Газопровод Тенгиз-Кульсары

Газопровод Тенгиз-Кульсары

СОДЕРЖАНИЕ

1. Техническо-технологическая часть

1.1 Обоснование проекта

1.2 Характеристика предприятия

1.3 Компрессорная станция

1.4 Линейная часть газопровода

1.5 Патентный обзор изобретения

2. Расчетная часть

2.1 Механический расчет

2.1.1 Переход через автомобильную дорогу

2.1.2 Переход через железную дорогу

2.2 Расчет на прочность

2.3 Гидравлический расчет

2.4 Технологический расчет

2.5 Катодная защита

3. Программирование и расчет на ЭВМ

4. Экономическая часть

4.1 Расчет капитальных вложений и основных фондов

4.2 Эксплуатационные расходы

4.2.1 Годовой фонд зарплаты

4.2.2 Отчисления от фонда заработной платы

4.2.3 Амортизационные отчисления

4.2.4 Расходы по текущему ремонту

4.3 Анализ экономической эффективности инвестиций

4.3.1 Концепция стоимости денег с учетом фактора времени

4.3.2 Метод расчета чистого приведенного эффекта

4.3.3 Метод расчета индекса рентабельности

4.3.4 Метод расчета внутренней нормы прибыли

4.3.5 Метод расчета срока окупаемости инвестиций

5. Охрана окружающей среды

5.1 Анализ воздействия проектируемого объекта на окружающую среду

5.2 Воздействия на атмосферу

5.3 Воздействия на гидросферу

5.4 Воздействия на литосферу

5.5 Организационные мероприятия

5.6 Природоохранные мероприятия и инженерная защита окружающей среды

5.7 Защита атмосферы

5.8 Защита гидросферы

5.9 Защита литосферы

6. Охрана труда

6.1 Техника безопасности

6.2 Производственная санитария

6.3 Пожаровзрывозащита

7. Заключение

8. Список литературы

В данной дипломной работе приняты технологические решения по безопасной эксплуатации газопровода с соблюдением технологических норм и правил принятые в Республике Казахстан.

Вместе с тем разработаны решения основополагающих задач перспективного развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан, масштабы и сроки увеличения потенциала перерабатывающих производств, пути повышения: глубины переработки исходных ресурсов и наращивания темпов комплексности использования углеводородов с тем, чтобы повысить эффективность функционирования комплекса за счет выпуска конкурентоспособной конечной продукции и, тем самым, более полно удовлетворить потребности внутреннего рынка, обеспечить реальные шансы для выхода на зарубежных потребителей.

1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В ходе строительства трубопровода руководствуются техническими условиями при строительстве трубопроводов, в котором предусмотрены требования при проектировании Магистральных трубопроводов и руководящие указания Американского института нефти и газа.

Согласно нормам технологического проектирования газопроводов рельеф следует учитывать только в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода больше чем на 200 м.

Строительство трубопровода включает в себя монтаж всех трубопроводных элементов, таких как трубы, магистральную запорную арматуру, ловушки для скребков, изолирующие соединения, анкерные фланцы, кабели катодной защиты, разметочные и предупредительные знаки, пункты отбора и т. д. Оно также включает в себя строительство всех специальных сооружений, таких как пересечение автодорог, железных дорог и водных преград, прокладку через соровые участки, меры по восстановлению и борьбе с эрозией, а также все другие специальные строительные работы. Эти работы включают все, что требуется для устройства завершенного трубопровода, соединенного с существующим оборудованием, испытанного и подготовленного к сдаче в эксплуатацию.

Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, а также, кроме перечисленных, требованиям.

В процессе подготовительных работ исполнители контролируют правильность закрепления трассы с соблюдением следующих требований:

створные знаки углов поворота трассы, которые должны быть установлены в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, которые должны быть установлены попарно в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должны быть установлены в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы должны быть установлены не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды;

допустимые среднеквадратичные погрешности при построении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ±2; линейные измерения 1/1000; определение отметок ±50 мм; кроме того проверяют:

соответствие фактических отметок и ширины" планируемой полосы требованиям проекта, особенно в зоне рытья траншей;

качество выполнения водопропускных сооружений;

крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, планировке барханов, устройстве нагорных и дренажных канав;

величину уклонов, ширину проезжей части, радиусы поворотов;

наличие разъездов;

несущую способность при устройстве временных и реконструкции постоянных транспортных коммуникаций;

мощность, равномерность и качественный состав плодородного слоя почвы.

Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна произвести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых Т и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы.

Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы не более чем на 3' и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, — не более 50 мм.

Способы производства земляных работ на строительстве трубопроводов определяются проектными решениями и должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов, перечисленных и.

Земляные работы должны производиться с обеспечением требований качества и с обязательным операционным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной и нормативной документации.

В зависимости от характера выполняемой операции (процесса) операционный контроль качества осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами, прорабами или специальными контролерами.

Приборы и инструменты (за исключением простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля качества материалов и работ, должны быть заводского изготовления и иметь утвержденные в установленном порядке паспорта, подтверждающие их соответствие требованиям Государственных стандартов или технических условий.

Выявленные в процессе контроля дефекты, отклонения от проектов и требований строительных норм и правил или Технологических инструкций должны быть исправлены до начала следующих операций (работ).

Операционный контроль качества земляных работ должен включать:

проверку правильности переноса фактической оси траншеи и ее соответствие проектному положению;

проверку отметок и ширины полосы для работы роторных экскаваторов (в соответствии с проектами производства работ);

проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок, проверку ширины траншеи по дну;

проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунтов, указанной в проекте;

проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом;

контроль толщины слоя засыпки и обвалования трубопровода грунтом;

проверку отметок верха насыпи ее ширины и крутизны откосов;

изменение фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых.

