2020-04-12
600
2.2.1 Особенности технологического процесса дожимно компрессорной станции (ДКС). Технологической схемой ДКС предусматриваются следующие основные процессы:
- очистка газа, поступающего на ДКС, от жидких и твердых загрязнений, а также улавливание пробок жидкости;
- компримирование газа;
- охлаждение скомпримированного в аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа;
- ингибиторная защита оборудования и трубопроводов с сероводородсодержащим газом с целью уменьшения скорости протекания процессов сероводородной коррозии;
- подготовка продувочного, буферного и импульсного газа;
- продувка оборудования и газопроводов станции очищенным газом;
- сброс сероводородсодержащего газа из оборудования и коммуникаций на факел.
Сероводородсодержащий газ с установок комплексной подготовки газа УКПГ-1, 3, 6, 14, 15 (в 1-й цех) и с УКПГ-2, 12 (во 2-й цех) поступает на узел подключения ДКС-2, обеспечивающий его прием. Газ направляется по трубопроводам на коллектор. Газ на выходе из ГПА собирается в нагнетательный коллектор на котором устанавливается, которые используются для сброса избыточного давления с участка на выходе станции на ФВД. На выходе станции поток газа проходит через обратный клапан и основной запорный кран на нагнетании станции.
|
|
|
В случае если необходимо увеличить объемный расход газа на вход ДКС-2 предусмотрен общецеховой антипомпажный регулятор, управляемые дистанционно со щитов ²SCP² (ГЩУ).
Для защиты металла трубопроводов от коррозии на узле подключения установлена насосная, впрыскивающая ингибитор.
Технологической схемой ДКС-2 предусматриваются следующие основные технологические процессы:
- грубая очистка газа, поступающего с УКПГ и улавливание пробок жидкости на входе в ДКС-2;
- тонкая очистка газа перед компримированием на каждом газоперекачивающий агрегат (ГПА);
- компримирование газа в многоступенчатых центробежный нагнетатель (ЦБН);
- охлаждение компримированного газа в АВО;
- отделение выпавшей после охлаждения в АВО жидкости;
- подача деэмульгатора в конденсатопровод;
- прием, подготовка и транспорт конденсата;
- подготовка топливного, пускового, продувочного, буферного газа;
- продувка всего оборудования станции очищенным газом. Поступивший в модульную обвязку газ после входных сепараторов и фильтров-сепараторов сжимается в ЦБН ГПА, охлаждается в АBO газа и поступает в общий нагнетательный коллектор Ду 1000, из которого, в зависимости от производственных переключений, по распоряжению ПДС направляется в любой нагнетательный газопровод [15].
Для защиты ГПА от попадания конденсатных пробок перед ДКС-2 предусматривается установка 4-х сепараторов, подключенных параллельно. Эти сепараторы обеспечивают грубую очистку газа от жидкости, мехпримесей и улавливания жидкостных пробок. Поток газа на выходе из сепараторов поступает в коллектор Ду 1000 и далее поступает во входной коллектор ГПА №1¸6, из которого направляется на каждый ГПА через запорный кран. После крана газ поступает в фильтры-сепараторы которые служат для тонкой очистки газа. С их помощью улавливается капельная жидкость и твердые частицы размером до 0,5 мкм, оставшиеся в потоке газа после сепараторов. Фильтры-сепараторы разделены на 2 части; в первой размещен фильтр из стекловолокна, во второй - пластинчатые пакеты-сепараторы жидкости. В нижней части каждого сепаратора смонтирован дренажный cборник жидкости, разделенный на две части. Газ поступает в 1-ю верхнюю часть, где отбиваются частицы размером больше 10 мкм. Более крупные частицы оседают на фильтр-патронах. Капельная жидкость уносится во 2-ю ступень сепаратора. При невозможности произвести слив жидкости автоматически клапанами допускается слив вручную с отстойника через краны и в конденсатную линию. Фильтры-сепараторы оборудованы манометром, сигнализатором чрезмерного уровня в верхнем сосуде для аварийного останова ГПА. Нормальным уровнем конденсата в отстойнике считается 50 % по показаниям трансмиттера уровня. При увеличении уровня конденсата в отстойнике до 69 % срабатывает сигнализатор высокого уровня, направляющий сигнал на щит компрессора. При увеличении уровня конденсата до 96 % в верхнем сосуде срабатывает сигнализатор чрезмерного уровня.
|
|
|
Из коллектора газ подается на ГПА №№1¸6. Газ через основной входной кран №1 с давлением 25-32 кг/см2 (при работе в одну ступень) или не более17 кг/см2 (I ст.), не более 30 кг/см2 (II ст.) (при работе в две ступени) подается в нагнетатель. Контур модульный обвязки позволяет автономную работу каждого агрегата при параллельном подключении всех ГПА при работе в одну ступень ДКС-2.
При повышении уровня вибрации ротора нагнетателя в одном из контролируемых направлений до 50 мкм происходит включение предупредительной сигнализации на оповестительном устройстве, а при 75 мкм происходит аварийный останов агрегата.
Охлаждение нагретых узлов газотурбинная установка (ГТУ) обеспечивают две системы: система воздушного охлаждения и система циркуляционного масла.
Воздух системы охлаждения уходит с выхлопными газами.
Для охлаждения масла в качестве охладителя применяется жидкость, состоящая из 60 % ДЭГа и 40 % воды. Замкнутая система охлаждения состоит из воздушного охладительного и насосного агрегата, холодильников смазочного и уплотнительного масла, блока регулирования температуры.
После компримирования газ с давлением не более 66 кг/см и температурой не более 134 °С через кран no коллекторам поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).
Система охлаждения состоит из следующих основных элементов:
- АВО, включающие теплообменники, электроприводные вентиляторы;
- трубопроводы с запорной арматурой;
- система управления и регулирования.
В АВО газ охлаждается до температуры не более 40 °С, и через выкидной шлейф и обратный клапан подается в газопровод через кран.
Для обеспечения транспорта углеводородного конденсата от ДКС-2 до потребителя (ГПЗ) предусмотрена установка приема, сбора и перекачки конденсата - УППК. С промысловых УКПГ конденсат по общему коллектору поступает во входные сепараторы через клапан, регулирующий давление «после себя». В эти сепараторы также поступает конденсат из входных сепараторов станции, из фильтров-сепараторов.
Для обеспечения нормальной работы ГПА и УППК на ДКС-2 предусматриваются следующие основные вспомогательные технологические системы:
|
|
|
- системы смазочного и уплотнительного масла турбины и компрессора;
- система подготовки очищенного газа для использования его в качестве блока подготовки попутного и топливного газа (БПТГ);
- гидравлическая система для подачи воздуха в систему автоматики и силового газа;
- факельная система низкого и высокого давления;
- система маслоснабжения ДКС-2.
