Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001




НазваниеМетодика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001
страница2/6
ТипДокументы
rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы
1   2   3   4   5   6

5 Газ на продувку и опорожнение внутрипромысловых трубопроводов и технологических аппаратов
5.1 Расход газа на технологические нужды систем сбора и промыслового транспорта углеводородов связан:

- с продувкой шлейфов, газо-, конденсато- и нефтепроводов коллекторов (далее - трубопроводов) в период их ввода в эксплуатацию после проведения гидроиспытаний;

- с продувкой трубопроводов для удаления скопившейся жидкости и мехпримесей в процессе эксплуатации;

- с продувкой шлейфов и газопроводов-коллекторов при ликвидации гидратообразования;

- с опорожнением трубопроводов перед проведением ремонтных работ.

5.2 При опорожнении трубопроводов перед проведением ремонтных работ расход газа на опорожняемом участке Qоп, м3, ориентировочно определяют по [4]:

, (5.1)

где V - геометрический объем опорожняемого участка, м3;

Zн и Zк - соответствующие коэффициенты сжимаемости газа;

Рн.ср и Рк.ср - среднее абсолютное давление газа перед началом работы и после опорожнения участка, кг/см2.

Среднее давление определяют по формуле

, (5.2)

где Р1, Р2 - абсолютное давление газа в начале и конце трубопровода, кг/см2.

5.3 После окончания ремонта трубопровода и проведения гидроиспытаний на герметичность, в зависимости от рельефа трассы участка, проводят продувку этого участка для удаления оставшейся жидкости.

Общий расход газа на продувку трубопровода Qпр, м3, определяют по формуле

Qпp = Qнкр + Qкp, (5.3)

где Qнкр - расход газа при режиме докритического истечения, м3;

Qкp - расход газа при режиме критического истечения, м3.

Критическое истечение - скорость потока газа в сечении диафрагмы, равная скорости звука в данной среде. В общем виде это происходит при условии, когда давление перед диафрагмой в два и более раз выше давления в сечении диафрагмы [1, с. 168-169].

5.3.1 Расход газа при режиме докритического истечения Qнкр, м3, ориентировочно определяют по [4]:

Qнкр = 110 F · P · нкр, (5.4)

где F - площадь сечения трубы, через которую производят продувку, м2;

Р - давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см2;

нкр - время продувки при докритическом истечении, с.

5 3.2 Расход таза при продувке в режиме критического истечения Qкp, м3, определяют ориентировочно по формуле

Qкр = 296 F · P · кр, (55)

где кр - время продувки при критическом истечении, с, остальные обозначения такие же, как для формулы (5.4).

533 При наличии ДКС, расположенной перед продуваемым участком трубопровода, определение расхода газа на продувку трубопровода , м3, производят по [4]:

, (5.6)

где V - объем продуваемого участка трубопровода, м3;

Р1, Р2 - давление газа в начале и конце продуваемого участка, кг/см2;

Z1, Z2 - коэффициент сжимаемости в начале и в конце продуваемого участка;

qдкс - производительность ДКС, работающей для целей продувки, м3/мин;

дкс - время работы ДКС для продувки трубопровода, мин.

5.3.4 В случае продувки шлейфа с использованием газа, подаваемого от устья скважины, расход газа рассчитывают по формуле (5.6), используя следующие исходные данные:

q - дебит скважины при продувке, м3/мин;

 - время продувки, мин.

5.4 Расход газа на вытеснение воздуха из продутого участка трубопровода Qв, м3, ориентировочно определяют по формуле [4]:

Qв = 0,995 · V · (PсpРатм), (5.7)

где V - геометрический объем участка трубопровода, м3,

Pсp - среднее давление газа на участке трубопровода после вытеснения воздуха, кг/см2;

Ратм - конечное давление, равное 1 кг/см2.

5.5 При эксплуатации промысловых трубопроводов при снижении отборов газа и одновременном выносе из скважин жидкости возможно накопление жидкой фазы и механических примесей в рельефных участках трассы. Для повышения эффективности работы таких трубопроводов применяют периодические продувки. В этих случаях расход газа при одной продувке определяют по формулам (5.4) и (5.5) или по (5.7) с учетом уточнений, изложенных в 5.3.4.