Контроль правильности переноса оси траншеи в плане производится теодолитом с привязкой к разбивочной оси.

Ширина полосы для прохода роторных экскаваторов контролируется промером стальной лентой или рулеткой. Отметки полосы контролируются нивелиром.

Ширина траншеи по дну, в том числе на участках, балластируемых армобетонными грузами или винтовыми анкерными устройствами, а также на участках кривых контролируется шаблонами, опускаемыми в траншею.

Расстояние от разбивочной оси до стенки траншеи по дну на сухих участках трассы должно быть не менее половины проектной ширины траншеи и не превышать ее более чем на 200 мм; на обводненных и заболоченных участках — более чем на 400 мм.

Фактические радиусы поворота траншеи в плане определяются теодолитом (отклонение фактической оси траншеи от проектной на криволинейном участке не должно превышать ±200 мм).

Соответствие отметок дна траншеи проектному профилю проверяется с помощью геометрического нивелирования. В качестве исходных берутся отметки опорных реперов (при необходимости сеть реперов во время выполнения разбивочных работ сгущается таким образом, чтобы расстояние между временными реперами не превышало 2−2,5 км). Нивелировка дна траншеи выполняется методами технического нивелирования. Фактическая отметка дна траншеи определяется во всех точках, где указаны проектные отметки в рабочих чертежах.

Фактическая отметка дна траншеи в любой точке не должна превышать проектную и может быть менее ее на величину до 100 мм.

Если проектом предусмотрена подсыпка рыхлого грунта на дно траншеи, то толщина выравниваемого слоя рыхлого грунта контролируется щупом, опускаемым с бермы траншеи. Толщина выравнивающего слоя должна быть не менее проектной; допуск на толщину слоя определяется требованиями.

Контроль за выполнением земляных работ осуществляет производитель этих работ. По мере выполнения отдельных видов (этапов) земляных работ составляются документы на их приемку (приемка постели и глубины заложения дна траншеи, присыпку, засыпку, рекультивацию и т. п.).

Если проектом предусмотрена присыпка трубопровода мягким грунтом, то толщина слоя присыпки уложенного в траншею трубопровода контролируется мерной линейкой. Допускается отклонение толщины слоя в пределах, указанных в.

Отметки рекультивированной полосы контролируют геометрическим нивелированием. Фактическая отметка полосы определяется во всех точках, где в проекте рекультивации земель указана проектная отметка.

Фактическая отметка должна быть не менее проектной и не превышать ее более чем на 100 мм.

На рекультивируемых землях с помощью шаблона контролируется высота валика, которая должна быть не менее проектной и при этом не превышать проектную высоту на величину более 200 мм.

Расстояние от оси трубопровода до края насыпи контролируется рулеткой.

Крутизна откосов насыпи контролируется шаблоном.

Уменьшение размеров насыпи против проектных допускается не более чем на 5%, за исключением толщины слоя грунта над трубопроводом на участках вертикальных выпуклых кривых, где уменьшение слоя засыпки над трубопроводом не допускается.

С целью комплексного ведения работ необходимо контролировать сменный темп разработки траншеи, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ. Разработка траншеи в задел, как правило, не допускается.

Приемку законченных земляных работ осуществляет служба контроля качества с обязательной приемкой по следующим параметрам земляных сооружений: ширине траншеи по дну; глубине траншеи; величине откосов; профилю дна траншеи; отметке верха насыпи при засыпке с оформлением соответствующей документации.

Приемка законченных земляных сооружений осуществляется Государственными комиссиями при сдаче в эксплуатацию всего трубопровода (объекта).

При сдаче законченных объектов строительная организация (генеральный подрядчик) обязана представить заказчику всю техническую документацию, перечень которой оговаривается действующими правилами.

Контроль качества сварных соединений.

Для обеспечения требуемого уровня качества необходимо производить:

а) проверку квалификации сварщиков;

б) контроль исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входной контроль);

в) систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки;

г) визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений (для сварных соединений, выполненных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюсадополнительно по макрошлифам);

д) проверку сварных швов неразрушающими методами контроля;

е) механические испытания сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением, сваркой вращающейся дугой и паяных соединений.

Все трубы, детали трубопроводов, элементы запорной (распределительной) арматуры могут быть приняты в монтаж только после прохождения приемки и (или) освидетельствования на соответствие их требованиям раздела 4 настоящих ВСН, а также требованиям.

Для проведения сварочных работ на строительстве магистральных и промысловых трубопроводов допускается применение электродов, флюсов, проволок, защитных газов только тех марок, которые регламентируются требованиями.

Все поступающие на участок централизованного хранения и подготовки к использованию сварочные материалы подвергают количественному и качественному контролю.

Контроль сварочных материалов осуществляют работники специализированной службы входного контроля или комиссия, в состав которой входят представители монтажной организации, сварочной службы или ПИЛ (включая сварщика, выполняющего технологические пробы) отдела снабжения.

При определении качества сварочных материалов устанавливают: наличие сертификатов на каждую партию и марку материалов, а также соответствие маркировки и условного обозначения сварочных материалов в сертификате и на этикетке упаковки; состояние упаковки; состояние поверхности покрытия электродов; состояние поверхности сварочной проволоки; однородность и цвет зерен флюса и т. д.

Сварочные материалы, которые по результатам входного контроля не соответствуют требованиям нормативных документов, признают некачественными, и на них составляется акт в соответствии с положениями.