Очищенный газ используется в качестве:
- газа топливного для газовых турбин, подаваемый с ГПЗ с давлением 50-55 кг/cм2;
- буферного газа для работы уплотнений газ-газ, масло-газ BCL-605 с рабочим давлением 42-44 кг/см2;
- пускового газа для газовых турбин с пропускной способностью 15,0 тыс. м3/час с рабочим давлением 14-20 кг/см2;
- продувочного газа для продувки контура компрессоров и аппаратов при авариях и перед ремонтами, подаваемого без снижения давления с рабочим давлением 42-44 кг/см2;
- топливного газа для собственных нужд ДКС-2.
Система продувочного газа предназначена для подачи газа с целью освобождения полости нагнетателя, аппаратов и газопроводов от сероводородсодержащего газа при плановых и аварийных остановках как отдельных элементов ДКС-2, так и всей ДКС. Кроме того, продувочный газ используется при каждом запуске ГПА для продувки полости нагнетателя перед запуском в соответствии с алгоритмом запуска ГПА. Сероводородсодержащий газ сжигается на факелах. Подключение продувочных трубопроводов к аппаратам и коммуникациям осуществляется через запорную и дроссельную арматуру, а также через обратные клапаны.
Масло в систему поступает из коллектора смазочного масла.
Факельная система служит для сжигания газовых выбросов сероводородсодержащего газа от предохранительных клапанов (факел высокого давления - ФВД) и различных сдувок с агрегатов и аппаратов (факел низкого давления - ФНД) с целью перевода сероводорода в менее токсичный сернистый ангидрид.
Факельная система включает: ФВД (факел, трубопроводы), ФНД (факел, трубопроводы, факельный сепаратор, дренажная емкость), сборник жидкости факела, краны.
|
|
|
Сброс газа из технологических трубопроводов для сжигания на ФВД производится: через краны, факельные краны всасывающего коллектора газа, через краны, факельные краны выкидного коллектора газа, через кран расположенный на модульной обвязке каждого ГПА.
На ФНД поступает газ, сбрасываемый: предохранительными клапанами из сепараторов; ручными 2 кранами из сепараторов; эжекторными установками из маслобаков ГПА из входного коллектора конденсата при превышении установленного давления жидкость, из факельного сепаратора. В состав факела входит: факельный сепаратор, газовый затвор для предотвращения проникновения воздуха в факельную систему, системы автоматического зажигания факела и контроля за погасанием факела, факельный ствол.
Система маслоснабжения обеспечивает прием, хранение, учет турбинного масла, заливку в маслобаки ГПА, слив отработанного масла на склад, очистку масла в баках регенерации масла, подачу отработанного масла из емкости в баки регенерации и на склад чистого масла емкость.
Система теплоснабжения включает в себя утилизационную насосную, установку умягчения воды, утилизационные теплообменники, сеть трубопроводов с запорной арматурой.
В качестве источников тепла применяются утилизационные теплообменники, в которых нагрев воды осуществляется за счет использования тепла выхлопных газов ГПА. На ДКС-2 установлено 12 ГПА, 6 из которых находятся в работе, а 6 в резерве. Расход воды через рабочий теплообменник УТ-6,3 составляет 125 т/ч, а через резервный – 20 т/ч. Суммарный расход через теплообменники составляет около 900 т/ч.
Тепловые сети выполнены в надземном и частично в подземном исполнении. Подпитка тепловых сетей осуществляется как на ДКС-2, так и на котельной промплощадки ГПУ. Температурный режим теплосистемы 115-700С.
Узел подключения на входе ДКС-2 предназначен для обеспечения приема продукции от промысловых УКПГ-1,3,6,2,12, и (по временной схеме) 14, 15 подачи ее в технологические установки на входе и выходе ДКС-2.
Для грубой очистки газа и защиты ГПА от конденсатных пробок на ДКС-2 предусмотрена установка 4-х блоков входных станционных сепараторов. В качестве второй ступени очистки используются 6 блоков фильтр - сепараторов, которые служат для тонкой очистки газа от пыли и частиц жидкости, не уловленных входными сепараторами. Выделившийся конденсат направляется в емкости сбора конденсата.
Факельная система, состоящая из факелов высокого и низкого давления и свечи, предусматривает 3 различные системы продувки.
- сброс (продувка) технологического газа высокого давления производится в систему факелов высокого давления;
- сброс избыточного давления в системе подготовки конденсата на факел низкого давления;
- продувка очищенным газом всех технологических трубопроводов и установок перед заполнением сероводородсодержащим газом для вытеснения воздуха, сбрасываемого на свечу, воизбежания образования гремучей смеси.
Дренажная система обеспечивает сбор и подачу жидкости из входных сепараторов, фильтр - сепараторов каждого ГПА, расширительных емкостей АВО газа каждого агрегата в дренажную емкость, откуда водометанольная смесь направляется на установку регенерации метанола, исключая загрязнения окружающей среды.
Установка подготовки конденсата, состоящая из сепараторов объемом по 18м3 каждый, с комплексом запорно-регулирующей арматуры и трубопроводами, обеспечивает потоки конденсата, согласно технологическому процессу. Четыре блок - бокса с насосами в цехе №1 и два блок - бокса с насосами в цехе №2 предназначены для перекачки углеводородного конденсата. В систему обеспечения работоспособности насосов входят насос уплотнения, насос смазки.
Система теплоснабжения предназначена для обеспечения ДКС-2 теплом в виде горячей воды и пара от утилизационных теплообменников УТ-6,3, установленных на ДКС-2 и использующих тепло отходящих газов газоперекачивающих агрегатов ГПА-6,3 и работающих в водогрейном режиме. Система теплоснабжения состоит из утилизационных теплообменников, установки химводоподготовки, сетевых и подпиточных насосов.
ГПА в цехах №1 и №2 работают параллельно.В случае необходимости проектом предусмотрена работа цехов №1 и №2 по последовательной схеме. При этом нагнетатели типа BCL-605 в цехе №1 и в цехе №2 оборудуются сменной проточной частью (СПЧ-BCL 605-10/32К-2,2) для работы на I ступень
Проектная производительность по перекачиваемому газу ДКС-2 при работе:
- по одноступенчатой схеме – 24,6 млрд.м3/год;
- по двухступенчатой схеме – 12,3 млрд.м3/год.
Количество работающих ГПА зависит от объема газа, поступающего с УКПГ.
На предприятии имеются одиннадцать установок комплексной подготовки углеводородного сырья 1,2,3,6,7,8,9,10,12,14,15. Добываемое сырье от скважин по индивидуальным трубопроводам-шлейфам направляется на соответствующие УКПГ.
Схема работы типовой УКПГ заключается в следующем.
На УКПГ газожидкостная смесь (из газовых скважин) последовательно проходит две ступени сепарации, где газовая фаза (газ дегазации) отделяется от жидкой фазы.
