Охрана окружающей среды (стр. 3 )

Средние запасы воды в снеге из наибольших значений за зиму колеблются по территории в пределах 25-35 мм.

Влажность воздуха. Территория района строительства относится к зоне недостаточного увлажнения. Среднегодовая относительная влажность воздуха составляет 58 %. Максимальная относительная влажность достигает в декабре 78 %, минимальная  28 % - в августе.

Средняя многолетняя испаряемость с водной поверхности составляет 1413 мм. Среднегодовая абсолютная влажность воздуха составляет 7,7 мб, ее среднемесячные значения изменяются от 3,6 до 15 мб.

Средние многолетние величины относительной влажности воздуха в районе месторождения составляют 58%. Наибольшая относительная влажность отмечается в холодный период 75%. Осредненные многолетние месячные значения относительной влажности воздуха (%) представлены в таблице 5.

                                                                                       Таблица 5

Станция	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Бейнеу	75	72	68	51	40	33	31	28	37	56	71	78

Годовой ход дефицита влажности аналогичен годовому ходу температур. Наибольшие средние месячные значения дефицита влажности воздуха наблюдается, как правило, в июле и колеблется в пределах 26-30 мб. В зимний период значения невелики и колеблются в пределах 0,6-1,63 мб.

Сейсмичность района. Согласно СНиП РК 2.03-30-2006 «Строительство в сейсмичных районах» территория строительства относится к территории, подверженной землетрясениям с интенсивностью 6 баллов.

Основные данные по проектируемому объекту

В объем проектирования включено:

обустройство 20 новых площадок газодобывающих скважин месторождения Шагырлы-Шомышты; прокладка газопроводов-шлейфов, предназначенных для транспорта газа от новых газодобывающих скважин к входным манифольдам при ГСП-1, 2, 3, 4; расширение существующих манифольдов при ГСП-3, 4.

Предусмотренная данным проектом система сбора газа на месторождении Шагырлы-Шомышты включает в себя всю необходимую систему технологических трубопроводов и оборудование, необходимое для безопасной эксплуатации проектируемых объектов.

Технические решения

4.1.1 Система сбора газа

В основу системы сбора на месторождении Шагырлы-Шомышты заложена однотрубная лучевая схема сбора газа с четырьмя газосборными пунктами (ГСП-1, 2, 3, 4).

Данным проектом предусматривается сбор газа от 20 газодобывающих скважин, из них шлейфы от:

3 скважин подключить к ГСП-1; 2 скважин - к ГСП-2; 8 скважин - к ГСП-3; 7 скважин - к ГСП-4.

Природный газ от добывающих скважин давлением до 2,0 МПа с температурой 25 °С по газопроводам-шлейфам диаметром 108х5 поступает к входным манифольдам при  ГСП-1, 2, 3, 4.

Для замера дебита скважин газ от входного манифольда подается в тестовый сепаратор, где производится поочередное тестирование скважин, с замером дебита и фракционного состава газа каждой скважины.

После замера газ направляется в газовый сепаратор для отделения капельной жидкости. Отсепарированный газ через узел учёта по газосборным коллекторам направляется в систему подготовки и компримирования УПГ.

4.1.1.1 Обустройство газодобывающей скважины

Размер спланированной площадки скважины – 50х50 метров. На каждой площадке скважины устанавливаются однотипные площадки и сооружения:

приустьевой приямок; площадка под ремонтный агрегат; якоря для крепления ремонтного агрегата;

Проектом предусмотрено место под инвентарные приемные мостки.

Обустройство площадки устья скважины включает установку арматуры фонтанной АФ6-65х21. Устьевая арматура предназначена для эксплуатации фонтанных скважин, герметизации трубного, за трубного (межтрубного) пространства скважины, контроля и регулирования основных технологических параметров газа. Техническая характеристика арматуры фонтанной представлена в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1

№ п/П	Марка, тип	АФ6-65х21
1	Давление рабочее	МПа	21,0
2	Диаметр ствола елки	мм	65
3	Диаметр боковых отходов	мм	65
4	Габаритные размеры (длина, ширина)	мм	2392х2255
5	Масса	кг	1746
6	Кол-во	шт.	20