Операционный контроль осуществляют мастера и производители работ. При этом осуществляется проверка правильности и необходимой последовательности выполнения технологических операций по сборке и сварке в соответствии с требованиями и действующих операционных технологических карт.

При сборке соединений под сварку проверяют:

— чистоту полости труб и степень зачистки кромок и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей:

— соблюдение допустимой разностенности свариваемых элементов (труб, труб с деталями трубопроводов и пр.);

— соблюдение допустимой величины смещения наружных кромок свариваемых элементов;

— величину технологических зазоров в стыках;

— длину и количество прихваток.

Если требуется просушка свариваемых кромок или предварительный подогрев,

При операционном контроле в процессе сварки осуществляют наблюдение за обеспечением строгого соблюдения режимов сварки (по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на сварочных агрегатах, постах, машинах и т. п.), порядка наложения слоев и их количеством, применяемых материалов для сварки корневого и заполняющих слоев, времени перерывов между сваркой корневого шва и «горячим проходом» и других требований технологических карт.

Все (100%) сварные соединения труб, труб с деталями трубопроводов, арматурой и т. д. после их очистки от шлака, грязи, брызг металла, снятия грата подвергают визуальному контролю и обмеру.

Визуальный контроль и обмер производят работники службы контроля (ПИЛ, специализированных управлений по контролю и т. п.).

При осмотре сварного соединения:

проверяют наличие на каждом стыке клейма сварщика, выполнявшего сварку. Если сварку одного стыка выполняли несколько сварщиков, то на каждом стыке должно быть проставлено клеймо каждого сварщика в данной бригаде, или одно клеймо, присвоенное всей бригаде;

проверяют наличие на одном из концов каждой плети ее порядкового номера;

убеждаются в отсутствии наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор.

Приемочный контроль состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов осуществляют в соответствии c требованиями.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо:

найти места повреждений;

отремонтировать повреждения;

провести повторное испытание изоляции.

Приемочная комиссия после ознакомления с представленной документацией проверяет режимы работы средств ЭХЗ и измеренных значений разности потенциалов трубопровод-земля вдоль трассы сооружения. Объем проверки устанавливает председатель комиссии.

Система ЭХЗ данного участка может быть принята в эксплуатацию при соблюдении следующих условий:

а) минимальная разность потенциалов труба-земля на протяжении всего участка должна быть не ниже проектной величины;

б) запас мощности СКЗ и силы тока дренажных установок должен составлять не менее 35%;

в) исключено вредное влияние на другие объекты.

Чистота полости трубопровода должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой и контролироваться визуально путем осмотра:

каждой трубы в пункте ее получения с завода-изготовителя (ж.д.станция, пристань, аэродром, вертодром);

каждой трубы после транспортировки с пункта получения до сварочной базы, а также после транспортировки из штабеля на сварочный стеллаж;

каждой секции (плети) в процессе сборки и после транспортировки ее на трассу;

при сборке и сварке секций (плетей) в нитку трубопровода;

полости трубопровода при монтаже технологических захлестов, вварке катушек и линейной арматуры.

В результате осмотра полости трубопровода (труб, плетей) должно быть установлено отсутствие в полости загрязнений, воды, снега, льда, случайно попавших предметов (инструмента, спецодежды и т. п.).

В случае загрязнений последние необходимо удалить продувкой или протягиванием очистного устройства.

В процессе сварочно-монтажных и изоляционно-укладочных работ производится визуальный осмотр каждой трубы и плети с целью выявления вмятин, препятствующих последующему безостановочному пропуску очистных и разделительных устройств.

До ввода в эксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена, трубопровод испытан на прочность и проверен на герметичность, а из газопроводов, испытываемых гидравлическим способом, удалена вода.

Способы, технология, режимы и параметры очистки полости, испытания и удаления воды устанавливаются ведомственными строительными нормами «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание.

1.1 Обоснование проекта

План разработки, рекомендуемый ТШО, включает принятие незамедлительных мер по эффективному росту добычи с минимальным риском. У компании четко определенная возможность увеличить добычу до 17 млн. т/год путем реализации проекта расширения

На 5 млн. т/год. Разработка проекта завода второго поколения находиться на окончательной стадии этапа 2 CPDEP, и готова к переходу на этап 3 после одобрения. Такое состояние дел соответствует графику разработки проекта, направленному на начало эксплуатации объекта в конце 2004 года. Был разработан план проведения буровых работ для поддержания текущего уровня производства и обеспечения роста до 17 млн. т/г.

Закачка кислого газа в пласт (ЗКГ) является возможной альтернативой расширения свыше 17 миллионов тонн нефти в год. Предварительные экономические расчеты показывают, что закачка кислого газ предпочтительнее, чем закачка бессернистого или кислотного газа, и предпочтительнее первичного истощения, при условии, что присущие ей факторы риска и неопределённости будут решены. «Ведущей стратегией» для ЗКГ закачка в 1 объект в северной центральной платформенной части месторождения. Эта часть коллектора в настоящее время имеет более низкое пластовое давление и лучше изучена с геологической точки зрения по сравнению с другими участками.

Рекомендуемый план также включает варианты расширения производства больше 17 млн. т/г. Закачка газа является многообещающей возможностью, и ТШО планирует ее дальнейшее изучение, причем этот вариант может стать наиболее предпочтительным в качестве следующего этапа расширения. Разработка проекта закачки газа и сокращение сопряженного с ним риска потребует проведения дополнительных исследований потока флюидов в Тенгизском коллекторе и разработки новых технологий.

