Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение

Отчет по практике

Важной составной частью процесса подготовки высококвалифициро ванных специалистов в области сбора и подготовки газа являются произ водственные практики, проводимые на передовых предприятиях и в органи зациях газового комплекса.

Учебным планом подготовки специалистов по разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений первая производственная практика предусматривается после третьего курса.

Задачей практики является закрепление знаний по пройденным курсам, развитие производственных навыков работы, овладение передовыми технологиями и методами организации труда, получение навыков управления трудовыми коллективами, выполнение самостоятельных исследований, изучение новых элементов в технике и технологии добычи и подготовки газа, сбор геологических, технических и экономических материалов для курсового проектирования.

Первая производственная практика нацелена на изучение техники и технологии добычи нефти и газа, изучение режимов эксплуатации и технологии ремонта скважин, знакомство с системами сбора и подготовки нефти и газа, насосными и компрессорными станциями.

Работая дублерами или на рабочих местах, студенты должны овладеть производственными навыками и современными передовыми методами труда. В период практики в производственных условиях конкретного предпри ятия студенты изучают:

  • технологию производства;
  • организацию, управление и экономику;
  • техническое обслуживание, ремонт,
  • оборудование, аппаратуру, вычислительную технику, контрольно-измерительные приборы и системы автоматики производственных про цессов;
  • организацию научно-исследовательской и проектно-конструкторской работы, методы организации труда.

Свою первую производственную практику я проходила с 02.07.10 по 16.07.10 в ОАО «Газпром» на предприятии ООО «Газпром добыча Ямбург» оператором по добыче нефти и газа III разряда на ГП- 1В филиала «Газопромысловое управление», который является крупнейшим в мире по объемам добычи конденсата.

нефть месторождение скважина газоконденсатность

Газпром добыча Ямбург» — 100-процентная дочерняя компания ОАО «Газпром», которая была создана в 1984 году приказом Министерства газовой промышленности Советского Союза. До 29 января 2008 года предприятие называлось «Ямбурггаздобыча».

Основные виды производственной деятельности дочерней компании ОАО «Газпром» — добыча газа, газового конденсата и их подготовка к транспорту, проведение геологоразведочных работ, обустройство и разработка новых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

9 стр., 4216 слов

Технология добычи сланцевого газа

... в год. 2. Деятельность газодобывающих предприятий Сланцевый газ является разновидностью природного газа, образовавшегося в недрах земли. Современная технология добычи сланцевого газа подразумевает бурение одной вертикальной скважины ... запасы газа составляют всего 4% от доказанных запасов природного газа. В России, по данным отчета компании ОАО «Газпром», нетрадиционные запасы газа составляют ...

На долю ООО «Газпром добыча Ямбург» приходится более 40% в общем объеме добычи ОАО «Газпром», 34% всего российского газа, около 10% — добываемого газа в мире. В 2009 году компанией добыто более 175 млрд. мі газа и около 1,5 млн. тонн газового конденсата.

«Газпром добыча Ямбург» владеет лицензиями на разработку пяти месторождений: Ямбургского, Заполярного, Тазовского, Южно-Парусового и Северо-Парусового (последние три — готовятся к разработке).

История компании началась с освоения Ямбургского месторождения. Его начальные запасы — 6,8трлн мі газа и 113 млн тонн газового конденсата. С начала разработки добыто более 4 трлн мі газа и порядка 23 млн тонн газового конденсата. На месторождении добывается более 60% газа «Газпром добыча Ямбург», но максимальные объемы по центральной его части уже в прошлом. В настоящее время идет интенсивное освоение периферийных площадей месторождения.

В 2007 году начата разработка неокомской залежи Заполярного месторождения. В ближайшие годы планируется ввести в эксплуатацию две валанжинские установки комплексной подготовки газа.

«Газпром добыча Ямбург» самостоятельно ведет поисковые геологоразведочные работы, ежегодно направляя на эти цели около 4 млрд. рублей. Только за последние пять лет дочке ОАО «Газпром» удалось прирастить запасы более чем на 340 млн. тонн условного топлива, в том числе 330 млрд. мі газа. На счету геологов предприятия открытие Южно- и Северо-Парусового месторождений, 25 залежей газа, нефти и газоконденсата.

ООО «Газпром добыча Ямбург» совместно с ведущими научными организациями и производственными объединениями ведет исследования по ряду новых технологий и образцов техники, часть из которых пионерные не только в Российской Федерации, но и в мире. Среди них — технология низкотемпературной ректификации с температурным режимом до -50 градусов; разработка опытного образца детандер-генераторного агрегата, утилизирующего энергию перепада давления на узлах редуцирования газа для выработки электрической энергии; внедрение сверхзвуковых технологий для эффективной сепарации жидких углеводородов из природного и попутного газа (3S-технологии — SuperSonicSeparator).

В производственной и управленческой деятельности компании активно используются инновационные решения на базе IТ-технологий: создание геоинформационных систем, внедрение многоуровневой интегрированной информационно-управляющей системы технологическими процессами на Харвутинской площади, внедрение информационно-управляющей системы отчетности mySAP ERP 2005 и электронного документооборота.

Следуя принципам устойчивого развития, «Газпром добыча Ямбург» во всех аспектах своей деятельности руководствуется соблюдением баланса между экономическими, экологическими и социальными целями. Предприятие не только выполняет требования природоохранного законодательства России, но и старается максимально приблизиться к международным экологическим стандартам.

В 2009 году в компании введена в действие Экологическая политика ООО «Газпром добыча Ямбург».

Средством достижения целей в области охраны окружающей среды является внедрение и поддержание эффективной системы экологического менеджмента, основанной на требованиях международного стандарта ISO 14001.

17 стр., 8378 слов

Технологии сбора и подготовки нефтяного газа на Мессояхском газогидратном ...

... работ В настоящее время Мессояхское месторождение находится на стадии падающей добычи. С начала разработки на месторождении добыто 12196 млн.м3, что составляет 62% начальных запасов газа. Дебиты неустойчивы и составляют ...

