17.13.3. Для возможности отключения предохранительного клапана на ревизию до него (а при объединении сбросов и после него) следует предусматривать арматуру, при эксплуатации опломбируемую в положении "открыто". Одновременно отключается только один клапан.
17.13.4. При установке на аппарате нескольких рабочих предохранительных клапанов количество резервных клапанов той же производительности и марки определяется по таблице 17.1.
Таблица 17.1
| Количество предохранительных клапанов | |
| рабочих | резервных |
| 1 | 1 |
| 2 | 1 |
| 3 | 1 |
| 4 и более | 2 |
17.13.5. Предохранительные клапаны на емкостях для сжиженных газов и ЛВЖ с температурой кипения ниже +45 °С, рассчитанные на рабочее давление по упругости паров продукта при температуре +50 °С, рекомендуется подбирать исходя из условий пожара вблизи емкости при закрытых выходах из нее.
Количество паров, на которое должен быть рассчитан предохранительный клапан, определяется в соответствии с Правилами [44].
17.13.6. Выбор и расчет предохранительных устройств должен осуществляться в соответствии со стандартом [73] и правилами [4].
Примечание. Установочное давление и номер пружины предохранительного клапана должны быть указаны в чертеже.
18. Предотвращение гидратообразования в узлах и трубопроводных системах
18.1. Технические решения по борьбе с гидратообразованием должны обеспечивать предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора, подготовки и транспорта газа объектов ГДП, МГДП и СПХГ. Одновременно должна обеспечиваться возможность ликвидации возникших гидратных отложений в перечисленных выше местах.
18.2. Борьба с гидратообразованием может осуществляться с помощью следующих мероприятий, проводимых в зависимости от конкретных условий как по отдельности, так и в комплексе:
а) обогрев отдельных узлов и участков для увеличения температуры газа до значения, превышающего температуру возможного гидратообразования. Выбор способа обогрева обосновывается технико-экономическим расчетом;
б) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих равновесную температуру гидратообразования. В качестве антигидратных ингибиторов рекомендуется применять гликоли такие, как ДЭГ, ТЭГ, метанол. Возможно применение хлористого кальция, а также других ингибиторов;
г) по возможности, избежание резких перепадов давления в технологических трубопроводах, вызывающих снижение температуры газа и образование гидратов, за счет ликвидации утечек газа через неплотности в арматуре и плавных переходов от одного диаметра к другому;
д) снижение давления в системе сбора и транспорта газа не ниже равновесного давления гидратообразования;
е) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;
ж) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных трубопроводов.
18.3. Метанол следует применять ограниченно. При применении метанола на месторождениях необходимо предусматривать его последующее улавливание и регенерацию.
18.4. При использовании хлористого кальция в качестве ингибитора следует предусматривать мероприятия, снижающие его коррозионную активность, например обескислороживание, нейтрализация примесей и т.п.
18.5. Для предотвращения гидратообразования, вызванного перепадом давления в штуцере скважины, применяются следующие методы:
а) обогрев узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;
б) применение многоступенчатого штуцирования;
в) подача антигидратных ингибиторов в трубопровод непосредственно перед местом установки штуцера.
18.6. Для предотвращения гидратообразования в стволе скважины ингибитор следует подавать на забой скважины.
18.7. В технологических установках ингибитор должен подаваться в поток газа перед местом возможного образования гидратов:
- в места резкого снижения температуры газа;
- перед дросселирующими устройствами;
- в теплообменники.
18.8. Образование гидратов в теплообменниках следует предотвращать или повышением температуры охлаждаемого газа до величины, превышающей температуру гидратообразования, или подачей ингибитора в линию охлаждаемого газа.
18.9. Подача и распределение ингибитора гидратообразования между УППГ, УКПГ или ГРП должна производиться по специальным трубопроводам, прокладываемым от ГС до УППГ, от УКПГ до скважин, от промплощадки КС СПХГ до ГРП.
18.10. Распределение ингибитора по точкам ввода (скважины, трубопроводы - шлейфы от скважин и технологические установки) осуществляется специальными устройствами, расположенными на УППГ, УКПГ или ГРП.
18.11. Общие потери ингибиторов гидратообразования складываются из потерь при регенерации (термическое разложение и унос), потерь в результате неполного отделения от газа в сепараторах, растворения в конденсате и газе, всевозможных утечек и др.
18.12. Требуемый расход ингибитора гидратообразования должен определяться технологическим расчетом по методике, рекомендуемой документом [74].
19. Предотвращение коррозии
19.1. Решения по защите от коррозии, предотвращению парафиноотложений и солеотложений должны приниматься на основе технологических регламентов на проектирование, выполняемых согласно Инструкции [5].
19.2. Защита от коррозии внутренней поверхности труб и оборудования
19.2.1. При обустройстве ГДП, МГДП и СПХГ на месторождениях, газ которых содержит сероводород, углекислоту и другие агрессивные компоненты, необходимо предусматривать мероприятия по защите оборудования и трубопроводов от коррозии в соответствии с указаниями [30, 75 - 77].
Для защиты оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии следует предусматривать:
- внутреннее защитное покрытие;
- ввод ингибиторов коррозии;
- применение стойких к коррозии металлов.
Для защиты оборудования и трубопроводов от подземной коррозии следует предусматривать:
- изоляционные покрытия;
- электрохимическую защиту.
Наружные изоляционные покрытия следует выбирать, руководствуясь стандартом [76].
19.2.2. Материальное исполнение оборудования и трубопроводов следует выбирать в зависимости от величины парциального давления сероводорода в газе согласно стандарту [54, 242].
19.2.3. Аппараты для обработки газа, конденсата и насыщенных сероводородом реагентов рекомендуется предусматривать, как правило, в монометаллическом исполнении из сталей в соответствии с требованиями [78].
19.2.4. Технологические и промысловые трубопроводы, включая соединительные газопроводы скважин, должны иметь материальное исполнение, соответствующее требованиям документов [30, 57 - 59, 242].
19.2.5. Запорная, предохранительная и регулирующая арматура, в том числе закупаемая по импорту, должна отвечать требованиям документов [53, 54].
19.2.6. Приборы КиА следует предусматривать в специальном исполнении, оговоренном документом [79]. Импульсные линии - из труб по стандарту [80], командные пневмолинии - из труб по стандарту [81], при этом пневмоприводная арматура должна автоматически закрываться (открываться) при повреждении труб, обеспечивая безаварийную остановку технологических установок.