Расширение добычи свыше 17 млн. т/г. посредством обычной технологии, закачки газа или другого процесса потребует дальнейшего бурения активов ТШО.

Расширение производства ТШО до 5 млн. т/г. посредством проекта ЗВП.

Расчетные запасы первичной добычи при вероятности 90% составляют:

Тенгизское месторождение 2.79 млрд. баррелей / 350 млн. тонн Королевское месторождение 0.23 млрд. баррелей / 28 млн. тонн.

Такое количество запасов является достаточным для обоснования предлагаемого проекта Завода второго поколения (ЗВП). В этой стратегии используется преимущество естественного пластового давления, которое обеспечит поток нефти через систему сбора и далее на нефтеперерабатывающий завод. Объекты, предусмотренные по проекту ЗВП, будут производить нефть, товарный газ, пропан, бутан и серу.

Однако более вероятно, что геологические и другие категории запасов в реальности больше, чем взятые в случае, описанном выше.

В связи с развитием мощности предприятии строятся завод нового поколения, которое обеспечивает рост добычи нефти и газа посредством закачки сырого сероводородсодержащего газа обратно в пласт.

В связи с расширением завода возникла необходимость построения новой нитки газопровода диаметром 1020 с Тенгиза до Кульсары, которое обеспечивает население Атырауской области природным газом и транспортируется по магистрали Интергаз Централная Азия. Анализируя данный проект пришли к выводу, и это доказано технико-экономическими расчетами, что строительство данного газопровода протяженностью 120 км является выгодным и оно окупится через 4,3 года.

1.2 Характеристика предприятия Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. Оно является одним из крупнейших в мире сверх-гигантских нефтеносных коллекторов.

Тенгизшевройл (ТШО) — это казахстанское предприятие, которое ведёт геологоразведку, разработку запасов нефти, добычу и сбыт нефти и сопутствующих продуктов, и осуществляющее свою деятельность в соответствии с самыми высокими мировыми стандартами техники безопасности и охраны окружающей среды.

Задачей ТШО является стать самым эффективным и высокорентабельным предприятием нефтяной и газовой отрасли в мире. ТШО — это предприятие в форме товарищества, действующее на территории Республики Казахстан и ведущее геологоразведку, разработку запасов нефти, производство и сбыт нефти и сопутствующих продуктов и осуществляющее свою деятельность в соответствии с самыми высокими мировыми стандартами техники безопасности и охраны окружающей среды.

Стратегическая цель ТШО — это создание материальных благ и высокого качества жизни партнёров компании, Республики Казахстан, Атырауской области и сотрудников ТШО. Стратегическими направлениями компании являются: быть лидером по ТБ и охране окружающей среды, повышение потенциала кадров, уважение среди общественности Казахстана, отличные производственные показатели.

Компания стремиться стать самым эффективным и прибыльным предприятием нефтяной и газовой отрасли в мире, проявляя ответственный подход и соблюдая этические нормы.

Открытое в 1993 году Тенгизское месторождение является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире.

В апреле 1993 года СП Тенгизшевройл было учреждено как товарищество между Правительством Казахстана и Шеврон. Сегодня совладельцами ТШО являются:

Министерство Энергетики и Минеральных Ресурсов, Шеврон, ЭксонМобил и ЛукАрко.

Задача быть лидером в вопросах ТБ и охраны окружающей среды возлагает ответственность на каждого сотрудника, и компания придает первостепенное значение охране труда и здоровью людей и окружающей среды. Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

— постоянно совершенствовать безопасные методы работы сотрудников ТШО и у подрядчиков с целью исключить любые несчастные случаи;

— способствовать изданию правительством РК технически передовых и практически обоснованных законодательных актов для установления стандартов и введения правил в области ТБ охраны труда и защиты окружающей среды;

— разработка и реализация эффективных программ, направленных на сведение к минимуму и снижению выбросов в атмосферу, утилизацию отходов и сточных вод на единицу добычи;

— обеспечение безопасности добычи, хранения и транспортировки всех видов продукции от устья скважины до покупателя;

— дальнейшее повышение технических возможностей и готовности к устранению аварийных ситуаций.

Перспектива ТШО — стать самым эффективным и высокорентабельным предприятием нефтегазовой отрасли в мире. Высокие производственные показатели — это стратегическая установка, которая концентрирует внимание компании на эффективности работы, начиная с оценки коллектора, увеличения разведанных запасов нефти и разработки промысла до сбыта продукции, то есть на тех видах деятельности, которые сотрудники ТШО контролируют и через которые они могут больше всего влиять на финансовые показатели компании.

Одним из важнейших направлений работы с самого основания ТШО является снижение удельных эксплуатационных затрат. Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

— обеспечение надежной и безопасной работы;

— максимальное увеличение производительности существующего оборудования;

— дальнейшее снижение удельных производственных расходов;

— повышение эффективности распоряжения капитальными средствами за счет высокого качества принимаемых решений, более эффективного исполнения проекта и более эффективного использования капитала;

— использование различных экономических и надежных выходов на рынки сбыта для всех видов продукции с целью обеспечения максимальной выручки и возможности осуществлять добычу в максимальном объеме;

— реализация комплексной и полномасштабной стратегии, направленной на обеспечение роста стоимости активов путем проведения разведки запасов, использовать передовые методы разработки коллектора и разработка имеющихся новых запасов.

ТШО нужны квалифицированные рабочие технических специальностей и специалисты для успешной реализации плана расширения производства и эффективной эксплуатации существующих объектов и оборудования. Решающим здесь будет подготовка менеджеров, руководителей всего звена и специалистов, которые поведут квалифицированная/коллектив в будущее.