Газ дегазации из сепаратора направляется на замерный узел и далее на дожимную компрессорную станцию (ДКС) для подачи на газоперерабатывающий завод.
Отделившаяся в сепараторах жидкость сбрасывается в трехфазный сепаратор, в котором происходит дополнительное разгазирование и разделение на газ дегазации, углеводородный конденсат (нестабильный конденсат) и воду, насыщенную метанолом (водометанольная смесь).
Для более интенсивного разгазирования в нижней части трехфазного сепаратора установлен змеевик, по которому циркулирует горячий диэтиленгликоль (ДЭГ). Нагрев ДЭГ, подаваемого в сепараторы, осуществляется в котлах подогрева.
Газ разгазирования из трехфазного сепаратора возвращается на вход сепаратора второй ступени, нестабильный конденсат по конденсатопроводу направляется на ДКС; водометанольная смесь (ВМС) с содержанием метанола менее 10 % закачивается через нагнетательные скважины в пласт под газовые залежи, с содержанием метанола более 10 % направляется на установки регенерации метанола (УРМ), расположенные на УКПГ-3,7.
Для обогрева служебных и производственных помещений и подачи горячей воды и пара на территории УКПГ имеются котельные.
Подготовка нефти осуществляется на УКПГ-10, 14 и 15 методом двух ступенчатой сепарации в сепараторах. Газ дегазации направляется в систему газопроводов, нефть в смеси с жидкими углеводородами (конденсатом)после компримирования направляется на ОГПЗ.
Продукция со всех УКПГ - газ дегазации, смесь жидких углеводородов: нестабильный конденсат и нефть - направляются на ГПЗ через ДКС-1 и ДКС-2. На территории каждой УКПГ и ДКС для собственных нужд имеются мастерские, оборудованные металлообрабатывающими станками (токарно-винторезным, сверлильным, заточным) и сварочные посты.
Это оборудование работает периодически по мере необходимости в мелком ремонте и непродолжительное время.
Таким образом, процесс транспорта и передачи газа является сложным и многоступенчатым процессом с высоким уровнем риска для природной техногенной системы [16].
2.2.2 Характеристика источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Оренбургский Газоперерабатывающий завод расположен в северо – западной части Оренбургского района Оренбургской области в 26 км от областного центра, к северу от автодороги Оренбург Самара.
В качестве территории, непосредственно прилегающей к газопромысловым подразделениям, рассмотрен район поселка Дедуровка Оренбургского района. Площадь населенного пункта представляет собой территорию размером 1500x2500 м. Численность населения п. Дедуровка в районе ОНГКМ 1620 человек.
Поселок находится в центральной части месторождения и является одним из 18 населенных пунктов, наиболее подверженных риску загрязнения атмосферного воздуха, почв специфическими загрязняющими веществами.
В соответствии с приведенной ситуационной картой схемой взаиморасположения источников выбросов ГПУ (Приложение А) на загрязнение атмосферы п. Дедуровка будут оказывать влияние источники ДКС – 2 и УКПГ-2 при ВЮВ и ЮВ направлениях ветра. Эти направления ветров по данным Оренбургского областного центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (ЦПМОС) являются преобладающими направлениями ветров. Расстояние от дожимно – компрессорной станции до п. Дедуровка составляет 3 км, а расстояние от ДКС-2 до УКПГ-2 составляет 1250 м. Непосредственной близость двух промышленных подразделений Газопромыслового управления объясняет их совместное воздействие на ближайший населенный п. Дедуровка.
Оценка современного состояния природной среды является одной из составных частей комплексной оценки экологических решений.
Загрязнение атмосферного воздуха при регламентном режиме добычи и подготовки углеводородного сырья происходит от следующих технологических объектов: установки комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимные компрессорные станции (ДКС), эксплуатационные нефтяные и газовые скважины.
На промплощадке УКПГ-2 размещены следующие объекты:
- склад конденсата;
- замерный пункт газа и конденсата;
- насосная метанола;
- склад метанола;
- склад масел, регенерация ДЭГА;
- установка осушки, разогрева газа;
- водопроводная насосная станция, электростанция;
- котельная;
- служебно эксплутационный блок;
- диспетчерский пункт.
При нормальном технологическом режиме УКПГ-2 организованными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются:
- трубы факелов высокого и низкого давления;
- амбары;
- дымовая труба котельной базы ГПУ;
- вентиляционные трубы насосных;
- дыхательные клапана емкостей хранения метанола.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от факелов представлены диоксидом азота, оксидом углерода, диоксидом серы, углеводородами, сероводородом, меркаптанами.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу через дымовую трубу котельной представлены диоксидом и оксидом азота, оксидом углерода, диоксидом серы, бенз(а)пиреном.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу через вентиляционные трубы производственных помещений представлены возможными утечками технологических сред.
Кроме организованных источников на УКПГ-2 имеются неорганизованные источники выбросов вредных веществ:
- неплотности технологического оборудования и газовых скважин;
- мехмастерская и сварочный пост.
Выбросы загрязняющих веществ от неорганизованных источников представлены углеводородами, сероводородом, меркаптанами, метанолом, пылью абразивной, оксидами железа, оксидами азота, оксидом углерода, пылью неорганической, фторидами, фтористым водородом, марганцем и его соединениями.
Наряду с постоянными выбросами загрязняющих веществ в атмосферу на УКПГ-2 производятся периодические кратковременные (залповые) выбросы, которые на некоторое время увеличивают выбросы загрязняющих веществ по сравнению с его среднегодовыми значениями для данного источника или группы источников.
На УКПГ-2 производятся следующие залповые выбросы:
- при сбросе газа на факел высокого давления при предремонтном освобождении технологических линий;
- при пропарке оборудования после предремонтного освобождения технологических линий с вытеснением газа сепарации на факел низкого давления.
- при продувке очищенным газом оборудования и технологических линий перед пуском в работу после ремонта;
- при сбросе пластового газа на факел высокого давления во время предремонтного освобождения шлейфовых трубопроводов;
- при сбросе газа на факел высокого давления в процессе ингибирования факельных линий высокого давления;
- при сбросе газа сепарации на факел низкого давления в момент отбора проб и продувке приборов КИПиА.
Дожимная компрессорная станция ДКС – 2, состоящая из двух действующих цехов.
На дожимных компрессорных станциях источниками выделения вредных веществ в атмосферу являются:
- факела;
- выхлопные трубы газоперекачивающих агрегатов;
- вентиляционные выбросы помещений ГПА,
- технологических насосных перекачки конденсата;
- блок – боксов насосных по закачке ингибиторов;
- неорганизованные выбросы от технологического оборудования ДКС.
Источниками загрязнения атмосферного воздуха вспомогательных цехов являются вентиляционные трубы помещений и дымовая труба кузнечного горла.