5.6 При ликвидации гидратных пробок с использованием технологии снижения давления количество газа, частично стравливаемого из загидраченного участка газопровода Qгидp, м3, определяют по [4]:

, (5.8)

где n - количество стравливаний газа за расчетный период;

V - геометрический объем участка газопровода, м3;

Рн - давление газа на участке газопровода перед стравливанием, кг/см2;

Рк - давление газа на участке газопровода после стравливания, кг/см2;

Тн - температура газа на участке газопровода перед стравливанием, К;

Tк - температура газа на участке газопровода после стравливания, К;

Zн - коэффициент сжимаемости газа на участке газопровода перед стравливанием;

Zк - коэффициент сжимаемости газа на участке газопровода после стравливания.

Наиболее эффективно разложение гидратных пробок происходит при атмосферном давлении; при этом формула (5.8) примет вид

, (5.9)

5.7 При проведении планово-предупредительных и текущих ремонтов в процессах остановки и пуска технологических установок происходит сброс таза в факельную систему или в атмосферу. Суммарный расход таза при остановке и пуске аппарата, участка газопровода или технологической yстaновки в целом Q, м3, состоит из трех составляющих [4]

Q = Q1 + Q2 + Q3, (5.10)

где Q1 - сброс газа на факел для предварительного опорожнения аппарата или технологической установки при подготовке их к продувке, м3;

Q2 - расход газа, выдуваемого на факел или свечу при продувке аппаpaтa или технологической установки, м3;

Q3 - расход газа на вытеснение инертного газа из продутого аппарата или технологической установки, м3.

5.8 При опорожнении от газа высокого давления технологических аппаратов (в том числе компрессоров) или установок в целом, включая промысловые коммуникации, и стравливании этого газа на факел расход газа Q1, м3, рассчитывают по [4]:

, (5.11)

где V - геометрический объем аппарата, участка газопровода или технологической линии, опорожняемых для ремонта или внутреннего осмотра, м3;

Рн и Рк - соответственно абсолютное давление газа перед началом и после опорожнения, кг/см2,

Zн и Zк - соответствующие коэффициенты сжимаемости газа.

5.9 Продувку технологического оборудования осуществляют при проведении планово предупредительных и текущих ремонтов с целью очистки внутренней полости и улучшения работы оборудования.

Расход газа для продувки оборудования Q2, м3, определяют по РД 015900-102 и РД 39-108 по формуле

, (5.12)

где V - геометрический объем продуваемого участка, м3;

Т1 - средняя температура при продувке, К;

Р1, P2 - давление в начале и конце продувки кг/см2;

Z1, Z2 - коэффициенты сжимаемости в начале и конце продувки;

b - кратность продувки, обеспечивающая требования безопасной эксплуатации аппаратуры и оборудования. Если продувку производят в атмосферу, то b = 0.

5.10 Технологическое оборудование, ранее заполненное углеводородными взрывоопасными средами, в соответствии с РД 08-200 должны продувать инертным газом Расход вытесняемого при лом природного газа, сбрасываемого на свечу, Q3, м3, определяют по формуле

, (5.13)

где V - геометрический объем аппарата, участка гаpjпровода или технологической линии, м3;

Pр - рабочее давление газа до его вытеснения, кгс/см2;

Тст - температура газа при стандартных условиях (293,15 К);

Рст - давление газа при стандартных условиях, Pст = 1,033 кг/см2;

Тр - рабочая температура газа до его вытеснения, К;

Z - коэффициент сжимаемости газа при рабочих параметрах.