Для достижения этой установки ТШО будет работать по следующим направлениям:

— разработка и осуществление стратегических планов по кадрам и программ исполнения в соответствии с планами расширения компании с целью национализации рабочих мест (80% в 2004 г.) и заполнения вакансий в результате оттока кадров;

— поиск новых и удержание имеющихся высококвалифицированных сотрудников, предлагая привлекательные условия оплаты труда и материальное обеспечение, обучение и перспективы продвижения по службе;

— контакты с университетами и образовательными институтами по подготовке специалистов и составлению учебных программ, которые наиболее полным образом отвечают потребностям ТШО:

— обучение Управленческого персонала с целью повышения квалификации имеющихся и будущих Руководителей и Менеджеров;

— использование подходов и методов Программы Оценки труда работника и Парящий орел для приведения показателей работы и результатов каждого отдельного работника в соответствии с требованиями Бизнес Плана.

1.3 Компрессорная станция

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станции.

Рассмотренная в данном проекте компрессорная станция является головной.

На ГКС газ не только компримируется, но и подготавливается для транспортировки. В данном случае транспортируемый газ проходит очистку на заводе второго поколения. Но проектом предусмотрено дополнительная установка очистных оборудовании. (Смотрите технологическую схему на 8 листе графической части).

На компрессорной станции работают три группы параллельно соединенных центробежных нагнетателей с приводом от газовой турбины, один на резерв.

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости разделяются на объекты основного и вспомогательного назначения.

К основным объектам КС относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установка очистки газа от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.

К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения; канализация и очистные сооружения.

Основными оборудованиями КС являются ГПА и их приводы. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода.

1.4 Линейная часть газопровода

Линейная часть выполнена из труб отечественной поставки соответствующие ТУ14−3-771−78 диаметром 1020×12 мм. Обвязка запорной арматуры выполнена из труб Ст20 Д — 219×10мм, 57×5 мм и труб отечественной поставки ТУ-14−3-460−75 Ду 1020×12; 1020×12 мм. Отключающая арматура импортной поставки:

краны Ду 1020 мм, Ру 80 кг/см2 производства Италии.

Для оперативного управления работой газоконденсатопроводов предусмотрена система линейной телемеханики. Телемеханизация газоконденсатопроводов осуществлена системой телемеханики (ТМ) «Магистраль-1». Предусмотрен следующий объём телемеханизации:

— телеизмерение давления на крановых площадках после запорной арматуры с сигнализацией по граничным уставкам;

— телесигнализация положения запорной арматуры;

— телесигнализация давления ниже допустимого;

— телеуправление запорной арматурой;

— телесигнализация открытия дверей блок-боксов;

— телесигнализация о загазованности на пересечениях с а/дорогами.

Пульт системы линейной телемеханики расположен в диспетчерской ЛПУ.

Электроснабжение линейных потребителей.

К линейным потребителям относятся:

установки ЭХЗ ;

узлы запуска и приема очистных устройств;

электропривод запорной арматуры.

Электропитание станций катодной защиты типа КСС, ПАСК-3, ОПС, ТДЭ осуществляется от трансформаторных пунктов: КТП-25/6; КТП -25/10; ТП- 4/6; та-4/10.

1.5 Патентный обзор В данном разделе рассматривается вопрос об очистке газа от высокотоксичного углеводородного газа. Углеводород является высокотоксичным и опасным газом влияющий на нервную и сердечно-сосудистый орган человека и вопрос об очистке газа от сероводорода является одним из актуальных. В данном разделе рассмотрены некоторые патентные изобретения по очистке газа от сероводорода.

Способ первый. Получение серы путем гетерогенно-католического окисления сероводорода при 150−350 С в присутствий катализатора состоящий из углеродного материала, отличающийся тем, что используют катализатор, содержащий волокнистый углерод полученный в результате разложения углеводородов на никельсодержащие катализаторы.

Известен способ получения серы от очистки газовой серы, в которой газы очищаются от сероводорода путем гетерогенно-католического окисления сероводорода в серу при 200−350 °С в слое катализатора, содержащее диоксид ванадия, титана, сульфат алюминия или кальция в различных соотношениях. При малых избытках кислорода степень превращения сероводорода и селективность реакции окисления сероводорода в серу может достигать 99%.

Недостатком способа является то, что при использовании изобретения для очистки газа с большим содержанием кислорода резко снижается селективность реакции. Кроме того, использование при осуществлений процесса катализатора сложен в приготовлений, что сильно удорожает процесс.

Второй способ. Изобретение относится к способу католического окисления сероводорода непосредственно в элементарную серу. Способ заключается в том, что пропускают газ содержащий сероводород, с газом, содержащим свободный кислород, в количестве соответствующий молярному соотношению О2: H2S, равному 0,5−3, предпочтительно 0,5−1,5, через катализатор окисления сероводород до серы при температуре ниже 200 ° С. Указанный катализатор содержит в качестве носителя активный уголь, в котором введено католическая фаза, выбранная среди оксидов, солей или сульфидов одного или нескольких переходных металлов выбранных среди V, Mo, W, Ni и Со количество указанной фазы, выражен в массе переходного металла, составляет 0,1−15% от массы прокаленного катализатора, предпочтительно 0,5−5% от массы прокаленного катализатора. Время контактирования газа с катализатором составляет 0,5−20 с, температура контактирования 60−180 ° С. При этом образующаяся при окислений сероводород и элементарная сера осаждается на катализаторе. Последний термодинамический регенерируют продувкой газом, не содержащее окислитель, при этом температура от 200 до 500 ° С.