Ежегодно на охрану окружающей среды и экологические платежи компания направляет около 4 млрд. рублей.

Масштабы производственной деятельности ООО «Газпром добыча Ямбург» соизмеримы с объемом ее социальных обязательств перед своими работниками и регионом. Одной из важнейших задач в компании считают обеспечение социального благополучия и достойного уровня жизни работников. Это находит отражение в политике оплаты труда, практике охраны труда, а также в социальных гарантиях персоналу.

Социальная ответственность Общества проявляется и в региональной политике компании. С первых дней своего существования «Газпром добыча Ямбург» инвестирует в улучшение качества жизни не только своих работников, но и жителей муниципальных образований, на территории которых ведет производственную деятельность. Особое внимание уделяется Тазовскому району, с которым компания сотрудничает с 1992 года. За это время на социально-экономическое развитие района было направлено более 8 млрд. рублей. Общество построило в районе жилые дома, больницу, пожарное депо, факторию для обеспечения традиционных видов деятельности коренных народов Севера, газопровод протяженностью 28 км, автодорогу Новозаполярный — Тазовский протяженностью 120 км.

Ежегодно значительные средства ООО «Газпром добыча Ямбург» направляет на реализацию программы благотворительной деятельности, которая содействует развитию образования, детского спорта и творчества, здравоохранения муниципальных образований.

По запасам углеводородного сырья Ямало-Ненецкий автономный округ является богатейшим регионом не только России, но и мира. На открытых в округе 205-ти месторождениях сосредоточено 75% текущих разведанных запасов газа, 61% газового конденсата и 15% нефти России.

Общество с Ограниченной Ответственностью “Газпром добыча Ямбург” является обладателем 9-ти лицензий на разработку и проведение поисково-разведочных работ на севере Тюменской области.

Ямбургскоенефтегазокондесатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойлово-Яха. По административно-территориальному делению северная территория месторождения является частью Тазовского, а южная — Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа. Населенные пункты практически отсутствуют. Дорожная сеть на месторождении развита слабо. Редкие и малонаселенные пункты сосредоточены на побережье Обской и Тазовской губ (Рисунок П1).

ЯГКМ одно из ведущих газодобывающих предприятий Российской Федерации. Поставляя энергоносители как российским, так и зарубежным потребителям, компания вносит значительный вклад в жизнеобеспечение и благополучие нашей страны.

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-1В подготавливает газ и газовый конденсат из валанжинской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. Она является основным узлом подготовки газа и конденсата к дальнему транспорту. Промысловой обработке на установке подлежит также газ, поступающий с УППГ-2В и УППГ-3В.Технология подготовки газа на УКПГ-1В включает сбор газа от кустов скважин, подготовку газа методом низкотемпературной абсорбции, установка получения моторных топлив, блок регенерации метанола и прочее.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ-1В введены в эксплуатацию две очереди ДКС.

23 стр., 11490 слов

Анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли

... сильно сказывается на режиме разработки данного месторождения. Долгие годы разработка месторождения шла на естественном режиме. В 1968-1969 гг. на месторождениях Сахалина были начаты работы по опытно-промышленному внедрению паротепловых методов воздействия на пласты в сочетании ...

На установке, после перехода на однореагентную схему сбора, была проведена модернизация части абсорберов первой очереди. За счет этого возникла необходимость увеличения и улучшения технологии регенерации метанола. Наряду с очисткой абсорбента весьма важным представляется модернизация существующих фильтр-патронов и разработка новых конструкций.

3.1 Стратиграфия и тектоника

Меловая система

Нижний мел

В нижнемеловых отложениях выделяются мегеонская (валанжин), вартовская (верхний валанжин — баррем) и покурская( апт- сеноман) свиты.

Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области. В разрезе месторождения выделяются две мощные продуктивные толщи. Одна из них приурочена к отложениям неокоматанголовской свиты, вторая к отложениям сеноманапокурской свиты. В настоящий момент разрабатывается 2 объекта (Рисунок П2).

Продуктивная толща тангаловской свиты неокома представлена переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов с углистыми остатками и пропластками углей. Толщина ее примерно составляет 550 — 650 м.В продуктивной толщине установлено 19 продуктивных горизонтовБУ3-1, БУ3-2, БУ4-1, БУ4-2, БУ4-3, БУ5-1, БУ5-2, БУ5-3, БУ6-1, БУ6-2, БУ6-3, БУ7, БУ8-0, БУ8-0-1, БУ8-1, БУ8-2, БУ8-3, БУ9-1, БУ9-2, БУ9-3, в которых выявлено 23 газоконденсатных залежи.

Продуктивные горизонты в отдельных частях разреза представляют собой крупные песчано-алевритовые пачки, но в большинстве случаев они состоят из нескольких изолированных или полуизолированных песчано-алевритовых пластов толщиной 0,4 — 24 м. Одни из них имеют линзовидное строение, другие выклиниваются в сводовой части или на склонах поднятия, и лишь отдельные пласты прослеживаются в пределах всего месторождения. В связи с разобщенностью песчано-алевритовых горизонтов, а также пластов-коллекторов одного и того же горизонта, газо-водяные контакты в них находятся на разных гипсометрических уровнях. Продуктивные горизонты характеризуются сравнительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Дебиты газа изменяются от 16 до 820 тыс. м 3 /сут.

В неокомской продуктивной толще присутствуют залежи преимущественно литологически экранированные и линзовидные, реже пластового сводного типа. Залежи газа расположены в интервале глубин от 2500 до 3350 м. Среди выявленных залежей наиболее крупная имеет размеры 31Ч41 км, а высоту около 327 м.

3.2 Гидрогеологическая характеристика

Согласно гидрогеологической стратификации в разрезе осадочного чехла выделяют два гидрогеологических этажа, разделенных мощной (до 500 — 800 м) толщей глин турон-нижнеолигоценового возраста.

В качестве пластовых были приняты пробы вод с минерализацией 4,6 г/л и более, концентрациями йода и брома, превышающими, соответственно 0,8 и 4,3 г/л.