Обустройство устья скважины включает в себя технологические трубопроводы, установку запорной арматуры, свечи сброса газа и весь необходимый комплекс вспомогательного оборудования, приборы контроля давления и температуры транспортируемой среды. Cвеча продувочная установлена на расстоянии 30 метров от устья скважины и  предназначена для сброса газа с устьевого оборудования в атмосферу. Диаметр ствола свечи Ду 100, высота свечи 5 метров. Трубопровод на площадке скважины оборудуется электроконтактным манометром. В качестве запорного устройства предусматривается установка клапана-отсекателя КЗ02 Ду 80 Ру 6,3 МПа, который обеспечивает автоматическое перекрытие потока газа из скважины в следующих ситуациях:

увеличение давления свыше 2,5 МПа в случае блокирования газопровода-шлейфа; понижение давления ниже 0,8 МПа, в случае разгерметизации газопровода-шлейфа.

Техническая характеристика клапана-отсекателя представлена в таблице 4.1.2.

Таблица 4.1.2

Марка, тип	К302 Ца 4.465.178
Номинальное давление	МПа	6,3
Условный проход	мм	80
Абсолютная погрешность срабатывания	МПа	±0,05
Диапазон настройки срабатывания: - при понижении давления - при повышении давления	МПа МПа	0,5…1,5 2,0…3,2
Масса	кг	100
Масса с монтажными частями	кг	138
Кол-во	шт.	20

4.1.1.2  Расширение существующего манифольда М-102 при ГСП-3, 4.

Входные манифольды предназначены для подключения шлейфов, транспортирующих продукцию добывающих скважин к технологическому оборудованию при ГСП. Манифольд состоит из производственного коллектора o219х7, а также коллектора газа на тестовый сепаратор o108х5 и коллектора газа на свечу o108х5. 

Трубопроводы снабжены запорной арматурой для подключения шлейфов от скважин и контрольно-измерительными приборами.

Для подключения газопроводов-шлейфов от проектируемых газодобывающих скважин проектом предусмотрено расширение существующих манифольдов М-102, с удлинением существующих трубопроводов и площадок манифольдов:

на ГСП-3 для 13 новых подключений; на ГСП-4 для 4 новых подключений.

4.1.1.3 Газопроводы-шлейфы

Газопроводы-шлейфы от площадок скважин до ГСП-1, 2, 3, 4 относятся к промысловым трубопроводам. Газопроводы-шлейфы выполнены из стальных труб O108х5 с заводской 3-х слойной изоляцией и предназначены для транспортировки газа от газодобывающих скважин до существующих входных манифольдов при ГСП-1, 2, 3, 4:

для участков I категории - из труб бесшовных горячедеформированных по ГОСТ 8732-78; для участков II, III категорий - из труб электросварных прямошовных по ГОСТ 10704-91. 

Глубина заложения подземных газопроводов-шлейфов 1,4 метра до верхней образующей трубопровода. Давление в трубопроводах до 2,0 МПа.

При одновременной прокладке проектируемых газопроводов-шлейфов (в одной траншее) расстояние между ними в свету не менее 0,5 метров.

Согласно требованиям ВСН 51-3-85 при пересечении с проектируемой промысловой автодорогой подземный газопровод проложить в защитном футляре ?325х8 мм. На одном из концов футляра предусмотрена вытяжная свеча на расстоянии по горизонтали не менее 25 метров от подошвы земляного полотна дороги. Высота свечи от уровня  земли 5 метров.

При взаимном пересечении газопровода с существующим промысловым трубопроводом, расстояние между ними в свету принять 0,35 м, при этом газопровод должен располагаться над ним. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования для проектируемого газопровода предусмотрен защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 5 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.

Пересечения трубопроводов между собой и с линиями электропередач высокого напряжения следует предусматривать под углом не менее 60°.

Промысловые трубопроводы в зависимости от диаметра, рабочего давления и характера транспортируемой среды классифицированы согласно ВСН 51-3-85:

газопроводы-шлейфы - III класс, 1 группа, III категория, с участками: I категории - 150 м трубопровода, примыкающего к площадке скважины от ограждения;  II категории - 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации; II категории - 25 м по обе стороны каждый от подошвы насыпи, пересекаемой автодороги. II категории - участки шлейфов при переходах через соры.

Согласно ВСН 005-88 промысловые трубопроводы подлежат одновременному испытанию на прочность и проверке на герметичность на единое испытательное давление Рисп. = 3,2 МПа в течение 12 ч.