• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ВНТП 3-85

     
     
 НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ СБОРА, ТРАНСПОРТА,
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ



Дата введения 1986-03-01


В разработке ВНТП 3-85 принимали участие:

Зам. главного инженера института А.Ф.Бочкарев

Начальник отдела ВиК С.В.Мурашкин

Начальник технологического отдела N 1 В.С.Абкин

Гл. специалист технологического отдела N 2 Ю.Н.Дмитриев

Гл. специалист отдела АиТ Е.В.Степанов

Гл. специалист технического отдела Б.А.Колоярцев

Гл. специалист строительного отдела Г.Е.Романов

Начальник сантехнического отдела В.И.Беловольский

ВНЕСЕНЫ Государственным институтом по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть"

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзор СССР письмо от 08.10.85 N 04-20/433

ГУПО МВД СССР письмо от 06.11.85 N 7/6/3691

ЦК профсоюза нефтяной и газовой промышленности протоколом от 10.09.85 N 44

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства нефтяной промышленности N 32 от 10 января 1986 г. по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР письмо от 16.12.85 N 45-1107

ВЗАМЕН ВНТП 3-77, ПТУСП 01-63, СН 433-79

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Министерства нефтяной промышленности от 19 апреля 1989 г. N 201 с 01.06.89


Изменение N 1 внесено юридическим бюро "Кодекс"



Пересмотр "Норм технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений" произведен в соответствии с требованиями СН 470-75* институтом "Гипровостокнефть" при участии институтов "Гипротюменнефтегаз" и "БашНИПИнефть".

Нормы являются ведомственным нормативным документом, обязательным для всех проектных организаций, организаций заказчика, учреждений и предприятий Миннефтепрома, осуществляющих проектирование и строительство объектов обустройства нефтяных месторождений Миннефтепрома.

С вводом в действие настоящих Норм утрачивают силу "Нормы технологического проектирования..." ВНТП 3-77 с дополнениями, введенными с 01.07.83 г., ПТУСП 01-63, - в части требований, относящихся к предприятиям нефтедобывающей промышленности и СН 433-79, - в части требований к проектированию объектов нефтедобывающей промышленности.

      1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормы содержат требования и положения, обязательные при проектировании объектов, сооружений и технологических процессов обустройства систем сбора, транспорта, подготовки нефти, нефтяного газа и пластовых вод, заводнения нефтяных пластов, газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, водоснабжения и канализации, телемеханизации, автоматизации и механизации производственных процессов, электроснабжения, связи и сигнализации, теплоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а также требования по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды на нефтяных месторождениях Министерства нефтяной промышленности.

Нормы распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих объектов и сооружений (ЦПС, УПН, пунктов сбора нефти и газа (ПС), ДНС, УПС, СУ, КНС, БКНС, КС, УПГ и др.).

При реконструкции или техническом перевооружении действующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую или подлежащую техническому перевооружению часть.

1.2. В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

а) рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;

б) использование электронно-вычислительной техники (системы САПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального, а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды, общепромысловых инженерных коммуникаций, транспортных схем и схем организации текущих ремонтов;

в) применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения от скважин до потребителей;

г) осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти или ЦПС;

д) транспортирование газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС) до ЦПС;

е) обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;

ж) комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;

з) максимальное применение бескомпрессорного транспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;

и) применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированных средств телемеханики и т.п.;

к) применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;

л) осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов электрохимической защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения и т.д.;

м) применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектов производственно-вспомогательного назначения;

н) использование суперблоков, проектирование центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;

п) применение блочных автоматизированных КС повышенной единичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, в том числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;

р) применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;

с) использование неметаллических труб.

1.3. Нормы не распространяются на проектирование объектов обустройства газовых и газоконденсатных месторождений, объектов подготовки и переработки природного газа, переработки нефтяного газа, хранения и транспорта сжиженных газов, складов для хранения нефти и нефтепродуктов, магистральных нефте-, продукто- и газопроводов, на строительство разведочных и эксплуатационных скважин, а также нефтяных месторождений; с высоким содержанием сероводорода (в соответствии с градацией, принятой в "Нормах проектирования промысловых стальных трубопроводов"), морских, разрабатываемых шахтным способом, расположенных в зоне вечномерзлых грунтов, с сейсмичностью свыше 6 баллов, с карстовыми образованиями, в районах горных выработок, просадочных грунтов.