По химическому составу воды в основном хлоридные, а также гидрокарбонатные, натриевые, гидрокарбонатно-натриевого типа по классификации В. А. Сулина. Минерализация вод не превышает 9,9 г/л. Помимо ионов хлора (1 — 2,3 г/л), гидрокарбонат-ионов (0,8 — 5,1 г/л) и ионов натрия с калием (1,5 — 3 г/л), они содержат в небольших количествах сульфат-ионы (до 230 мг/л), карбонат-ионы (до 252 мг/л), ионы магния (до 16 мг/л) и кальция (4 — 70 мг/л).

5 стр., 2296 слов

Бурение нефтяных и газовых скважин (3)

... долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины. Функции, выполняемые бурильной колонны , определяются проводимыми в скважине работами. Главными ...

Рассчитанные величины плотности и коэффициента динамической вязкости вод в стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20єС) колеблются в пределах от 1001 до 1004 кг/м 3 и от 1,01 до 1,02 МПа·с, соответственно. Гидрохимический разрез продуктивных отложений на Ямбургском месторождении практически однороден.

Замеренный на Ямбургском месторождении газовый фактор пластовых вод колеблется от 0,4 до 5,8 м 33 . В водорастворенном газе средние концентрации метана, этана и тяжелых углеводородов, и азота составляют, соответственно, 93,9; 3,7 и 1,9% объема. Газосодержание вод, вычислено исходя из среднего состава растворенного газа и конденсата фазового равновесия, увеличивается от 2,7 — 3 м33 в нижележащих пластах.

Учитывая характер распространения водоносных отложений, можно ожидать более активное проявление упруговодонапорного режима разработки залежей пластов БУ 3 — БУ4 , чем большинства залежей нижележащих пластов, где законтурные области ограничены. В связи с наличием гидравлической связи между продуктивными и водоносными осадками указанных пластов, интенсивность внедрения контурных вод в залежи будет зависеть в основном от активности проявления этого режима.

4.1 Результаты исследований скважин на газоконденсатность

Состав и свойства пластовых углеводородных систем залежей Ямбургского месторождения последовательно рассматривались и утверждались в ГКЗ СССР в 1985 г. (протокол № 9875), а затем в 1993 г. (протокол № 206-доп 17.12.1993 г).

В 1993 г. на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ 31 , БУ41-3 , БУ80 , БУ81-2 и БУ92 .

Данные о величинах начального потенциального содержания конденсата в пластовом газе и мольных соотношениях пластового и «сухого» газов по всем рассмотренным продуктивным пластам нижнемеловых отложений.

Коэффициенты извлечения конденсата при разработке на истощении пластовой энергии до 0,1 МПа для газоконденсатных залежей I и II объектов приняты соответственно 0,64 и 0,68.

4.2 Обоснование начального состава пластового газа и потенциального содержания конденсата

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88,30-89,06 (% мол.).

Содержание компонентов С 2 и С4 находится в диапазоне, соответственно, 4,16-6,38 и 1,80-2,44 (% мол.).

Количество конденсатообразующих компонентов фракции С5+ варьирует от 2,51 до 2,85 % мол. или в весовом выражении 110 — 126 г/м3 пластового газа. Содержание негорючих компонентов N2 и СО2 в сумме не превышает 1,5 % мол.

4.3 Физико-химические свойства нефти

Нефть легкая, плотность в поверхностных условиях 0,845 — 0,850 г/см 3 . Вязкость нефти в пластовых условиях 0,54 мПа. с. Величина давления насыщения не определялась. Содержание смол до 8,01 % вес, серы — до 0,7 % вес, парафина 5,6 % вес. Объемный выход фракций с температурой начала кипения до 200 o C — 30,1 %.

16 стр., 7616 слов

Технология переработки нефти и газа

... ХАРАКТЕРИСТТИКА ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно можно разделить на газовые и газоконденсатные. В продукции газовых месторождений содержание конденсата минимально; при ...

Согласно ОСТ 38.01197-80 по товарным свойствам нефть имеет индекс 1.1.2.3.3. Исследований PVT-свойств не проводилось.

Разработка неокомских залежей началась в 1991 пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и извлекаемые запасы конденсата по категории С ! , принятые в 1995 ГКЗ, составляли соответственно 1015 млрд. м3 газа и 107 млн. тонн конденсата. Более полное геологическое изучение, бурение разведочных и эксплуатационных скважин на сегодняшний день показывает, что они были несколько завышенными и при последующих пересчетах по газу составляли от 809 до 820 млрд.м3 газа.

Суммарный отбор сухого газа из неокомских отложений за 2005 составил 13,73 млрд. м 3 , стабильного конденсата 1,56 тыс. тонн. С начала разработки из пластов отобрано 67,8 млрд. м3 сухого газа и 5,8 млн. тонн конденсата (Рисунок П3).

В районе УППГ-3В работают 89 скважин (44 на I-й объект и 45 скважин на II-й объект).

Данный фонд позволяет в данное время добывать около 34 млн. м 3 /сут газа и около 4,5 тыс. тонн нестабильного конденсата. В данное время новое эксплуатационное бурение на Ямбургском месторождении не ведется. Для последующего поддержания постоянных отборов, с учетом падения потенциального содержания конденсата, падения пластового давления на «старом» фонде скважин проектом разработки рекомендуется вариант с добуриванием 150 дополнительных скважин, в том числе 97 скважин с субгоризонтальными забоями.