Для регенерации сероводорода содержащийся в малых концентрациях, а именно в концентрациях 15%, в газах различных происхождений можно прибегнуть, среди других, к способу проведения прямого католического окисления сероводорода в серу.

В таких процентах осуществляется контактирование обрабатываемого газа, содержащее сероводород, в смеси с соответствующем количестве газа, содержащее свободный кислород, например воздуха, который может быть обогащен кислородом, с католическим окислением воды до серы, осуществляется этот контакт при температурах или выше точки росы образования серы, которое в случае окисления находится в паровой фазе, или же при температурах ниже точки росы образования сера осаждается на катализаторе, что приводит к необходимой периодической регенераций катализатора, насыщенного серой, путем продувки неокисляющим газом, имеющим температуру от 200−500° С. Катализатор окисления может быть приготовлен различными известными способами введения одного или нескольких соединений металлов в твердый измельчительный носители катализатора.

Недостатком способа является недостаточная очистка газов содержащие большое количество сероводорода.

Третий способ. Основным способом получения серы из газов, содержащее сероводород является процесс Клауса. В этом процессе производят гомогенное окисление сероводорода воздухом до серы и диоксида серы. При этом степень извлечения серы не превышает 70%. Затем полученную газовую смесь охлаждают и подают на католическую ступень процесса где протекает реакция

2Н2S+SO2 3/nSn+2H2O

Реакция обратима и экзотермична. В связи с этим для достижения высокого равновесного выхода серы требуется низкая (<200° С) температура. Однако, при смешиваний температуры может происходить конденсация серы, что приводит к блокировке активной поверхности катализатора и его дезактивации. Кроме того, в печи Клауса могут образовываться карбонилсульфады СОS и сероуглерод CS2. Для их католического гидролиза требуется температура не менее 300° С. В связи с этим процесс ведут в две или три стадии, причем на первой стадии газ подают в слой катализатора с температурой 300−400° С, а на второй и третьей на несколько градусов выше температуры точки росы сера.

Двухстадийный процесс позволяет достигать степени извлечения сера до 96% трехстадийный до 98%.

Для достижения более высоких уровней извлечения серы применяются процессы доочистки отходящих газов установок Клауса. Одним из известных способов доочистки является прямое селективное окисления сероводорода. В этом случае содержащиеся в хвостовых газах соединения серы гидрируют до сероводорода, смешивают с воздухом и подают в католический реактор.

При этом также может протекать образование диоксида серы по реакции

2Н2S+3O2=3SO2+2H2O

а также в результате протекания обратной реакции. Это нежелательно, так как приводит к снижению степени извлечения серы. Селективность окисления сероводорода снижается при увеличений концентрации кислорода и повышении температуры.

В качестве прототипа предлагаемого изобретения по наибольшему количеству сходных признаков выбран процесс Клауса с процессом доочистки хвостовых газов схема которого включает в себя: двухили трехстадийную установку Клауса, содержащую каталические реакторы, в которых осуществляется реакция при соотношении концентраций H2S/SO2=2.

Описанный процесс позволяет достигать общей степени извлечения серы до 99−99,6%.

Задачей настоящего изобретения является увеличение срока службы катализатора, упрощение установки и снижение энергозатрат на проведение процесса получения серы.

Процесс получения серы ведут по схеме включающую в себя традиционную двухстадийную установку Клауса и одностадийный процесс доочистки хвостовых газов. Расход воздуха в печи Клауса выбирается таким образом, чтобы на каталических ступенях установки Клауса обеспечивалось соотношение концентрации сероводорода и диоксида серы выше стехиометрического, равного 2,05:1−4:1. Это обеспечивает практическое отсутствие SO2 в хвостовых газов. Кроме того, известно, что введение в процессе Клауса при избытке сероводорода предотвращает сульфатацию катализатора и существенно превышает срок его службы.

Выходящие из последнего конденсатора установки Клауса реакционные газы с температурой 120−160 °С смешивают с кислородом или воздухом и без предварительного подогрева подают в реактор, где проводят каталическое окисление сероводорода в серу. Воздух или кислород при этом подают в количестве, необходимом для поддержания соотношения О2/ H2S в пределах 0,5−0,65. Выходящий из реактора газ охлаждают в конденсаторе для конденсации образовавшейся серы.

Во избежание дезактивации катализатора конденсирующийся серой с помощью попарного переключения клапанов периодически изменяют направления движения реакционной смеси на противоположное, в результате чего в центре слоя катализатора образуется реакционная зона с температурой выше точки росы серы, а сера конденсируется на торцах слоя.

Периодическое изменение направления движения реакционной смеси дает возможность вести процесс при низкой входной температуре газа и, соответственно, поддерживать относительно невысокую температуру в реакционной зоне (не более 250−270°С). Это обеспечивает высокую селективность окисления сероводорода, а также благоприятные термодинамические условия протекания реакции. В результате степень превращения сероводорода в серу в заявленном процессе эквивалента степени превращения в процессе, принятым за прототип (99−99,6%).

Подача реакционного газа в реактор с температурой ниже

120 °C нежелательна, так как при более низкой температуре возможна забивка слоя катализатора и газоходной арматуры твердой серой, а с температурой выше 160 °C нецелесообразна, так как это приведет к росту температуры в реакционной зоне и, соответственно, к снижению селективности окисления сероводорода и падению степени извлечения серы ниже 99%.