1.4. При проектировании объектов обустройства нефтяных месторождений, в продукции скважин которых имеется высокое содержание сероводорода, до разработки отдельной инструкции специализированной организацией, следует руководствоваться следующими нормативными документами:

а) "Инструкцией по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород (содержание сероводорода до 6% об.)" Миннефтепрома и Госгортехнадзора СССР и дополнением Госгортехнадзора к разделу 5 данной Инструкции;

б) "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ" Миннефтепрома;

в) ГОСТ 17365-71;

г) "Инструкцией по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродастой стали для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород" Миннефтегазстроя;

д) "Рекомендациями по выбору материалов, термообработке и применению труб на месторождениях газа, содержащего сероводород" Мингазпрома.

1.5. При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальной агрессивности среды:

а) предотвращение попадания в добываемую нефть, газ и сточные воды кислорода из атмосферы;

б) исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;

в) снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

1.6. В зависимости от коррозионных свойств среды, условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотрены следующие способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:

а) термообработка аппаратов, труб и сварных швов;

б) применение коррозионно-стойких материалов;

в) химическая нейтрализация агрессивной среды;

г) защита оборудования антикоррозионными покрытиями;

д) применение ингибиторов коррозии.

1.7. Проекты обустройства должны выполняться на основании утвержденных схем (проектов) разработки, проектов пробной эксплуатации (ППЭ) и другой технологической проектной документации, разрабатываемой в системе Миннефтепрома.

Технология проведения отдельных процессов, основные технологические параметры подготовки нефти (время, температура, расход реагента и др.), газа и воды, материал труб, оборудования и антикоррозионные мероприятия для сред с высоким содержанием сероводорода и других агрессивных компонентов, размещение блоков дозировки химреагентов в системах сбора и транспорта нефти и газа должны приниматься по данным научно-исследовательских институтов, утвержденных в установленном порядке их руководством.

Указанные материалы должны представляться проектным организациям до начала проектирования.

1.8. При выборе технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды следует руководствоваться "Унифицированными технологическими схемами комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды" Миннефтепрома.

1.9. Технологический комплекс сбора, подготовки нефти, газа и пластовой воды включает в себя технологические процессы получения товарной продукции заданного качества и транспорта:

нефти - от скважин до сооружений магистрального транспорта нефти или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);

газа - от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);

пластовой воды - от пунктов отделения вода от нефти до пунктов ее использования.

1.10. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса подготовки, транспорта нефти и газа на площадке центрального пункта сбора (ЦПС) на территории или в районе наиболее крупного месторождения и надежную работу объектов, возможность внедрения бригадного метода труда.

При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПС, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов обустройства в соответствии с "Методикой определения экономической эффективности капитальных вложений" Госплана СССР и Госстроя СССР.

1.11. Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных установок конкретным условиям их работы должно определяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.

1.12. Расчет и установку предохранительных клапанов следует выполнять в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением" и "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1), и защите их от превышения давления".

1.13. Размещение оборудования на открытых площадках в зависимости от климатических условий следует производить в соответствии с "Перечнем технологического оборудования объектов основного производства обустройства нефтяных месторождений, подлежащего размещению на открытых площадках" Миннефтепрома.

1.14. Рабочие площади для размещения отдельных агрегатов и оборудования объектов и сооружений непосредственно на месторождении и ЦПС должны определяться с учетом условий безопасности, удобства технического обслуживания и конкретных требований к трубопроводной обвязке.

Следует предусматривать сокращение площади, занимаемой технологическими сооружениями (установками), за счет:

применения высокопроизводительного оборудования;

рациональной компоновки блочно-комплектных установок и оборудования;

максимального размещения оборудования вне зданий.

1.15. Категорию производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, классификацию взрывоопасных зон следует принимать в соответствии с "Временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по их пожаро- и взрывоопасности" Миннефтепрома, "Указаниями по определению категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности" и ПУЭ; категорию и группу взрывоопасной смеси следует принимать по ГОСТ 12.1.011-78.

