом неравномерности подачи газа по магистральному газопроводу и должен включать в себя плановые средние показатели часовой и суточной производительности закачки газа в хранилище с разбивкой по месяцам на весь период закачки.

План-график закачки утверждается руководителем предприятия.

5.3.8. Для снижения энергозатрат закачку газа осуществляют, как правило, одновременно в несколько подземных резервуаров. Оптимальное число подключаемых скважин при заданной производительности закачки, количество работающих компрессорных агрегатов определяется специальными расчетами.

5.3.9. Технологический график работы скважин составляется эксплуатационной службой ПХГ, согласовывается с организацией, осуществляющей авторский надзор, и утверждается руководством предприятия.

5.3.10. При возникновении открытого газового фонтана на скважине подземного резервуара персоналом ПХГ должны быть приняты незамедлительные меры по его ликвидации в соответствии с требованиями Плана ликвидаций аварий, Правил безопасности нефтедобывающей промышленности и местных инструкций.

5.4. Система контроля и наблюдений при эксплуатации ПХГ

5.4.1. Порядок контроля за эксплуатацией подземного хранилища газа определяется регламентом эксплуатации, утверждаемым руководителем ПХГ.

5.4.2. В период опытно-промышленной эксплуатации контроль осуществляет эксплуатационная служба ПХГ совместно с организацией - разработчиком проекта.

При этом контролируется состояние технологического оборудования, уточняются режимы закачки и отбора газа, темп изменения давления на устье скважины при эксплуатации.

5.4.3. В период промышленной эксплуатации хранилищ эксплуатационной службой ПХГ продолжаются наблюдения за герметичностью скважин, техническим состоянием оборудования, периодически определяется вместимость резервуаров.

5.4.4. При эксплуатации ПХГ вместимость подземных резервуаров определяется термодинамическим методом, заключающимся в закачке или отборе определенной порции газа с замером начальных и конечных значений давления и температуры. Расчет вместимости подземного резервуара проводится в соответствии с Методикой определения вместимости подземного резервуара сжатого газа в каменной соли, утв. зам. министра газовой промышленности С.С.Кашировым 11.09.89.

5.4.5. В процессе эксплуатации необходимо периодически, не реже одного раза в пять лет, уточнять форму и вместимость каждого подземного резервуара, входящего в состав ПХГ.

5.4.6. Для определения формы и вместимости подземных резервуаров должен быть составлен план-график очередности проведения измерений, который утверждается руководителем предприятия.

5.4.7. Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации должно находиться под постоянным контролем операторов эксплуатационной службы. Во время профилактических осмотров особое внимание следует уделять утечкам газа через фланцевые, резьбовые и сварные соединения, сальниковые уплотнения запорной арматуры, межколонным давлениям. При обнаружении неисправностей и пропусков газа скважины должны быть немедленно перекрыты и приняты меры по замене неисправных узлов и деталей или передаче скважины в ремонт.

Периодичность обхода должна устанавливаться руководством предприятия.

5.4.8. Результаты обхода должны отражаться в специальном журнале. В случае выявления неисправностей руководителю предприятия должен вручаться рапорт.

5.4.9. С момента пуска ПХГ в промышленную эксплуатацию должен быть организован замер и учет количества закачиваемого и отбираемого газа, периодический отбор проб закачиваемого отбираемого газа, расход газа на технологические операции, а также определение и учет всех безвозвратных потерь газа.

5.4.10. Замеры суточных расходов газа отдельно по каждой скважине и суммарного количества закачиваемого и отбираемого газа, ведение документации по учету газа производит служба контрольно-измерительных приборов и автоматики. Баланс газа составляет эксплуатационная служба ПХГ.

5.4.11. Учет количества газа, затрачиваемого на собственные нужды, проведение запланированных технологических операций, геофизические и научно-исследовательские работы, величины потерь, вызванных аварийными ситуациями, производят соответствующие службы ПХГ. Сведения по указанным затратам и авариям должны поступать не реже одного раза в месяц в эксплуатационную службу и регистрироваться в журнале баланса газа.

5.4.12. Здание пункта замера газа должно иметь систему отопления, обеспечивающую температуру воздуха в помещении первичных датчиков и вторичных приборов 293 К с отклонением +5° С.

5.4.13. Для помещения расходомерного пункта должна быть предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция, а при необходимости и кондиционирование.