Более поздний ввод в эксплуатационный фонд скважин в течение всего периода разработки приводил к несоответствию фактических показателей проекту, а именно увеличению дебита на одну скважину, что в свою очередь привело к образованию по площади значительных депрессионных воронок, более скорому обводнению продукции, выбытию из действующего фонда «старых» скважин. Несмотря на выход из капремонта после длительного простоя на УКПГ-1В нескольких «старых скважин» с более высоким пластовым давлением (среднее фактическое давление по эксплуатационной зоне УКПГ-1В сравнялось с проектным), резкое падение пластовых давлений по УППГ-3В в связи с интенсивными отборами, резкое несоответствие проекту устьевых давлений, может осложнить ситуацию с добывными возможностями скважин в самое ближайшее время. Кроме того, большое количество простаивающих скважин связано с обводнением продукции в результате негерметичностей эксплуатационных колонн. Отрицательное влияние на планируемые отборы с месторождения может оказать недостаточная геологическая изученность неокомских пластов по площади, особенно в районе УППГ-2В, где аналитическими работами прогнозируется невыход на рабочие режимы целого ряда еще неосвоенных кустов.

Таким образом, в настоящее время разработка нижнемеловых залежей осложнена высоким темпом падения пластового давления, большим количеством простаивающих скважин, обводнением скважин, межпластовыми перетоками.

Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60°С на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитан ные для работы при температуре до -40°С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа. На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок П4):

Кондуктор: Д = 324 мм, Н= 550 м.

3 стр., 1306 слов

Системы промыслового сбора природного газа

... промысле с помощью наблюдательных скважин. 2. Промысловая подготовка газа Промысловая подготовка газа и конденсата к дальнему транспортированию ведётся ... каждая Скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает и ... режимами эксплуатации газовых скважин, установок комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), внутрипромысловой газосборной сети, ...

Эксплуатационная колонна: Д= 219 мм, Н = 3180 м (проектная глубина).

НКТ: в основном Д = 168 мм, 89 мм, 73 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ.

Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций.

Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до минус 40 о С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта.

Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219-21.

КСО — комплекс скважинного оборудования;

168 — условный диаметр лифтовых труб, мм;

219 — условный диаметр эксплуатационной колонны, мм;

21 — рабочее давление, МПа.

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

  • ПССГ 219-21;
  • ПССГ — пакер стационарно-съемный гидравлический.

Пакер стационарно-съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

  • КЦ 168-21;
  • КЦ — клапан циркуляционный.

Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных пакером.

Рабочее положение клапана при эксплуатации — закрытое.

  • КЗ 168-21;
  • КЗ — клапан забойный.

Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан-отсекатель КО 168-21 и замок З-102.

Клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при аварийном дебите газа.

Техническими решениями по освоению продуктивных газоконденсатных пластов II эксплуатационного объекта предусматривается строительство наклонных, субгоризонтальных и скважин с горизонтальным окончанием с отклонением от вертикали на кровле пласта равным 2000 м (Рисунок П5)

Глубина спуска НКТ диаметром 89 мм принимается в кровлю продуктивного объекта для скважин с закрытым забоем, для скважин с фильтром в «голову» подвески хвостовика. В процессе падения пластового давления, диаметр НКТ может меняться в сторону уменьшения (73 мм.)

Глубина спуска кондуктора определяется необходимостью перекрытия мерзлых пород ниже нулевой изотермы на 50 м, установкой башмака в глинистые отложения. Кондуктор спускается на глубину 500 метров. Диаметр кондуктор принимается 324 мм по всем объектам эксплуатации. Цементируется прямым способом в один прием через башмак до устья.

14 стр., 6862 слов

Изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным ...

... системы, включая нефтяную и водяную зону. Основная цель изучения особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам — получение информации для проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и ... Цель и задачи Целью курсовой работы является изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам (при линейных и нелинейных законах фильтрации). В целом изучение ...

Глубина спуска промежуточной колонны определяется необходимостью перекрытия газонасыщенной части сеноманского горизонта и составляет 1350 м. Диаметр промежуточной колонны принимается 245 мм. Цементируется прямым способом в один прием через башмак до устья.

Эксплуатационная колонна для наклонных и субгоризонтальных скважин принимается — 168,3 мм при варианте с горизонтальным окончанием открытым забоем с использованием подвески хвостовика-фильтра типа ПХН 114/168 ОАО «Тяжпрессмаш» диаметром 114 и варианте закрытого забоя. Цементируется прямым способом в два приема через башмак и ПДМ-168 до устья. В состав эксплуатационной обсадной колонны включается заколонный гидравлический пакер ПДМ 168-1 (глубина установки 1300 м).

7.1 Общая характеристика производства

Проектная производительность Установки Комплексной Подготовки Газа -1В составляет 21 млрд. м3/год газа. Из-за несоответствия технологической характеристики абсорбера А-2 паспортным данным фактическая максимальная производительность УКПГ-1В — 13,7 млрд.м3/год газа, в т.ч. 5,9 млрд.м3/год I очереди и 7,8 млрд.м3/год- II. (в настоящее время намечено проведение работы по повышению эффективности абсорберов А-2).

Отбор нестабильного газового конденсата при этом составит ~ 1450 тыс.т/год (600 по I очереди и 850 — по II).

Промысловой обработке подлежит пластовый газ, поступающий от скважин УКПГ-1В и по газопроводам-коллекторам от УППГ-2В, 3В.

Промысловая система сбора газа для кустов скважин зоны УКПГ-1В коллекторно-лучевая, из труб диаметром 219, 273, 325 мм. На конец 2008 г. в работе находилось 81 скважина, сгруппированных в 22 куста.

Среднее пластовое давление составляет~17 МПа, пластовая температура изменяется от 70 до 80°С, средний рабочий дебит — 200 тыс. м3/сут.

Подготовка газа к транспорту осуществляется с использованием оборудования производительностью 6,210 млн.м3/сут и включает первичное отделение пластовой жидкости в емкостях пробкоуловителях, сепарацию пластового газа, компримирование сырого газа на ДКС, охлаждение сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения, турбодетандерных агрегатах до температуры минус 28-30оС с последующей абсорбцией углеводородов охлажденным конденсатом и подогревом газа до минус 2-5оС в теплообменниках «газ-газ» для обеспечения режима транспорта по подземным межпромысловым коллекторам.

Газ выветривания из выветривателя В-2 и разделителей Р-2, Р-2р эжектируется высоконапорным газом с абсорберов А-1 и сепараторов С-3 1 и 2 очереди.