Основными загрязняющими веществами, выбрасываемыми в атмосферу источниками МРС являются: взвешенные вещества, аэрозоль масла, сварочный аэрозоль, оксид углерода, диоксид азота, сернистый ангидрид и зола (в пересчете на ванадий), серная кислота, соляная кислота.
Ремонтно - строительный цех включает: мебельный участок, хозяйственный цех и растворобетонный узел.
Промышленная площадка ДКС представляет собой территорию размером 144x265 м.
ДКС – 2 состоит из двух цехов, в которых установлено по 6 агрегатов типа ГТК – 10И, количество работающих агрегатов составляет 12 ГПА, что обусловлено переходом на двухступенчатое сжатие газа для его транспорта на газоперерабатывающий завод.
В качестве топлива для ГПА используется очищенный природный газ, отвечающий требованиям отраслевого стандарта.
Дожимная компрессорная станция для УКПГ-1,12 Оренбургского газоконденсатного месторождения предназначена для дожатия газа, поступающего с УКПГ, с целью обеспечения его транспорта на Оренбургский ГПЗ.
Газ содержит сероводород в пределах 1,59 ÷ 5,06 % (об.).
Перед компримированием предусмотрена очистка газа во входных станционных сепараторах и фильтр - сепараторах у каждого ГПА цеха № 1 и входных циклонных сепараторах и пылеуловителей цеха № 2.
Охлаждение газа после компримирования осуществляется в АВО газа, установленных на каждом модуле ГПА и ЭГПА.
Жидкие углеводороды, выделяющиеся во входных сепараторах, фильтр - сепараторах, пылеуловителях и расширительных камерах после АВО, направляются в трехфазные сепараторы.
Сбросы факельных газов высокого и низкого давлений по самостоятельным факельным коллекторам направляются на факел высокого давления и факел низкого давления.
На площадке ДКС предусмотрена самостоятельная дренажная система с подземной дренажной емкостью, откуда насосом жидкие углеводороды подаются на вход трехфазных сепараторов.
Для эксплуатации ДКС предусмотрены вспомогательные установки и сооружения. На территории действующей ДКС предусмотрено размещение установки аэрозольного ингибирования, емкости ингибитора коррозии и склада ГСМ.
Трубопровод пересекает автодороги «Оренбург – Илек» «Оренбург—Самара» и р. Урал.
Таким образом, ДКС-2 и УКПГ-2 можно рассматривать как один источник воздействия на прилегающую территорию п. Дедуровка [17].
2.2.3 Перечень загрязняющих веществ и их ранжирование. Выбросы вредных веществ в атмосферу от источников объектов предприятия представлены веществами с 1 по 4 класс опасности, но основная масса выбросов от источников Газопромыслового управления представлена веществами 2 и 4 класса опасности.
Диоксидом азота – веществом 2 класса опасности; оксидом углерода - вещество 4 класса опасности; диоксидом серы- вещество 3 класса опасности; углеводородами, сероводородом, меркаптанами - вещества 3 класса опасности.
Выбросы загрязняющих веществ через дымовые трубы котельных представлены: оксидом и диоксидом азота, оксидом углерода, диоксидом серы, бенз (а) пиреном - вещество 1 класса опасности, которое образуется в незначительных количествах: при сжигании попутного газа на факелах, а также в продуктах сгорания котельных, печах подогрева топливного газа.
Выбросы загрязняющих веществ от неплотностей запорной арматуры (ЗРА) представлены сероводородом, углеводородами С1-С5, метанолом, смесью природных меркаптанов (СПМ).
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу через выхлопные трубы газоперекачивающих агрегатов представлены диоксидом и оксидом азота, оксидом углерода.
Выбросы загрязняющих веществ от вспомогательных производств – мехмастерской и сварочных постов представлены выбросами пыли абразивной, оксидов азота, оксида углерода, пыли неорганической, фторидами, марганцем и его соединениями, оксидом железа.
Из выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ суммирующим вредным воздействием обладают: азота диоксид и серы диоксид; серы диоксид и сероводород; сероводород и формальдегид.
Выбросы вредных веществ от складов химреагентов представлены веществами 2 и 3 класса опасности: метанол, углеводородами, меркаптанами, пиридином [18].
Перечень всех загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу источниками Газопромыслового управления, представлен в таблице 2.9.
Таблица 2.9 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу от предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург»
| Наименование вещества | Класс опасности | Количество выбросов, т/год | % |
| Железа оксид | 3 | 0,033 | 0,001 |
| Марганец и его соединения | 2 | 0,0007317 | 0,00002 |
| Азота диоксид | 2 | 562,330 | 17,6 |
| Азота оксид | 3 | 538,459 | 16,9 |
| Углерод черный (сажа) | 3 | 0,373 | 0,012 |
| Сера диоксид | 3 | 54,063 | 1,69 |
| Сероводород | 2 | 0,795 | 0,025 |
| Углерода оксид | 4 | 1995,04 | 62,43 |
| Фториды плохо растворимые | 2 | 0,0035 | 0,00011 |
| Углеводороды С1-С5 | 4 | 36,570 | 1,14 |
| Бенз/а/пирен | 1 | 0,000102 | 0,000003 |
| Метанол (Спирт метиловый) | 3 | 7,655 | 0,239 |
| Смесь природных меркаптанов (СПМ) | 3 | 0,109 | 0,0034 |
| Пиридин | 2 | 0,0229 | 0,00072 |
| Пыль неорганическая: 70-20 % SiО2 | 3 | 0,00148 | 0,000046 |
| Пыль абразивная (корунд белый) | 2 | 0,00584 | 0,00018 |
| Итого | 3195,46 | 100,0 |
Ранжирование приоритетных загрязняющих веществ по массе выбросов от предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург» показано на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Ранжирование приоритетных загрязняющих веществ по массе выбросов
Таким образом, в результате проведенного ранжирования выбросов загрязняющих веществ от предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург» приведенного в таблице 2.9 и рисунке 2.1, наиболее приоритетными по массе являются: оксид углерода (1977,154 т/год), диоксид азота (562,330 т/год), оксид азота (538,459 т/год), диоксид серы (54,063 т/год), углеводороды С1-С (536,570 т/год).
Вещества первого класса опасности представлены бенз(а)пиреном, валовый выброс которого составляет 0,000102 т/год. Вещества 4 класса опасности представлены оксидом углерода и углеводородами С1-С5 валовый выброс которых составляет 2031,61 т/год. Остальные загрязняющие вещества представлены веществами 2 и 3 класса опасности и валовые выбросы их составляет 563,16 и 600,69 т/год соответственно (рисунок 2.2).
Рисунок 2.2 - Ранжирование загрязняющих веществ в выбросах предприятия по классам опасности
Таким образом, в результате производственной деятельности в атмосферный воздух выбрасываются вещества: 4 класса опасности – 63,58 %, 3 класса опасности – 18,79 %, 2 класса опасности – 17,02 %, 1 класса опасности – 0,0000032 %.