При применении, производстве или хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов, выделяющих взрыво- и пожароопасные газы, пары и пыль, категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности определяются в установленном порядке на основании результатов специальных исследований.

1.16. Для объектов, зданий и сооружений с постоянным пребыванием в них обслуживающего персонала специальные требования по температуре, чистоте, влажности и скорости движения воздуха, уровню шума и вибрации должны определяться в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ 12.1.012-78. При отсутствии обслуживающего персонала указанные требования не предъявляются.

Расчет и проектирование шумоглушения на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП "Защита от шума".

1.17. При проектировании технологических установок различного назначения, компрессорных и насосных станций следует предусматривать:

а) применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновых конструкций и остекления;

б) автоматическое регулирование расхода тепла с помощью средств автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;

в) вторичное использование и утилизацию технологической тепловой энергии путем внедрения противоточных процессов и экономайзеров;

г) использование тепла дымовых газов технологических печей, выхлопных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утилизаторов или другого теплоулавливающего оборудования;

д) использование тепла, содержащегося в выбрасываемом воздухе вентиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше 30 °С и объеме 50000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)/ч и выше.

1.18. Для технологических установок различного назначения с применением систем охлаждения следует предусматривать по возможности безводные системы (использование воздуха или другого охлаждающего агента). При проектировании циркуляционных систем охлаждения они должны предусматриваться без разрыва струи с применением аппаратов воздушного охлаждения.

1.19. При реконструкции, расширении и техническом перевооружении действующих комплексных сборных пунктов, ДНС производительностью более 3 млн.т/год, пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованиями настоящих Норм, предъявляемыми к ЦПС.

1.20. Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ, БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УПН и др. следует проектировать в соответствии с требованиями "Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа" и настоящих Норм.

2. СБОР, ТРАНСПОРТ, ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

а) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1. Объекты сбора и транспорта продукции скважин должны обеспечивать:

а) герметизированный сбор и транспорт продукции скважин до ЦПС, бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации до ЦПС, ГПЗ, на собственные нужды и другим потребителям;

б) замер продукции скважин;

в) отделение газа от нефти;

г) учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам; .

д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;

е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;

ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.

2.2. На аппаратах, работающих под давлением, замерных установок, дожимных насосных станций, установок предварительного сброса воды, сепарационных установок, размещаемых непосредственно на месторождении, следует предусматривать одну систему рабочих предохранительных клапанов с направлением сброса от них в атмосферу. При размещении указанных объектов на ЦПС сброс от предохранительных клапанов следует направлять через сепаратор или дренажную емкость в факельную систему ЦПС.

2.3. Соответствие блочных, блочно-комплектных, типовых и повторно применяемых проектов установок сепарации, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, предварительного сброса воды и др. конкретным условиям работы при их привязке должно проверяться технологическим расчетом материального баланса по принятому режиму их работы, по результатам которого уточняются расходные показатели и правильность подбора каждого вида оборудования.

2.4. При размещении на ДНС или кусте скважин опорного пункта бригады по добыче нефти и газа необходимо дополнительно предусматривать:

операторную;

блок обогрева рабочих;

блок мелкого ремонта и хранения инвентаря;

площадку для стоянки спецтехники и автотранспорта.

2.5. При проектировании трубопроводов (внеплощадочных) систем сбора и транспорта продукции скважин необходимо предусматривать сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и применения эффективных теплоизоляционных материалов при наземной и надземной прокладке их.

2.6. Для отработки нагнетательных скважин на нефть (предусмотренной технологической схемой (проектом) разработки) необходимо проектировать их подключение к замерным установкам.

2.7. Размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках ДНС, УПС, СУ, изоляцию технологических трубопроводов оборудования и аппаратов следует проектировать в соответствии с требованиями п.п.2.87, 2.89ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)2.96 настоящих Норм.

2.8. Механизацию труда на объектах и сооружениях системы сбора и транспорта продукции скважины следует предусматривать в соответствии с требованиями п.п.2.108-2.114 настоящих Норм.