Снижение соотношения концентраций сероводорода и диоксида серы до величины менее 2,05:1 нецелесообразно, так как при этом возрастает концентрация SO2 выходящих газов, что снижает степень извлечения серы менее 99% а увеличение этого соотношения более 4:1 В связи со слишком быстрым расходованием SO2 приводит к уменьшению выхода серы в установке Клауса и повышению нагрузки на стадию селективного окисления рост концентрации сероводорода на стадии селективного окисления, в свою очередь влечет за собой рост тепловыделения в реакции и приводит, соответственно, к росту температуры, снижению селективности окисления сероводорода и далее к снижению общей степени извлечения серы ниже 99%.

Таким образом, заявленный способ позволяет упростить установку получения серы, снизить энергоемкость процесса и повысить срок службы катализатора.

Пример 1. газ, поступающий со стадии гомогенного окисления сероводорода и содержащий 3% H2S 1,3% SO2 (соотношение H2S/SO2=23). 20% H2O, а также азот и углекислый газ, перерабатывают на каталической установке, включающей в себя три каталических реактора. В первых двух реакторах используют катализатор процесса Клауса на основе Al2O3 и TiO2, в третьем — селективный катализатор окисления сероводорода. В первый реактор газ подают с температурой 300−350°С, затем выходящий газ охлаждают до 160−170°С для конденсации серы, нагревают до 230−250°С и подают во второй реактор. Выходящий из второго реактора газ охлаждают до 140 °C для повторной конденсации серы. Выходящий из конденсатора газ смешивают с воздухом до достижения соотношения О2/H2S=0,55 и без подогрева подают в третий реактор, в котором периодический производят реверс потока газа. Степень извлечения серы составляет 99,5%.

В процессе, принятым за прототип, включающем два реактора Клауса, реактор гидрирования сернистых соединений и два реактора окисления сероводорода кислородом достигается такая же степень извлечения серы. При этом заявляемый процесс отличается большей простотой, меньшими энергозатратами и более высоким сроком службы катализатора.

Способ очистки газа, включающий пропускание предварительно нагретого реакционного газа, содержащего сероводород и диоксид серы, последовательно через один, два или три каталических реактора, охлаждение частично прореагировавшего газа и конденсацию образующейся серы после каждого реактора. Последующее введение в реакционный газ кислорода воздуха, пропускание образовавшейся смеси через последний каталический реактор и охлаждение прореагировавшего газа для образовавшейся серы, отличающийся тем, что соотношение концентраций сероводорода диоксида серы в исходном реакционном газе поддерживают в пределах 2,05:4,01 а направление пропускания реакционной смеси через последний реактор периодически изменяют на противоположное, поддерживая температуру газа на входе в него в пределах 120−160 °С.

Таблица 1.1-Показатели гомогенного окисления сероводорода до серы

Способ четвертый. Изобретения относится к процессам производства серы из кислых газов, в частности к способам доочистки хвостовых газов производства серы по методу Клауса, и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической отраслях промышленности.

Наиболее распространенной технологией получения серы из кислых газов является процесс Клауса заключающийся в сжигании сероводорода при недостатке воздуха до серы и диоксида серы и последующем контактировании в двух или трех каталических ступенях непревращенных сероводородов и диоксида серы.

Известно много различных технологий доочистки хвостовых газов, однако наибольшее распространение, благодаря простоте реализации и дешевизне, получили процессы, осуществимые при температуре ниже точки росы серы. Среди них более всего известны процессы Сульфрен. По существу в этих процессах используется реакция Клауса при температуре 130−150°С, когда сера конденсируется в порах катализатора и последний периодически необходимо подвергать регенерации. В качестве катализатора во всех процессах используют активный оксид алюминия, а сами процессы отличаются числом используемых реакторов и методом регенерации катализатора.

Наиболее близким к изобретению относится способ доочистки хвостовых газов процесса Клауса, заключающейся в контактировании сероводорода и диоксида серы в присутствий алюмооксидного катализатора при 130−150°С с последующей регенерацией катализатора от серы при 300−350 °С.

Основным недостатком известного способа являются высокие потери серы с паровой фазой и, как следствие, невозможность достижения общей степени извлечения сера на установках Клауса и доочистки хвостовых газов более 99,6%.

В процессе поглощения сероводорода и диоксида серы из хвостовых газов сера заполняет поры все больше го диаметра, при этом парциальное давление паров над катализатором постоянно возрастает в соответствий с законом Кельвина.

Задачей изобретения является снижение потерь серы и повышение таким образом достигаемой степени ее извлечения за счет дополнительного слоя ультрамикропористого адсорбента паров серы, размещенного последним по ходу газа. В качестве адсорбентов паров серы применяют активированный уголь или кислотостойкие молекулярные сита с отношением SiO2: Al2O3=6−10 при следующем соотношений объемов слоев в реакторе:

катализатор основного слоя -1;

дополнительный слой 0,2−0,3.

Объем слоя адсорбента определяется достигаемым положительным эффектом: ниже нижнего предела и выше верхнего предела повышение степени извлечения серы несущественно и дальнейшее увеличение дополнительного слоя не оправдано экономически.

Как видно, применение дополнительного слоя позволяет увеличить степень извлечения серы от 90до 93,7−94,4%. Причем, при объеме слоя адсорбента ниже предлагаемой величины это увеличение незначительно: 0,6% на активированном угле и 0,2% на молекулярных ситах. Повышение объема дополнительного слоя изнутри заявляемого интервала позволяет повысить степень извлечения серы до 92,4−94,1%. Дальнейшее увеличение дополнительного слоя приводит к незначительному росту этого показателя (0,2−0,3%) и поэтому неоправданно.