2.2.4 Расчет категории опасности. Исследование категории опасности веществ, содержащихся в выбросах, и категории опасности предприятия. Категория опасности вещества — это показатель, оценивающий объем воздуха, необходимый для разбавления выбросов i-того вещества над территорией предприятия до уровня ПДК.
На основании рассчитанного количества и видового состава, выбрасываемых в атмосферу вредных веществ категория опасности предприятия определена по формуле 2.1:
(2.1)
| где | 
| - | масса выброса i- го вещества, т/год; |
| - | среднесуточная предельно-допустимая концентрация i – го вещества, мг/м; | |
| - | безразмерная константа, позволяющая соотнести степень вредности i - го вещества с вредностью «сернистого ангидрида», приведенная в таблице 2.10; | |
| - | количество загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием в атмосферу. |
Расчёт категории опасности предприятия в зависимости от массы и видового состава выбрасываемых в атмосферу вредных веществ производится по формуле 2.1.
Таблица 2.10 - Значение коэффициента 
| Класс опасности вещества | 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.7 | 1.3 | 1 | 0.9 |
Исходя из значения категории опасности, все предприятия делятся на четыре класса опасности (таблица 2.11).
Таблица 2.11 - Граничные условия для деления предприятий по классам
| Класс опасности | Значение КОП |
| 1 |  > 31,71*106
|
| 2 | < 31,71*106 > 31,71*104 |
| 3 | < 31,71*104 > 31,71*103 |
| 4 | < 31,71*103 |
Нами были проведены расчеты категории опасности веществ, содержащихся в выбросах предприятия, и категорию опасности предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург». Результаты расчета категории опасности предприятия представлены в таблице 2.12.
Таблица 2.12 - Результаты расчета категории опасности предприятия
| Наименование вещества | Значение критерия, мг/м3 | Класс опасности | КОВ, м3/с | % |
| Железа оксид | 0,04 | 3 | 26,1525 | 0,000112 |
| Марганец и его соединения | 0,01 | 2 | 2,985451 | 0,000013 |
| Азота диоксид | 0,04 | 2 | 22064174 | 94,34 |
| Азота оксид | 0,06 | 3 | 284485,8 | 1,22 |
| Углерод черный (сажа) | 0,15 | 3 | 78,82733 | 0,00034 |
| Сера диоксид | 0,5 | 3 | 3427,594 | 0,015 |
| Сероводород | 0,008 | 2 | 35305,09 | 0,15 |
| Углерода оксид | 5,0 | 4 | 4918,546 | 0,021 |
| Фториды плохо растворимые | 0,2 | 2 | 0,464865 | 0,000002 |
| Углеводороды С1-С5 | 50,0 | 4 | 23,18538 | 0,00009 |
| Бенз/а/пирен | 0,000001 | 1 | 925595,1 | 3,96 |
| Метанол (Спирт метиловый) | 1,0 | 3 | 242,6635 | 0,0010 |
| Смесь природных меркаптанов (СПМ) | 0,00005 | 3 | 69106 | 0,29 |
| Пиридин | 0,08 | 2 | 17,58515 | 0,000075 |
| Пыль неорганическая: 70-20 % SiО2 | 0,3 | 3 | 0,156387 | 0,000007 |
| Пыль абразивная (корунд белый) | 0,04 | 2 | 7,328849 | 0,00003 |
| Итого | 23387412 | 100 |
Наиболее токсичными примесями являются азота диоксид, категория опасности вещества составляет 22064174 м3/с, что составляет 94,34 %, затем следует бенз(а)пирен, категория опасности которого составляет 925595,1 м3/с, что составляет 3,96 %, на третьем месте азота оксид, его категория опасности равна 284485,8 м3/с, что составляет 1,22 % и смесь природных меркаптанов, категория опасности вещества составляет 69106 м3/с, что составляет 0,29 %. Результаты ранжирования загрязняющих веществ по токсичности представлены в виде диаграммы на рисунке 2.3.
Рисунок 2.3 – Ранжирование загрязняющих веществ в выбросах предприятия по КОВ
Так как значение категории опасности предприятия составляет 23387412 м3/с, предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург» относится к второй категории опасности с размером санитарно-защитной зоны, равной 500 м.
2.2.5 Мероприятия по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу.
Существующая технология добычи, сбора, подготовки и транспорта сероводородсодержащего сырья на газопромысловом управлении не в достаточной мере обеспечивает соблюдение нормированных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Снижение отрицательного воздействия на окружающую среду при дальнейшей эксплуатации объектов газопромыслового управления обеспечивается комплексом технических, технологических и организационных мероприятий при добыче, сборе и подготовке углеводородов на ГПУ.
К числу основных технических мероприятий относятся:
- дистанционное управление основными технологическими процессами;
- оборудование газоконденсатопроводов кранами отсекателями;
- наличие дистанционного управления аварийной остановки скважин, объектов промысла;
- наличие резервного питания средств телемеханики при отключении электроэнергии;
- автоматический контроль загазованности на объектах Газопромыслового управления;
- наличие запорной, отсекающей арматуры на установках комплексной подготовки газа (УКПГ);
- обеспечение сжигания сероводородсодержащего газа на факелах.
К числу основных организационных мероприятий относятся:
- определение санитарно-защитных зон (СЗЗ);
- обучение работающих правилам газовой и пожарной безопасности;
- обучение работающих средствами индивидуальной защиты органов дыхания.
- создание локальной системы оповещения персонала промышленного объекта и населения, проживающего на территории предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург»;
- разработка плана совместных действий;
- контроль воздушной среды на промышленных объектах и в населенных пунктах Научно-исследовательской лаборатории охраны окружающей среды (НИЛ ООС);
- ведение профилактических работ по обеспечению газовой безопасности на производственных объектах и среди населения.
К числу основных технологических мероприятий относятся:
- соблюдение технологических регламентов производства;
- реконструкция и техперевооружение объектов добычи, подготовки и транспортировки газа: замена ФВД, ФНД на УКПГ и ликвидация нерентабельных скважин;
- применение эффективной ингибиторной защиты;
- диагностирование в целях своевременного обнаружения возможных коррозионных поражений и замены дефектного оборудования и трубопроводов;
- своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов.
Для снижения отрицательного воздействия на атмосферный воздух производственными объектами во время неблагоприятных метеоусловий (тумана, штиля) необходимо:
- понизить мощности газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ДКС-1,2,3;
- понизить мощности котлов подогревателей диэтиленгликоля (ДЭГ) и котельных на установках УКПГ и ДКС;
- усилить контроль за соблюдением технологического режима эксплуатации ДКС;
- осуществлять «подфакельные» наблюдения при кратковременных работах со сжиганием сероводородсодержащего газа при продувках скважин.