2.9. Режим работы системы сбора и транспорта продукции скважин должен быть непрерывным, круглосуточным, с расчетной продолжительностью технологического процесса 365 суток.

Трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы, газопроводы) этих систем должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями, кроме случаев, оговоренных в п.2.37 настоящих Норм.

2.10. Дожимные насосные станции и сепарационные установки с насосной откачкой при числе рабочих насосов до пяти, должны иметь один, при числе насосов более пяти, - два резервных насоса. Бригадный учет нефти, газа и воды должен предусматриваться, как правило, на ДНС с количеством бригад не более четырех.

Каждая бригада должна иметь самостоятельную технологическую линию по сепарации, предварительному сбросу воды, учету и транспорту продукции скважин, до создания и внедрения других методов учета продукции, не требующих технологических линий для каждой бригады. Сооружения по аварийному хранению продукции скважин (концевая сепарационная установка, аварийные емкости) должны проектироваться общими. Во всех остальных случаях на ДНС должна предусматриваться одна технологическая линия.

2.11. Спуск пожаро- и взрывоопасных продуктов из технологических аппаратов, ДНС, СУ, КС, УПГ, величину предельно допустимого уровня шума, вибрации, контроля состояния воздушной среды, предупредительные меры и способы защиты оборудования от коррозии следует проектировать в соответствии с требованиями п.п.2.88, 2.97, 2.98 настоящих Норм.

Обустройство устьев эксплуатационных нефтяных скважин

2.12. При обустройстве устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации должны предусматриваться:

1) приустьевая площадка;

2) площадка под инвентарные приемные мостки;

3) площадка под ремонтный агрегат;

4) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

5) фундамент под станок-качалку;

6) станция управления ЭЦН или станком-качалкой (ШГН);

7) наземное оборудование для эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами;

8) трансформаторные подстанции;

9) обвалование территории устьев скважин;

10) канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.

При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:

1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;

2) устройство для закачки реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.

2.13. Площадь, отводимая на период эксплуатации скважин, должна определяться в соответствии с требованиями "Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин".

Обустройство кустов скважин
     

2.14. Куст скважин - специальная площадка естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями.

Количество скважин в кусте определяется проектом (схемой) разработки месторождения и не должно превышать 24-х.

2.15. Суммарный свободный дебит одного куста скважин должен приниматься не выше 4000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)/сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1).

2.16. Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускается размещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м - для условий Западной Сибири (в заболоченной местности) и не менее 20 м - для скважин, расположенных на минеральных грунтах.

Количество скважин в группе не должно превышать четырех.

Расстояния между устьями скважин, зданиями и сооружениями, размещаемыми на кусте, должны приниматься в соответствии с разделом "Основные требования по пожарной защите" настоящих Норм.

2.17. В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:

1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;

2) замерные установки;

3) технологические трубопроводы;

4) блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;

5) газораспределительные блоки (гребенки);

6) площадки под ремонтный агрегат;

7) якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

8) фундаменты под станки-качалки;

9) станции управления ЭЦН и ШГН;

10) трансформаторные подстанции;

11) площадки под инвентарные приемные мостки;

12) емкость-сборник;

13) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки.

Размещение указанных сооружений на кусте скважин (кустовой площадке) должно решаться проектом в каждом конкретном случае.

Примечания:

1. Размещение ГЗУ на кустах скважин должно увязываться со схемой генерального плана месторождения.

2. Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать возможность применения третичных методов и перевода скважин на механизированную добычу, когда такое решение предусматривается в технологической схеме разработки.

3. Загрязненные стоки при ремонте скважин должны собираться в инвентарные поддоны и емкости, которыми должны быть оснащены ремонтные бригады.

2.18. Трубопроводы на кусте скважин должны проектироваться в соответствии с требованиями подраздела "Технологические трубопроводы" настоящих Норм. Прокладку трубопроводов на кусте следует предусматривать, как правило, подземной.

Замерные установки

2.19. В качестве замерных установок следует применять установки типа "Спутник", "Биус" и других модификаций. Количество установок и их размещение должно определяться технико-экономическим расчетом.

2.20. Соответствие паспортных данных замерных установок конкретным условиям работы должно проверяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции скважин.