5.4.14. Распределительная сеть системы электроснабжения пункта должна быть выполнена во взрывозащищенном исполнении.

5.4.15. Обслуживающий персонал должен осуществлять контроль за безопасностью и режимом работы оборудования, устройств и систем измерения, обеспечивать своевременное и правильное оформление документации по охране труда.

5.4.16. Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться: при продолжительности эксплуатации их до 25 лет - не реже 1 раза в 5 лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет - не реже 1 раза в 3 года. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

5.4.17. При техническом обследовании подземных стальных трубопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб.

5.4.18. Внеочередные целевые обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотностей или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения и др.

5.4.19. Допускается проверять герметичность газопроводов воздухом по нормам испытаний, указанным в СНиП 3.05.02-88.

5.4.20. По результатам технического обследования составляется акт, в котором с учетом выявленных дефектов оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены. Акт технического обследования должен утверждаться руководителями предприятия, выполнявшего эти работы.

5.4.21. При эксплуатации КС при достижении содержания горючих газов в воздухе 15% от нижней концентрации предела воспламенения (0,75% объемных по метану) в помещении должна автоматически включаться аварийная вытяжная вентиляция. При содержании горючих газов в воздухе выше 20% (1% объемных по метану) эксплуатация компрессорного цеха должна быть прекращена.

5.4.22. Уровни шума компрессорного и другого оборудования не должны превышать предельно допустимые по ГОСТ 12.1.003-83.

5.4.23. Оборудование и системы компрессорной станции должны подвергаться периодическому освидетельствованию, осмотрам, проверкам, необходимым испытаниям в порядке, установленном соответствующими правилами и инструкциями, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру.

5.4.24. После отработки каждой единицей технологического оборудования заданного количества часов независимо от ее технического состояния необходимо проводить планово-предупредительный ремонт - текущий или капитальный.

5.4.25. Текущий ремонт включает следующий комплекс работ по контролю состояния подземного резервуара: звуколокацию замера вместимости подземной выработки; геофизическое обследование технического состояния скважины; выявление и устранение дефектов в фонтанной арматуре и скважинном оборудовании; переоборудование скважины при изменении способа эксплуатации.

5.4.26. В капитальный ремонт входят работы, проведение которых связано с достижением предельного износа основных деталей и узлов оборудования и восстановлением их до первоначальных параметров. При капитальном ремонте отдельные узлы технологического оборудования могут быть заменены новыми, более экономичными, повышающими эксплуатационные возможности ремонтируемого объекта.

5.4.27. Территория, на поверхности которой обнаружены газопроявления, должна быть немедленно ограждена от доступа людей, животных и техники. По периметру ограждения, вблизи дорог, должны быть установлены знаки безопасности и плакаты: "Газ, взрывоопасно".

6. ТРЕБОВАНИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ПХГ

6.1. Общие положения

6.1.1. Подземные хранилища природного газа в каменной соли рассчитаны на длительный срок эксплуатации.

6.1.2. В рабочем проекте (проекте) на строительство ПХГ определяется срок службы хранилищ, наземного технологического оборудования, технологических скважин подземных резервуаров.

6.1.3. Подземное хранилище или его часть подлежат полной или частичной консервации или ликвидации по мере выработки оборудованием установленного срока или ресурса его эксплуатации в аварийных случаях, а также по технико-экономическим расчетам и другим обоснованиям, когда дальнейшая его эксплуатация является нецелесообразной или невозможной.

6.1.4. При полной или частичной ликвидации хранилища, связанной с окончательным прекращением всех работ по его эксплуатации, подземные резервуары, наземное технологическое оборудование, сооружения, здания должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения, охрану окружающей среды.

6.1.5. При ликвидации хранилища должен быть рассмотрен и решен вопрос о целесообразности и технической возможности дальнейшего использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей.

6.1.6. Консервация хранилища или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.

6.1.7. При ликвидации, консервации разведочных, технологических, нагнетательных, контрольно-наблюдательных скважин на ПХГ предприятия и организации должны руководствоваться Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, требованиями по оборудованию устьев ликвидированных скважин ПХГ, РД 39-2-1182-84.

Ликвидация или консервация подземных выработок в каменной соли производятся в соответствии с действующими нормативными документами.

6.1.8. Технологические, нагнетательные, контрольно-наблюдательные скважины могут быть ликвидированы по следующим причинам:

Характеристики

Список файлов стандарта