Для предотвращения гидратообразования в газопроводах-шлейфах, технологических трубопроводах и аппаратах в схеме подготовки газа предусматривается применение метанола, а также подача в абсорберы А-1 первой и второй очереди в качестве абсорбента водометанольного раствора (ВМР) с концентрацией метанола 7085% масс.

Сокращение потерь метанола с нестабильным конденсатом достигается снижением его концентрации в водометанольном растворе в разделителях Р-2, Р-2р за счет подачи части ВМР более низкой концентрации, отводимого из абсорберов А-1, А-1р.

Регенерация насыщенного ВМР с концентрацией метанола 10-65% масс. проводится на установке регенерации метанола, входящей в состав 1-ой очереди УКПГ-1В.

6 стр., 2901 слов

Технология низкотемпературной сепарации газа

... газа 7 направляют на вторую ступень - низкотемпературную сепарацию. Термодинамические условия в низкотемпературном сепараторе следующие: температура от -15 до -25 о С, давление ... дросселировался и поступал в сепаратор. Отсепарированный газ направлялся в ... сепарации в поток газа. В качестве ингибитора гадратообразования используют летучее водорастворимое органическое вещество, например метанол, ...

Регулирование, контроль и управление технологическим процессом осуществляется приборами и средствами автоматики, серийно выпускаемыми приборостроительными заводами.

Комплекс по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов на факельных устройствах, разделение загрязненных промстоков с последующей закачкой в глубокие поглощающие горизонты через специальные скважины. Для канализационных стоков смонтированы очистные сооружения КОС на 100 м 3 /сут. Строительство основных объектов УКПГ-1В осуществлено с применением крупногабаритных блок-понтонов, действующих норм и правил по охране труда и промышленной безопасности.

Товарной продукцией УКПГ-1В являются:

природный газ, соответствующий ОСТ 51.40-93, подаваемый в межпромысловый коллектор с температурой минус 2-5 о С и давлением до 7,5 МПа;

нестабильный газовый конденсат, соответствующий СТО 0271-005-04803457-2004, подаваемый в магистральный конденсатопровод с температурой минус 2-5 о С и давлением до 7,5 МПа.

В процессе подготовки газа используется:

  • ингибитор гидратообразования — метанол;
  • абсорбент углеводородов — охлажденный конденсат.

На УКПГ-1В установлен пульт операторов, с которых осуществляется дистанционное управление кранами с пневмоприводом, клапанами и контроль над технологическими параметрами I и II очередей.

7.2 Сбор газа

Устья скважин оборудованы фонтанной арматурой АФК-100-350хЛ с колонной головкой без управляемой коренной задвижки. Статическое давление газа на устьях скважин 1217 МПа, температура 10-38 о С. Транспорт газа от скважин до УКПГ осуществляется по газопроводам-шлейфам. Способ прокладки шлейфов — надземный, на низких опорах с теплоизоляцией из пенополиуретана и защитным покрытием из металлического листа. Метанолопроводы прокладываются параллельно шлейфам. Проектом предусмотрена система подачи газа от 1-3 кустов скважин в один шлейф. Подача метанола на устья скважин предусмотрена при выводе на режим скважин и шлейфов и при понижении температуры воздуха для предотвращения гидратообразования. На фонтанной арматуре газовых скважин устанавливаются местные приборы, контролирующие температуру и давление газа.

Транспорт газожидкостной смеси от УППГ-3В до УКПГ-1В осуществляется по двум газопроводам Д у =500. От УППГ-2В до УКПГ-1В осуществляется по одному газопроводу Ду =500 (Рисунок П6).

При транспорте газа по одному трубопроводу минимальная допустимая производительность должна составлять не менее 6 млн.м 3 /сут для создания скоростей, обеспечивающих вынос жидкости из пониженных участков.

Температура газа на выходе из УППГ-2В,3В поддерживается в пределах 25…35 о С, что обеспечивает безгидратный транспорт газожидкостной смеси до УКПГ-1В. Необходимая температура на выходе достигается за счет подогрева части газа в печах.

Газ от УППГ-3В от узла подключения, размещаемого на территории I очереди, по трубопроводу Д у =700поступает в пробкоуловитель ЕП-103 № 2.

Прием газа от УППГ-2В производится на площадке II очереди по двум трубопроводам Д у =700, которые подключены к пробкоуловителю ЕП-103.1.

От пробкоуловителя ЕП-103.1 газ, добываемый на УППГ-2В, с давлением до 8,0 МПа направляется по трубопроводу к пункту сепарации пластового газа I очереди.

Газ с ЗПА УКПГ-1В, УППГ-3В через пробкоуловитель ЕП-103.2 подается на пункт сепарации пластового газа II очереди.

Часть газа с ЗПА УКПГ-1В направляется по одному коллектору Ду 400 на пункт сепарации пластового газа I очереди для поддержания производительности 1 очереди.

На коллекторах от УППГ-2В и УППГ-3В на площадке II очереди УКПГ-1В предусматриваются следующие трубопроводы и арматура:

  • факельный трубопровод Д у =150, подключенный к общему факельному коллектору для продувки газопроводов от УППГ-2В (краны 21,22,25) и I нитки УППГ-3В (краны 23,25,27 (I очереди) );
  • трубопровод Д у =50 для вытеснения жидкости от коллекторов УППГ-2В,3В через «перо» (задвижки П-21,22,23) к разделителям Р-1 I и II очереди.

7.3 Пункт сепарации пластового газа

Пункт сепарации пластового газа предназначен для отделения газа от конденсата, пластовой воды и механических примесей.

блок первичных сепараторов С-1;

  • блок продувочного сепаратора С-2 (исключен из технологической схемы).

  • блок первичных сепараторов С-1;
  • арматурные блоки разделителей II ступени Ар.

Сырой пластовый газ от ЗПА, УППГ-3В, УППГ-2В через ЕП-103/1,2 по коллекторам с давлением до 10,0 МПа и температурой 17 — 30 о С поступает через пневмокраныв сепаратор С-1, в котором происходит отделение газа от конденсата, пластовой воды и механических примесей.