5.11 Затраты газа на продувку аппаратов с жидкостью (вода, газовый конденсат) с целью ее вытеснения Qж, м3, определяют по [4]:

Qж = 3,23 · F · Рср ·  + Vж · К, (5.14)

где F - площадь сечения трубки, по которой сливается жидкость м2;

Рср - среднее давление газа в аппарате, кг/см2;

 - время однократной продувки, с;

Vж - объем жидкости, слитой из аппарата, м3;

К - количество газа, растворенного в жидкости м33 (для конденсата К = N в соответствии с разделом 8, для воды К = r в соответствии с разделом 9)

5.12 Расход газа на технологические нужды компрессорного цеха ДКС Qкц, м3, определяют по [5]

Qкц = Qпуск + Qост + Qпр, (5.15)

Qпуск - расход газа на запуск ГПА (работа пусковой расширительной турбины-турбодетандера и продувка контура нагнетателя), м3;

Qост - расход газа на остановку ГПА (стравливание газа из контура нагнетателя), м3;

Qпр - расход газа на обслуживание установки очистки газа (продувка аппаратов), м3.

5.12.1 Расход газа при пуске ГПА включает в себя потребность газа для работы пускового турбодетандера по данным технических условий (или технических заданий), усредненное количество газа для продувки контура нагнетателя и усредненные затраты импульсного газа для работы кранов [5].

Для разрабатываемых и эксплуатируемых типов ГПА данные о количестве природного газа, необходимого для одного запуска ГПA Qпуск, м3, представлены в таблицах 5.1 и 5.2 [6].
Таблица 5.1 - Расход газа при пуске эксплуатируемых типов ГПА


Тип ГТУ

Расход газа на работу пускового турбодетандера, м3

Расход газа на пуск ГПА, м3

ГТ-6-750

1900

20000

ГПА-Ц-6,3

500

600

ГПА-Ц-8

500

600

ГТН-6

1900

2000

ГПА-Ц-16

300

450

ГПУ-16

-

150

ГПА-Ц-16С

-

150

ГТН-10И

1540

1620


Таблица 5.2 Расход природного газа при пуске разрабатываемых ГПA


Тип ГТУ

Расход газа на работу пускового турбодетандера, м3

Расход газа на пуск ГПА, м3

ГПА-Ц-16 "Урал"

300

450


5.12.2 Расход таза при остановке ГПА включает в себя газ, стравливаемый через свечи из контура нагнетателя. Геометрический объем контура и количество стравливаемого газа для некоторых типов ГПА при рабочем давлении в газопроводе 7,6 МПа приведены в таблице 5.3 [5] (данные носят справочный характер, так как геометрические характеристики обвязки нагнетателя могут различаться при конкретном проектировании).

Количество газа, стравливаемого из контура нагнетателя при остановке ГПА, Qост, м3, определяют по [6]:

, (5.16)

где Vк - геометрический объем контура нагнетателя и технологических коммуникаций (определяют из проекта), м3;

Р1, Р2 - давление на входе и выходе нагнетателя, МПа;

Т1, Т2 - температура газа на входе и выходе нагнетателя, К;

Z1, Z2 - коэффициент сжимаемости газа при Р1, Т1 и P2, T2.

Таблицa 5.3 - Примерные значения геометрического объема контуров и обвязки ЦБН и расхода таза при остановке ГПА


Тип ГТУ

Геометрический объем контура нагнетателя, м3

Расход гaзa на стравливание контура нагнетателя при остановке ГПА, м3

ГТ-6-750

14,3

950

ГПА-Ц-6,3

14,0

950

ГТН-6

14,3

950

ГТН-16

32,5

2175

ГПА-Ц-8

14,0

950

ГПА-Ц-16

32,0

2175

ГПА-Ц-16С

32,0

2175

ГТН-10И

10,8

750


5.12.3 Расход газа на установках очистки включает в себя стравливание газа из коммуникаций и аппаратов (пылеуловителей, фильтров и др.) и их продувку. Количество газа, расходуемого при продувке установок очистки Qпp, принимается равным 240 м3 при рабочем давлении в газопроводе 5,6 МПа [7]. Расчет произведен при следующих условиях расход при продувке – 8 м3/с, время продувки - 30 с, давление - 5,6 МПа; продувку осуществляют одновременно из всех аппаратов установки очистки через общий коллектор. Пересчет количества газа при другом давлении Qпp, м3, производят по формуле

. (5.17)

5.12.4 Годовой расход природного газа по компрессорному цеху Qкц, м3, определяют по [7]:

, (5.18)

где n - число работающих ГПА в цехе;

Кn - наработка на 1 пуск-остановку, ч (принимают Кn = 250 ч по среднестатистическим данным парка газотурбинных ГПА).