При аварийных ситуациях основными мероприятиями по снижению отрицательного воздействия на атмосферный воздух являются:
1) Недопущение аварийных ситуаций:
- соблюдение технологического режима работы оборудования;
- контроль коррозионного состояния оборудования, арматуры и трубопроводов и замена вышедшего из строя оборудования;
- применение ингибиторов коррозии;
- осушка газа до требуемых кондиций.
2) Утилизация выбросов вредных веществ (сероводорода) при длительных авариях путем их сжигания с помощью факельных установок или любым другим видом поджига;
3) Кратчайшее время обнаружения и ликвидации аварии с целью сокращения объема выброса:
- организация стационарных автоматизированных и передвижных постов контроля за качеством атмосферного воздуха на территории месторождения;
- применение системы автоматического управления и блокировок, защиту оборудования от разрушения предохранительными клапанами.
За счёт внедрения таких мероприятий, из состава выбросов загрязняющих веществ исключены выбросы вредных веществ от сжигания на факелах высокого давления УКПГ газов выветривания водометанольной смеси.
Необходимо провести реконструкцию ДКС -2 - ввод второй ступени сжатия газа для обеспечения стабильной работы УКПГ-2, 3,6,9,12, цеха по добыче нефти газа и конденсата, а также внедрение модернизированных газогорелочных устройств в камерах сгорания газовых турбин газоперекачивающих агрегатов, установленных на ДКС-2. Внедрение этого мероприятия позволяет снизить выбросы окислов азота до 25 % от фактических выбросов ДКС-2.
Перевод подогревателя топливного газа 1-ой очереди ДКС-2 на другой теплоноситель (горячая вода после котлов утилизаторов ГПА) позволит уменьшить выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух.
Внедрение метода ингибирования технологической линии УКПГ-2 без стравливания давления на ФВД, а также применение метода вытеснения жидкости из технологической линии УКПГ-2 очищенным газом после гидроиспытания, во время ППР позволит снизить выбросы в атмосферный воздух.
Применение методов усовершенствования технологии обработки и интенсификации скважин позволяет уменьшить время освоения, а, следовательно, сократить валовые выбросы загрязнителей в атмосферу при освоении скважин. Сокращению выбросов загрязняющих веществ способствует и вывод из эксплуатационного фонда низкодебитных, обводнённых скважин, для обеспечения, работоспособности которых требовались частые, а длительные продувки. Взамен их для поддержания объёмов добычи углеводородов вводятся более эффективные горизонтальные эксплуатационные скважины.
Одним из мероприятий дальнейшему предотвращению роста выбросов основных загрязнителей атмосферы – оксидов азота и диоксида серы является утилизация серосодержащих газов при проведении ремонтных работ на объектах ГПУ и отдувках скважин за счёт приёма этих газов на приём 1 ступени компремирования ДКС.
Для обеспечения экологической безопасности населения, проживающего в зоне воздействия объектов ГПУ, при проведении залповых выбросов сжигание сероводородсодержащего газа необходимо проводить только при благоприятных метеоусловиях, обеспечивающих разложение и вынос загрязнителей, и при направлениях ветра, исключающих воздействие выбросов на селитебную и рекреационную зоны. Указанные работы проводятся с разрешения ведомственных служб охраны окружающей среды подразделений ГПУ, с обязательной регистрацией в журнале ведения работ. При этом информируется местный орган комитета природных ресурсов.
Одним из основных направлений снижения отрицательного воздействия на атмосферу серосодержащего углеводородного сырья является сокращение низких неорганизованных источников выбросов, представленных утечками через неплотности фланцев и запорно-регулирующей арматуры.
Основными мероприятиятиями для снижения утечек технологических сред являются меры по обеспечению герметизированной системы добычи, подготовки и транспорта добываемого сырья с применением на вновь вводимых объектах запорно-регулирующей арматуры импортного производства, фланцевых соединений повышенного класса герметичности и высокопрочного оборудования, соответствующего для использования в сероводородсодержащей среде. Для исключения возможных потерь серосодержащего сырья необходимо максимальное использование цельносварных трубопроводов.
Применение герметичных насосов с магнитными муфтами позволят исключить утечки жидких углеводородов в атмосферу от насосов.
План мероприятий на нормируемый период, направленный на дальнейшее снижение выбросов вредных веществ в атмосферу.
При реализации выше приведённых мероприятий дальнейшая эксплуатация существующих и ввод новых объектов ГПУ возможна без увеличения уровней воздействия на воздушный бассейн. Основные меры при дальнейшей эксплуатации объектов ГПУ должны быть направлены на обеспечение соблюдения требований технологических регламентов по эксплуатации объектов и предотвращению аварийных ситуаций, что позволит обеспечить экологическую безопасность природной среды и населения в зоне воздействия источников газопромыслового управления.
Повышению надёжности и обеспечению экологической безопасности способствуют и постоянно совершенствуемая система автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами добычи и полготовки углеводородов.
Охрана воздушного бассейна является одной из основных задач обеспечения экологической безопасности при эксплуатации предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург». Основным объектом загрязнения среды обитания продуктами производственной деятельности продолжает оставаться атмосферный воздух.
В ГПУ за соблюдением установленных нормативов ПДВ организован производственный контроль: на источниках выбросов, границах СЗЗ, в населенных пунктах, подфакельный, при производстве залповых работ.
Согласно плана - графика аналитического контроля воздушного бассейна согласованного с контролирующими органами и утвержденного главным инженером управления и на основании лицензии аттестованной лабораторией ООС осуществляется контроль за концентрацией вредных веществ в атмосфере стационарными постами контроля, оборудованными приборами, прошедшими Госповерку в 13 населенных пунктах, расположенных на территории предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург».
При проведении работ на территории месторождения газоопасных работ (продувки скважин, ингибирование аппаратов, ремонтные работы, огневые и г/о работы на объектах управления), контроль атмосферного воздуха производится мобильными постами ЛООС. Одновременно данными постами проводятся наблюдения за состоянием атмосферы в близлежащих от объектов ведения работ населенных пунктах, а так же контроль загазованности производственных помещений г/о объектов управления по сероводороду, метанолу, сернистому ангидриду и т.д.
Для оперативного контроля воздушной среды при производстве газоопасных работ на территории предприятия ООО «Газпром добыча Оренбург», связанных с выбросами вредных веществ в атмосферу, лаборатории ООС оснащена тремя автомобилями высокой проходимости. Передвижные посты ЛООС выполняют работы согласно плана [22].
Характерной особенностью ОНГКМ является наличие в добываемом газе такого элемента как сероводород. Наличие сероводорода требует опорожнения трубопроводов и оборудования, задействованных в технологических процессах, перед выводом его в ремонт на факельные установки. Стандартная схема опорожнения сосудов и газопроводов представлена на рисунке Б1 в Приложение Б. Суть технологии заключается в отсечении опорожняемого участка, сосуда и стравливании имеющегося газа на факельную установку для сжигания при технологическом давлении. При этом в атмосферу попадают продукты сгорания, такие как окислы азота, диоксид серы, меркаптаны, сажа и др., которые оказывают негативное влияние на окружающую среду, нарушая естественный фон и оседая в почве и водоемах.