Из сепаратора С-1сырой газ через пневмокраны по коллектору поступает на узел подключения к ДКС, далее потоки объединяются и направляются на ГПАДКС для компримирования до 9,5 МПа. После ГПАгаз поступает на 1 и 2 очередь.

Конденсат с пластовой водой из сепараторов С-1 через клапан-регулятор уровня поз. КРУ поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата 1 и II очереди в разделители Р-1по четырем трубопроводам Д у =150.

Имеется возможность аварийного сброса жидкости из сепараторов 1 и 2 очереди на установку технологических емкостей I очереди по коллектору Д у =150.

7.4 Технологическая схема подготовки газа и извлечения конденсата

На 1 очереди применена коллекторная, а на 2 очереди ниточная схема.

После компримирования на дожимной компрессорной станции, сырой газ с давлением до 9,5 МПа и температурой 15…35°С, по общему коллектору поступает на установку подготовки газа и извлечения конденсата 1 и 2-ой очереди.

Из общего коллектора, через входные пневмокраны сырой газ поступает в абсорбер А-1, в которых последовательно проходят секции:

  • сепарационную, где происходит отделение газа от капельной жидкости, в разделители Р-1;
  • массообменную, где происходит отдувка газом метанола из ВМР с концентрацией 70-80% масс., подаваемого на верхнюю тарелку секции насосами из емкости установки регенерации метанола, при этом метанол переходит в паровую фазу и по мере снижения температуры при дальнейшем охлаждении газа конденсируется, предотвращая гидратообразование;
  • фильтрующую, где капельный ВМР, выносимый потоком газа, коагулируется на сетке фильтра, стекает в коллектор насыщенного ВМР и через арматурный узел поступает в разделитель Р-3ЦРМ.

С полуглухой тарелки, ВМР с концентрацией метанола 10-75% масс по коллектору насыщенного ВМР поступает в разделители насыщенного ВМР в Р-3установки регенерации метанола, и (или) через регулятор расхода- на циркуляцию в коллектор подачи конденсата в разделители II ступени Р-2. Что снижает концентрацию водометанольного раствора и, как следствие, уменьшает растворимость метанола в углеводородном конденсате.

Газ из абсорберов А-1 через диафрагмы поступает на вход газа в компрессорБТДА-1, где компримируется до давления 10,0 — 12,0 МПа и нагревается до 40-50°С. Далее через выходной кран компрессора газ направляется в воздушные холодильники ВХ-1, где охлаждается до температуры 20-30°С.

Из воздушных холодильников ВХ-1газ поступает в трубное пространство теплообменников Т-1 (газ-газ), и Т-2 (газ-конденсат), при этом количество газа, поступающего в Т-2, регулируется клапаном-регулятором поз. КРТ-2 по температуре конденсата, направляемого в выветриватель В-2 (установка разделителей второй ступени Р-2).

Теплообменники Т-1 обвязаны параллельно по трубному и межтрубному пространству. Теплообменники Т-2и Т-3смонтированы попарно в 3-и группы теплообменников. Теплообменники Т-2и Т-3по межтрубному пространству обвязаны последовательно — параллельно.

В теплообменниках газ охлаждается поступающими в межтрубное пространство потоками:

газа в Т-1 — из абсорберов А-2 с температурой минус 2530 о С;

конденсата в Т-2- из теплообменников Т-3 с температурой минус 1015 о С.

Из теплообменников Т-1и Т-2охлажденный газ под давлением до12,0 МПа (в зимний период Р=до 9,5МПа), с температурой минус 10+1 о С через пневмокраны поступает в низкотемпературные сепараторы С-3, где от газа отделяется жидкая фаза, которая поступает в трубопровод подачи конденсата в выветриватель В-2, либо в линию орошения абсорберов А-2. Выполняя функции низкотемпературных сепараторов, С-3 одновременно являются защитой от капельной жидкости турбин турбодетандерных агрегатов БТДА.

Большая часть газа из газосепараторов С-3через выходные пневмокраны направляется на вход турбины БТДА-1.

Остальной газ (~20%) поступает в качестве активного в эжекторы ЭГ-2. Пассивным для ЭГ-2являются газы выветривания из разделителей Р-2, выветривателя В-2 и емкостей Е-101.

На турбинах БТДА-1газ, за счет расширения до давления 3,97,5 МПа, охлаждается до температуры минус 3032 о С и поступает в технологические нитки низкотемпературных абсорберов углеводородов А-2.Там газ последовательно проходит секции:

абсорбционную, в которой поступает на нижнюю тарелку. В абсорбционной секции происходит извлечение (абсорбция) из газа углеводородов С 3+ охлажденным конденсатом из разделителей Р-1, подаваемым на орошение на верхнюю тарелку;

  • сепарационную, где происходит отделение газа от капельного конденсата, выносимого потоком газа.

Из абсорберов А-2осушенный газ под давлением до 7,5 МПа с температурой минус 28-32 о С поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-1. В теплообменнике Т-1 осушенный от УВ газ нагревается потоком газа, проходящим в трубном пучке теплообменника из холодильников ВХ-18 в сепаратор С-3, до температуры минус 2-5о С. Регулирование температуры товарного газа осуществляется клапаном-регулятором температуры поз. КРТ.

Из межтрубного пространства теплообменников Т-1 газ с температурой минус 2-5 о С и давлением до 7,5 МПапоступает на узел хозрасчетного замера газа (УХЗГ), состоящий из трех параллельных ниток с замерными диафрагмами. Для замера газа применяются приборы «Гиперфлоу-3ПМ» с выводом результатов на пульт операторной.

На пульт оператора выведены следующие показания параметров товарного газа:

  • расхода (мгновенный, среднечасовой, суточный);
  • давления (мгновенное, среднечасовое, среднесуточное);
  • температуры (мгновенная, среднечасовая, среднесуточная).