5.13 При регенерации или замене адсорбента в адсорберах производят сбрасывание газа из аппарата на факел или свечу.

Величину расхода газа, связанную с регенерацией и заменой адсорбента в одном адсорбере, Qpег, м3, определяют по РД 51-120:

, (5.19)

где - абсолютное давление в адсорбере, при котором начинается сброс на факел или свечу, МПа;

Vад - объем адсорбера, заполненный рабочим продуктом, м , определяемый по формуле

, (5.20)

где V - геометрический объем адсорбера, м3;

- истинный объем адсорбента, м3.

- температура в аппарате в начале сброса на факел или на свечу, К;

Zн - коэффициент сжимаемости газообразного продукта при и .

5.14 Расход газа при заправке и работе метанольного устройства Qм, м3, ориентировочно определяют по [4]:

Qм = 1,11 · Vм · Рм, (5.21)

где Vм - геометрическая емкости» одной метанольницы, м3;

Рм - давление газа при работе метанольницы, кг/см2.
1   2   3   4   5   6

Похожие:

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconМетодика выполнения измерений расхода мазута с применением специальных...
Разработано Открытым акционерным обществом "Предприятие по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconСигнализаторы утечки газа серии ge инструкция по эксплуатации Описание
Устройства выпускаются для определения СНГ газа, природного газа (метана), пропана, водорода, дыма и др. Сигнализаторы газа предназначены...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПункт редуцирования газа
Газорегуляторный шкафной пункт предназначен для снижения и автоматического поддержания давления газа «после себя» на заданном значении,...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconФормирование норм расхода топлива специальными автомобилями аэропортов...
Учитывая, что действующий нормативной документ [7] не позволяет определять нормы для специальных автомобилей аэропортов, разработка...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconАббасова Э. М. Собственные нужды тепловых электростанций./Под ред. Голоднова Ю. М
Аббасова Э. М. Собственные нужды тепловых электростанций./Под ред. Голоднова Ю. М. – М.: Энергоатомиздат,1991

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 icon1. На какие из перечисленных объектов распространяется действие Правил...
Технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование газодобывающих производств

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПрограмма семинара
Программа семинара: Коммерческий учет природного газа в Уральском регионе. Метрологическое обеспечение организации учета природного...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПравила технической эксплуатации автозаправочных станций. Рд 153-39....
Согласно письму Минюста РФ от 16 октября 2001 г. №07/10035-юд настоящий Руководящий документ не нуждается в государственной регистрации...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconМетодика выполнения измерений количества тепловой энергии и теплоносителя,...
Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПостановление от 6 августа 2002 г n 623-пп об утверждении норм и...
Об утверждении Норм и правил проектирования планировки и застройки Москвы мгсн 01-99" и постановления Правительства Москвы от 10...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconМежотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при...
Минтруда РФ от 5 января 2001 г. N 3 и приказом Минэнерго РФ от 27 декабря 2000 г. N 163

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПриказ 00. 00. 0000 №46 Москва “О назначении лица, ответственного за электрохозяйство“
Пот рм-016-2001, рд 153-34. 0-03. 150-00, утвержденных постановлением Минтруда РФ от 05. 01. 2001 №3 и приказом Минэнерго РФ от 27....

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПрофессиональный стандарт
КС) и станции охлаждения газа (сог), технологические трубопроводы основного назначения кс и сог (трубопроводы, предназначенные для...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconИнструкция по эксплуатации регулятора расхода воздуха ррв1 в системе вентиляции версия 2016 01
Ррв1 это регулятор расхода воздуха, предназначенный для автоматического поддержания скорости расхода воздуха в системе вентиляции,...

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconДатчики уровня, счетчики воды и газа, приборы расхода

Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий рд 153-39. 0-111-2001 iconПриказ мчс россии от 20. 08. 2015 n 452 "Об утверждении свода правил...
Об утверждении свода правил "Хранилища сжиженного природного газа. Требования пожарной безопасности"


Руководство, инструкция по применению






При копировании материала укажите ссылку © 2018
контакты
rykovodstvo.ru
Поиск