Для повышения экологической и энергетической эффективности используемого в Газопромысловом управлении оборудования, необходимо при помощи оборудования установленного на ДКС-1,2,3 обеспечить снижение объемов выбросов вредных веществ в атмосферу при опорожнении газопроводов и сосудов перед выводом их в ремонт или резерв.
В ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург» находятся в эксплуатации три дожимные компрессорные станции. На всех трех станциях есть установки по перекачиванию конденсата, на которых для обеспечения утилизации газов выветривания предусмотрены эжекторы (газоструйные насосы). Ввиду того, что в связи с падающей добычей ОНГКМ, возможности данного оборудования задействованы не полностью, возникла идея его использования для утилизации газов из опорожняемых для ремонта газопроводов и сосудов, которые до недавнего времени сжигались на факельных установках.
Принцип работы технологической схемы по приему и перекачиванию конденсата ДКC-2 (Приложение В). Нестабильный конденсат от УКПГ-1,2,3,6 и 12 и газовый конденсат от КЦ №1 и входных сепараторов поступает в трехфазные сепараторы УППК, в котором происходит его разделение на три фазы: водометанольная смесь, конденсат и газы выветривания. Газы выветривания предусмотрено утилизировать на вход технологического газа ДКС-2 при помощи блока эжекторов.
Предлагается, не изменяя обвязки существующего оборудования изменить технологию опорожнения тех участков газопроводов и оборудования, которые имеют связь с конденсатной системой ДКС-1,2,3 для возможности утилизации части природного газа из этих объектов во время подготовки их к ремонту или выводу в резерв (Приложение Г). Суть технологии на оборудовании ДКС-2:
- опорожняемый участок отсекается;
- в работу включаются дополнительные эжекторы отделения дегазации;
- при постоянном контроле технологических параметров осуществляется сброс до давления входа конденсата Р=0,7 МПа (ДКС-1) и Р=0,45 МПа (ДКС-2);
- запорная арматура на линии сброса конденсата закрывается;
- из работы выключаются дополнительные эжекторы;
- остатки технологического газа из опорожняемого для ремонта (резерва) участка с давлением, равным давлению в трехфазных сепараторах сбрасывается на факел.
Отличительной особенностью ДКС-2 является, что это единственная станция, которая работает круглогодично. Т.е. ППР первого и второго цехов проводится поочередно, что позволяет осуществлять компримирование добываемого газа безостановочно в течение года. Данное обстоятельство дает возможность утилизации газа из входных коллекторов остановленного цеха. В Приложение Д приведена схема утилизации газа из входного коллектора одного из цехов ДКС-2. Сброс газа из входных коллекторов предлагается осуществлять через линию сброса конденсата из входных сепараторов.
В таблице 2.13 приведен расчетный объем утилизированного природного газа по ДКС-1,2,3 за год.
Таблица 2.13 – Расчетный объем утилизируемого природного газа по ДКС-1,2,3 за год
| Станция, цех | Геометрический объем системы, м3 | Количество опорожнений в год, разы | Объем газа утилизированного с помощью эжекторов, тыс.м3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ДКС-1 (при выводе ГПА в резерв (в работе 4ГПА+4ЭГПА)) | |||
| ДКС-1 Цех №1 | 50,8 | 50 | 35,630 |
| ДКС-1 Цех №2 | 20,46 | 50 | 14,350 |
| Итого по ДКС-1 за год | 49,980 | ||
Продолжение таблицы 2.13
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ДКС-2 (при проведении ППР) | |||
| ДКС-2 Цех №1 и 2 (входной коллектор) | 2857 | 1 | 27,583 |
| ДКС-2 (при выводе ГПА в резерв (в работе 4ГПА)) | |||
| ДКС-2 Цех №1 и 2 | 50,8 | 80 | 66,241 |
| Итого по ДКС-2 за год | 98,103 | ||
| ДКС-3 (при выводе ГПА в резерв (в работе 3ГПА)) | |||
| ДКС-3 | 98 | 24 | 18,701 |
| Итого по ДКС-3 за год | 18,701 | ||
| Всего по ДКС-1,2,3 за год | 166,784 | ||
Как видно из представленной таблицы 2.13 объем возможной утилизации природного газа составляет около 167 тыс. м3 в год.
При применении предлагаемой технологии опорожнения объем газа возвращенного в технологию составляет 55 %, а сожженного на факеле 45 %.
В таблице 2.14 представлена расчетная прибыль от утилизации природного газа при опорожнении технологических газопроводов и оборудования ДКС-1,2,3 в год, которая составляет около 160 тыс. руб. в год.
Таблица 2.14 – Расчетная прибыль от утилизации природного газа при опорожнение технологических газопроводов и оборудования ДКС-1,2,3 в год
| ДКС | Расчетный объем утилизированного газа, тыс.нм3/год | Расчетный объем топливного газа ГПА, тыс.нм3/год | Стоимость утилизирован-ного сырого газа себестоимость, тыс.руб | Стоимость топлива газа ГПА, тыс.руб | Прибыль тыс.руб |
| 1 | 49,98 | 11,816 | 67,932 | 21,564 | 46,368 |
| 2 | 98,103 | 23,192 | 133,340 | 42,326 | 91,014 |
| 3 | 18,701 | 2,211 | 25,418 | 4,034 | 21,384 |
| Итого | 166,784 | 37,218 | 226,690 | 67,923 | 158,766 |
В таблице 2.15 приведен расчетный объем сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу при внедрении технологии на ДКС-1,2,3. Около 28 тонн в год.
При расширении вышеописанную технологию для утилизации газов из промысловых газопроводов зоны ДКС-2 во время проведения их ремонта и диагностирования. В Приложение Е представлена схема подключения ДКС-2. Синим цветом обозначены трубопроводы входа с давлением Р=1,55 МПа, красным выходные трубопроводы с давлением Р=6,0 МПа. Всего 7 газопроводов от УКПГ-1,2,3,6,12 до ОГПЗ.
Таблица 2.15 – Расчетный объем сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу при внедрении технологии на ДКС-1,2,3 в год
| Элемент, формула | Выброс, тонн | Плата за выброс, руб |
| Угарный газ, CO | 2,66 | 7,44 |
| Метан, CH4 | 0,0665 | 12,56 |
| Диоксид азота, NO2 | 0,31915 | 77,33 |
| Диоксид серы, SO2 | 24,5706 | 1950,42 |
| Сероводород, H2S | 0,02 | 23,97 |
| Меркаптаны, RSH | 0,0001 | 8,50 |
| Оксид азота, NO | 0,0523 | 8,53 |
| Сажа | 0,266 | 80,36 |
| Итого | 27,95 | 2169,10 |
В Приложение Ж приведена предлагаемая технологическая схема утилизации газа из промысловых газопроводов на вход ДКС-2. Зеленой пунктирной линией показана проектируемая линия, которую необходимо смонтировать для осуществления предлагаемой технологии.