Из УХЗГтоварный газ по коллектору Д у =1000направляется в межпромысловый коллектор.

В холодный период года достижение температуры НТА минус 28-30 о С возможно без применения турбодетандерных агрегатов БТДА-1за счет лучшего охлаждения газа на аппаратах воздушного охлаждения холодным воздухом и дроссель-эффекта, получаемого на клапане-регуляторе давления КРД-2.

Углеводородный конденсат и насыщенный пластовой водой метанольный раствор из емкостей-пробкоуловителей ЕП, первичных сепараторов С-1, кубовой части абсорбера влаги А-1поступает в разделители первой ступени Р-1, где происходит выветривание газа и разделение конденсата от насыщенного водометанольного раствора.

Газ выветривания с температурой 15-35°С и давлением 4,5-7,5 МПа из разделителей Р-1поступает в кубовую секцию абсорберов А-2.

Водометанольный раствор из разделителей Р-1 поступает на установку регенерации метанола в Р-3 при концентрации менее 5% направляется в Е и далее на УЗПП.

УВ конденсат из разделителей Р-1 под давлением 4,5-7,5 МП с температурой 15-35°С направляется в трубное пространство теплообменников Т-3, обвязанных параллельно относительно друг друга в три последовательные пары, где охлаждается до температуры минус 22-25 о С конденсатом, поступающим в межтрубное пространство из кубовой части абсорберов А-2, и направляется на орошение на верхнюю тарелку абсорбционной секции абсорберов А-2.

В абсорберах А-2конденсат с полуглухих тарелок абсорбционной и сепарационной секций поступает в кубовую секцию. Из кубовой секции абсорберов А-2 конденсат с температурой минус 28-30°С и давлением 3,2-3,4 МПа подается в межтрубное пространство теплообменников Т-3 (конденсат-конденсат), а затем Т-2 (газ-конденсат), где газом, подаваемым в трубное пространство, посредством клапана-регулятора поз. КРТ-2 регулируется температура товарного конденсата. После теплообменников Т-2, Т-3конденсат с температурой минус 2-7 о С поступает в общий коллектор и далее на установку разделителей 2 ступени 1 очереди.

С 1996 г. вместо гликолевой осушки в А-1х для предупреждения гидратообразования на низкотемпературных участках технологического процесса применяется ингибирование «сырого» газа метанолом, с регенерацией насыщенного водометанольного раствора на проектной установке регенерации ДЭГа. Проектная установка регенерации метанола с 1993г. реконструирована под стабилизацию конденсата. Производительность установки по продукту (90% метанол) составляет 3-4м 3 /ч, в зависимости от состава питания (при подаче -50% сырья) и при одной резервной колонне. Для снижения потерь метанола в применяемую циркуляционную технологию внесено дополнение, заключающееся в рециркуляции части ВМР, получаемого после отдувки и выводимого из аппарата А-1 через разделители 2 ступени Р-2 (I и II очереди).

В созданном дополнительном циркуляционном контуре часть насыщенного ВМР на выходе с А-1х направляют на смешивание с жидкими фазами в разделитель Р-2, после чего ВМР возвращают на противоточное контактирование с газом в А-1. Другая часть ВМР, получаемая после процесса отдувки в аппаратах А-1, направляется на установку регенерации метанола для выведения из технологического цикла воды, поступающей с углеводородным сырьем. Внедрение данной технологии способствовало понижению температуры процесса низкотемпературной абсорбции до -32°С, что способствовало увеличению выхода товарной продукции и значительной экономии химических реагентов.

Многие особенности работы действующей установки регенерации метанола обусловлены тем обстоятельством, что регенерация метанола осуществляется на оборудовании, изначально предназначенном для регенерации ДЭГ.

8.1 Основные вредности и опасности производственных процессов на предприятии

Условия труда на рабочих местах в ООО “Газпром добыча Ямбург” складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру воздействия на человека.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 опасные и вредные производственные факторы подразделяются по своему действию на следующие группы: химические, физические, психофизиологические и биологические.

Физические факторы включают в себя:

  • движущиеся машины и механизмы, подвижные части оборудования, разрушающиеся конструкции;
  • повышенная загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны;
  • пониженная (повышенная) температура воздуха рабочей зоны;
  • повышенный уровень шума на рабочем месте;
  • повышенный уровень вибрации;
  • недостаточная освещенность рабочей зоны;
  • расположение рабочего места на значительной высоте и другие;
  • повышенное напряжение электрического тока;
  • повышенная напряженность электрического поля и другие.

Химические вредные факторы (токсические, раздражающие, канцерогенные) воздействуют на организм человека через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки.

Психофизиологические вредные производственные факторы включают:

  • физические перегрузки (статические и динамические);
  • нервно-психические перегрузки (эмоциональные и умственные).

К постоянно действующим опасным и вредным производственным факторам могут быть отнесены: шум, вибрация, движущиеся машины и вращающиеся части оборудования, пониженная температура воздуха, повышенная загазованность (запыленность) воздуха рабочей зоны.

8.2 Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации УКПГ-1В

Осуществляется соблюдение норм ПДК токсичных паров метанола и метана в воздухе рабочей зоны. Контрольные замеры воздушной среды в цехах подготовки газа, регенерации метанола, ЗПА на содержание метанола и природного газа (метана) должен производиться 1 раз в год.

При работе с метанолом соблюдаются правила, обеспечивающие безопасность обращения с реагентом. К этим правилам относятся: герметизация аппаратуры, емкостей для хранения, недопущение проливов (особенно горячих продуктов), защита органов дыхания индивидуальными средствами защиты при попадании значительных количеств паров в атмосферу, защита рук и других участков кожи при работе с метанолом. Для защиты от попадания на кожу применяют резиновые сапоги, рукавицы и фартуки.