Сущность действия изобретения состоит в том, что хвостовые газы, содержащие на выходе из установки Клауса 0,5−0,1% H2S и 0,25−0,5% SO2, поступают в реактор доочистки хвостовых газов, где на известном катализаторе сернистые компоненты воздействуют между собой с образованием серы, конденсирующейся в порах катализатора. Пары серы, находящиеся в фазовом равновесии с серой, заполнившей поры известного катализатора вследствие капиллярной конденсации, попадают на выходе из реактора в дополнительный слой адсорбента, где физически поглощается так, что парциальное давление паров серы в газе, выходящем из реактора, снижается с 0,05−0,1 mbar до 0,005−0,01 mbar. В результате снижаются потери серы, а общая степень извлечения серы из газа повышается дополнительно на 0,1−0,15%.

Способ пятый. Целью изобретения является разработка способа получения элементарной серы без проведения каталического гидрирования и гидролиза, который бы одновременно обеспечивал максимально возможную степень обессеривания. В соответствий с изобретением последнее достигается за счет смешивания выходящих стадий охлаждения установки Клауса абгазов, содержащих 0,5−2,0 об. % H2S, а также СОS, CS2 и H2O, с кислородом, нагревания абгазов до минимум 200 °C, пропускания через слой катализатора, состоящий из, по меньшей мере, 80 мас. % TiO2, конденсированием элементарной серы и отделением ее, причем газы при температуре от 120−160 °С пропускается через слой катализатора, состоящий как минимум из 80 мас.% AL2O3.

В заявленном способе используется способность обогащенного TiO2 — катализатора при температурах от 200 до 400 °C не только ускорят окисление сероводорода в элементарную серу, но и стимулировать процесс гидролиза COS и CS2 и CO2 в H2S. При этом представляется целесообразным состоящий как минимум из 80 мас. % катализатор, пропитывать составом, содержащим, по меньшей мере один из металлов, а именно никель, железо или кобальт.

Подлежащий обработке сероводородсодержащий газ, имеющий обычно в своем составе диоксид углерода и другие примеси, в частности углеводороды, через трубопровод подается в камеру сгорания известной установки Клауса. В камеру сгорания через трубопровод поступают дозированные количества кислорода для обеспечения частичного сгорания и получения газовой смеси, содержащей на моль SO2 от 1 до 3 моль H2S. Выходящая из камеры сгорания и поступающая в трубопровод газовая смесь имеет в своем составе элементарную серу, которая отделятся в процессе конденсации в холодильник и выводится через трубопровод.

Поступающая в трубопровод газовая смесь подвергается последующей обработке методом катализа в установке Клауса, где в ходе одной или нескольких стадии 2H2S + SO2 превращается в элементарную серу и воду. При этом используется, катализаторы, на основе Al2O3 и TiO2. Работы проводятся при температуре от 200 до 400 °C. Обработанные газы со стадии катализа через трубопровод поступают на стадию охлаждения, где происходит конденсация парообразной серы с последующим ее отведением через трубопровод.

Выходящие из установки Клауса через трубопровод отработанные газы имеют следующий состав, об. %

H2S от 0,5 до1,5

SO2 от 0,1до 0,5

COS от 0,02 до 0,3

CS2 от 0,02 до 0,3

H2O от 20 до 50

К смеси указанного состава добавляется кислород поступающий через трубопровод. Количество кислорода дозируется таким образом, чтобы стали возможны протекающие на последующих стадиях реакции окисления. Газовая смесь через трубопровод поступает на нагреватель, температура в котором в результате непрямого теплообмена поднимается до 200- 400 °C, оптимально до минимум 220 °C. Через трубопровод смесь поступает в реактор на первую стадию обработки. В реакторе размещается твердый слой из зернистого TiO2 — катализатора, состоящего из, по меньшей мере, 80 масс.% TiO2 и пропитанного никелем, железом или кобальтом. В реакторе на первой стадии обработки происходит, с одной стороны, окисление сероводорода в элементарную серу, а с другой стороны, гидрирование COS и CS2 в CO2 и H2. поскольку работы проводятся при температуре выше точки росы серы, получают поступающую в трубопровод газовую смесь, содержащую вару элементарной серы, которая отделяется путем конденсации в холодильнике и выводится через трубопровод. Обработанные газы через трубопровод подают в реактор на вторую стадию обработки, где располагается твердый слой Al2O3- катализатора. Катализатор на 80% состоит из Al2O3, однако может содержать в качестве пропитки еще и никель, железо или кобальт. Во втором реакторе, где поддерживается температура от 120 до 160 °C, снова проводится взаимодействие H2S c SO2 с образованием элементарной серы, причем сера осаждается на катализаторе. Катализаторный слой с осадившимся на нем покрытием из элементарной серы периодически регенерирует путем нагревания и промывания водным паром, спуская при этом серу через трубопровод. В то время, когда восстанавливается каталически слой, в процесс включается второй незагрязненный слой катализатора.

Отработанные газы, выходящие из реактора после второй стадий обработки через трубопровод, содержат еще от 200 до 600 частей на миллион сероводород и от 100 до 300 частей на миллион SO2. Поэтому прежде чем сбросить газы через камин в атмосферу, газы пропускают на стадию сжигания.

Пример. В установку через трубопровод подается содержащий H2S и CO2 газ в количестве 3198 м3/ч при температуре 32 °C и давлении 1,6 бар. Смесь имеет следующий состав, мол. %:

H2S 87,1

CO2 8,4

H2O 3,0

CH4 1,0