В Приложение И приведенная схема упрощена для описания технологии опорожнения промысловых газопроводов. I этап:
- опорожняемый участок отсекается;
- в работу включаются все эжекторы отделения дегазации цеха №1 ДКС-2;
- при постоянном контроле технологических параметров осуществляется сброс до давления входа конденсата Р=0,45 МПа;
- запорная арматура на линии сброса закрывается;
- из работы выключаются эжекторы, происходит сброс выделенного в сепараторах конденсата;
II этап:
- остатки технологического газа из опорожняемого для ремонта участка с давлением Р=0,45 МПа сбрасывается на факел.
Как видно из таблицы 2.16 при применении предлагаемой технологии для опорожнения промысловых газопроводов позволит вернуть в технологию около 1,2 миллионов м3 природного газа.
Что составляет около 74 процентов от общего объема, содержащегося в трубопроводах газа, который сейчас сбрасывается на факела при подготовке трубопровода к ремонту или диагностированию.
Прибыль от возвращения в технологию данного объема газа составит около 1,1 миллиона рублей (таблица 2.17)
Таблица 2.16 – Объемы природного газа которые возможно утилизировать на ДКС-2 с привязкой к ремонтируемым участкам
| Наименование ремонтируемого участка | Длина стравливаемого участка, км | Геометрический объем участка, м3 | Объем утилизированного газа, тыс. м3 | Время опорожнения, час |
| 2JIII (от 7 до 6 (III2Г-2)), УКПГ-2 – ДКС-2 | 3,58 | 1912 | 24,974 | 5,5 |
| 6JI (от 1 до 2), УКПГ-6 – ДКС-2 | 14,92 | 7968 | 104,084 | 22,9 |
| 3JI (от 1 до 2), УКПГ-3 – ДКС-2 | 12,557 | 6706 | 87,599 | 19,3 |
| 3J (от 1 до 2), УКПГ-3 – ДКС-2 | 12,51 | 6681 | 87,272 | 19,2 |
| 2JI (от 1 до 2), УКПГ-2 – ДКС-2 | 5,017 | 2679 | 34,999 | 7,7 |
| 2J (от 1 до 2), УКПГ-2 – ДКС-2 | 5,3 | 2830 | 36,973 | 8,0 |
| 6J (от 1 до 2), УКПГ-6 – ДКС-2 | 14,97 | 7995 | 104,433 | 22,9 |
| 6.6J (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 19,16 | 10233 | 133,663 | 29,4 |
| 2J (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 8,88 | 4743 | 61,948 | 13,6 |
| 2JI (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 9,54 | 5095 | 66,553 | 14,6 |
| 3J (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 16,867 | 9008 | 117,667 | 25,9 |
| 3.3JII (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 17,051 | 9106 | 118,950 | 26,2 |
| 6.6JI (от 2 до 3), ДКС-2 – кр. №3 (трасса) | 14,92 | 7968 | 104,084 | 22,9 |
| 2JII (от 6 (III2Г-2) до 5), ДКС-2 – кр. №5 (трасса) | 19,865 | 10609 | 138,581 | 30,51221,782 |
| Итого | 1221,782 | |||
Таблица 2.17 – Расчетная прибыль от утилизации природного газа из промысловых газопроводов при применении предлагаемой технологии
| Расчетный объем утилизированного газа, тыс.нм3 | Расчетный объем топливного газа ГПА, тыс.нм3 | Стоимость утилизирован-ного сырого газа себестоимость, тыс.руб | Стоимость топлива газа ГПА, тыс.руб | Прибыль тыс.руб |
| 1221,78 | 288,84 | 1660,62 | 527,13 | 1133,49 |
А главное позволит сократить выбросы вредных веществ в атмосферу от сжигания на величину около 205 тонн (таблица 2.18).
Таблица 2.18 – Сокращение выбросов вредных веществ при опорожнении промысловых газопроводов по предлагаемой технологии
| Элемент, формула | Выброс, тонн | Плата за выброс, руб |
| Угарный газ, CO | 19,48 | 54,49 |
| Метан, CH4 | 0,49 | 92,04 |
| Диоксид азота, NO2 | 2,34 | 566,50 |
| Диоксид серы, SO2 | 179,99 | 14287,84 |
| Сероводород, H2S | 0,15 | 175,61 |
| Меркаптаны, RSH | 0,000652 | 62,23 |
| Оксид азота, NO | 0,383 | 62,47 |
| Сажа | 1,947 | 588,66 |
| Итого | 204,77 | 15889,80 |
Ориентировочная стоимость монтажа проектируемой линии приведена в таблице 2.19
Таблица 2.19 – Ориентировочная стоимость монтажа проектируемой линии
| Наименование МТР | Единицы измерения | Кол-во | Цена, тыс.руб | Стоимость, тыс.руб |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Кран шаровой Ду 150 Ру 100 (6” #600) | шт. | 2 | 158,6 | 317,200 |
| Кран шаровой Ду 50 Ру 100(2” #600) | шт. | 13 | 19,3 | 250,900 |
| Кл. обратный Ду 150 Ру 100 (6” #600) | шт. | 2 | 118,4 | 236,800 |
| Тройник 200х150 (H2S) | шт. | 2 | 6,7 | 13,400 |
| Тройник 150х150 (H2S) | шт. | 1 | 2,0 | 2,000 |
Продолжение таблицы 2.19
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Тройник 150х50 (H2S) | шт. | 1 | 1,8 | 1,800 |
| Отвод 900 Ду 150 (H2S) | шт. | 4 | 2,9 | 11,600 |
| Вельдолет 700х150 (H2S) | шт. | 12 | 1,4 | 16,800 |
| Труба 168х10 Сталь 20 | м погон. | 950 | 1,219 | 1158,050 |
| Труба 57х4 Сталь 20 | м погон. | 100 | 0,212 | 21,200 |
| Опора трубная 150 | шт. | 95 | 0,095 | 9,025 |
| Клапан регулирующий Ду 150 Ру 100 (6” #600) | шт. | 1 | 280,5 | 280,500 |
| Клапан предохранительный Ду 100 Ру 100 (6” #600) | шт. | 1 | 100,8 | 100,800 |
| Итого материалы: | 2420,075 | |||
| Строительно-монтажные работы | - | - | - | 1098,6875 |
| Всего: | 3630,113 | |||
При условии монтажа собственными силами потребуется около 2,5 миллионов рублей, а с привлечением подрядной организации около 3,6 миллионов рублей.