Все процессы с применением метанола или веществ, содержащих метанол, полностью герметизированы, и исключают возможность контакта работающих с метанолом. В производственных помещениях, где используется или хранится метанол, хранятся дежурные противогазы марки «А», резиновые перчатки и резиновые фартуки. Пролитый метанол немедленно засыпают песком или опилками. Пропитанный метанолом песок или опилки удаляются из помещения, а место розлива метанола промывается струей воды. Технологические емкости хранения метанола имеют ограждениеиз металлической сетки, входная дверь должна закрываться на замок и пломбироваться.

Приточная и вытяжная вентиляции цехов должна постоянно находиться в исправном состоянии. На случай массового выделения в технологических цехах паров и газов, способных образовывать взрывоопасные концентрации в смеси с воздухом, предусмотрена аварийная вентиляция.

Все опасные узлы оборудования и механизмов, согласно требованиям правил техники безопасности, ограждены. Оградительное устройство выполняется прочным, надежным, простым по конструкции и компактным. Проводятся мероприятия по оптимизации работы оборудования с целью обеспечения оптимального режима эксплуатации. Это повышает долговечность деталей и снижает вероятность возникновения аварийного режима работы. Трущиеся поверхности вовремя смазываются, причем смазкой, соответствующей инструкции данного механизма. Некоторые машины требуют определенного теплового режима, поэтому предусмотрены системы охлаждения или подогрева.

Замер толщины стенок трубопроводов горячего гликоля, змеевиков печей проводят не реже одного раза в год.

Постоянно осуществляют контроль состояния сепарационных и фильтрующих элементов аппаратов осушки газа и при необходимости их чистка или замена.

Инженерно-технические работники УКПГ-1В обязаны своевременно знакомить оперативный и ремонтный персонал УКПГ-1В со всеми изменениями технологических схем, конструкций аппаратов и оборудования после выполнения работ по реконструкции и модернизации. Проводить в установленные сроки повторный и внеплановый инструктаж на рабочем месте с записью в личной карточке регистрации инструктажа.

Контроль скорости коррозии расчетных элементов абсорберов осуществляется не реже одного раза в 2 года.

Предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов. Воздух должен постоянно проветриваться и должна соблюдаться оптимальная его температура для нормальной работы людей. Так в помещениях с регистрирующей аппаратурой температура поддерживается в пределах от 20 до 24°С, относительная влажность воздуха 30%, освещенность рабочего освещенность рабочего места не менее 50 лк.

Все работники находятся на рабочих местах в специальной рабочей одежде и обуви. Для выполнения определенных видов работ выдаются: защитные очки различных типов, защитные щитки и маски для одновременной защиты глаз и лица, средства защиты органов дыхания (респираторы, противогазы), средства защиты органов слуха (вкладыши, наушники, шлемы), защитные каски, электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, галоши, боты), защитные пасты и мази.

Технические манометры на аппаратах должны быть исправны, опломбированы и выбираются с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы с нанесением на корпус манометра указателя, указывающей рабочее давление в сосуде.

При работе с аппаратами находящимися под высоким давлением шлейфы, абсорбера, компрессоры, проверяются на герметичность.

В соответствие с ПУЭ предусмотрены:

  • обеспечение недоступности токоведущих частей (используется защитный кожух, корпус, электрический шкаф, использование блочных схем, строительство воздушных линий электропередачи и т.д.);
  • применение блокировочных систем безопасности (механические, электрические);
  • использование малого напряжения для локальных светильников: 42 В — для особо опасных помещений и вне помещений, 12 В — во взрывоопасных помещениях.

В электроустановках напряжением выше 1000 В применяют основные изолирующие защитные средства: оперативные и измерительные штанги, изолирующие и токоизмерительные клещи, указатели напряжения (изолирующие лестницы и площадки, тяги и др.).

Аппараты, трубопроводы, электрооборудование, смонтированные на промысле, надежно соединены с контуром заземления, электродвигатели заземлены дополнительно. В помещениях с зонами класса В — Йа по ПУЭ и наружных установках — В — Йг электрооборудование выполненово взрывозащищенном исполнении.

Все имеющиеся на УКПГ сосуды, которые работают под давлением свыше 0,07 МПа, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» до пуска их в работу должны быть зарегистрированы в журнале регистрации и внесены в книгу учета и освидетельствования сосудов находящихся на балансе предприятия (как зарегистрированных в органах Ростехнадзора, так и не подлежащих регистрации).

Журнал учета и технического освидетельствования сосудов и журнал регистрации сосудов, работающих под давлением а также техническое освидетельствование сосуда, не регистрируемых в органах Ростехнадзора России ведется лицами (из числа работников ГПУ), ответственными за осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, подлежащего регистрации в органах РТН РФ, выдается инспектором после его регистрации на основании технического освидетельствования и проверки организации обслуживания и надзора.

Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, не подлежащего регистрации в органах РТН РФ, выдается лицом назначенным приказом для осуществления производственного контроля над соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением на основании документации изготовителя после технического освидетельствования и проверки организации обслуживания.

Разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию записывается в его паспорте. На каждый сосуд, после выдачи разрешения на его эксплуатацию, должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке: регистрационный номер; разрешенное давление, число, месяц и год следующих наружного и внутреннего осмотров и гидравлического испытания.

Сосуды, работающие под давлением должны подвергаться техническому освидетельствованию после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации и в необходимых случаях — внеочередному освидетельствованию. Объем, методы, периодичность, порядок подготовки и проведения технических освидетельствований сосудов должны быть определены утвержденной «Инструкцией по режиму работы и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением УКПГ-1В» на основании указаний в руководстве по эксплуатации изготовителя или в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Техническое освидетельствование сосудов, не регистрируемых в органах РТН РФ, проводятся лицом, ответственным за осуществление производственного контроля над соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Первичное, периодическое и внеочередное техническое освидетельствование сосудов, регистрируемых в органах РТН РФ, проводится специалистом организации имеющей лицензию РТН РФ на проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств (сосудов).

Сосуд должен быть остановлен не позднее срока освидетельствования, указанного в его паспорте.

Если по условиям производства не представляется возможным предъявить сосуд для освидетельствования в назначенный срок, владелец обязан предъявить его досрочно.

От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.