На площадках замерных установок при необходимости должна предусматриваться установка блоков закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

Сепарационные установки
     

2.21. Сепарационные установки предназначены для отделения газа от нефти как без частичного ее обезвоживания, так и с использованием технологии, обеспечивающей непрерывность процессов отделения газа и воды.

При проектировании сепарационных установок должны учитываться следующие основные требования:

использование трубопроводов сбора для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;

обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;

обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения газожидкостной смеси в сепараторе;

использование технологических методов воздействия при сепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами;

блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок;

отделение газа от капельной жидкости.

2.22. Проектирование сепарационных установок должно осуществляться в соответствии с требованиями "Руководства по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированию нефтяных сепараторов", "Методических указаний по сепарации обводненных нефтей"*, "Методических указаний по выбору и применению каплеуловителей в сепарационных установках" Миннефтепрома.
_____________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".

2.23. В составе сепарационных установок, как правило, должны предусматриваться:

узел распределения потока по сепараторам;

блок сепараторов;

узел предварительного отбора газа (депульсатор);

выносной каплеуловитель;

факел для аварийного сжигания газа;

емкость-сборник.

2.24. Количество ступеней и давление сепарации нефти, размещение сепарационных установок должно определяться с учетом энергетических возможностей нефтяной залежи, физико-химических характеристик свойств нефти, конечного целевого использования углеводородного сырья (технологической схемы последующей подготовки и транспорта нефти и газа до пунктов их потребления).

Для отдельных ступеней сепарации нефти следует применять блочные автоматизированные установки (типа УБС, УБС-М, УБСН, сепараторы нефтегазовые типа НГС и др.). Сепарационные установки одной ступени сепарации должны компоноваться, как правило, из однотипных аппаратов.

2.25. Производительность сепараторов по жидкости должна приниматься в соответствии с "Методическими указаниями по сепарации обводненных нефтей", производительность по газу следует проверять расчетом по действующим методикам.

При выборе сепараторов для нефтей, склонных к пенообразованию, расчет их следует выполнять по данным научно-исследовательских организаций.

2.26. Производительность и давление насосов сепарационных установок типа УБСН должна проверяться расчетным путем по графикам совместной работы насоса и трубопровода.

2.27. Сброс газа из оборудования сепарационных установок при его профилактике и ремонте, а также в аварийных ситуациях должен предусматриваться в соответствии с требованиями п.п.2.64-2.68 настоящих Норм.

Трубопроводы нефти и газа

2.28. В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:

1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;

3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;

6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями "Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов"; технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок - в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)2.205).

2.30. Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин должен выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработки месторождения и другой технологической проектной документации на разработку месторождения, а также научных рекомендаций по реологическим и физико-химическим свойствам нефти, газа и воды, выданных проектной организации до начала проектирования.

2.31. Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора от скважин до ДНС при движении по ним нефтегазовых (нефтеводогазовых) смесей следует выполнять по "Методике гидравлического расчета трубопроводов и систем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей".

Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:

на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую обводненности на этот период;

на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.

По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.

2.32. Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха.

2.33. Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).

2.34. При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагающих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:

покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);

механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;

ввод растворителей;

пропарку и другие мероприятия.

2.35. Трубопроводы для транспорта нефти с температурой застывания на 15 °С и более превышающей температуру грунта на глубине их укладки должны проектироваться в соответствии с требованиями "Методики определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти". Температура застывания нефтей должна определяться по "Методике определения температуры застывания парафиновых нефтей. Реологические свойства".

Для обеспечения транспортирования по трубопроводам нефти с температурой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине укладки трубопровода с высокой вязкостью (7.0-10.0 Ст) следует предусматривать инженерные решения (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).

2.36. Выкидные трубопроводы от скважин должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.

2.37. Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей и газов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) и однотипных нефтей в каждом отдельном случае должен проектироваться на основании технико-экономических обоснований с учетом конкретных условий, целевого назначения использования нефти и газа, возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, газа и воды, магистрального транспорта их до потребителей.

2.38. Выбор материала труб для промысловых трубопроводов следует производить в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности" Миннефтепрома, Миннефтегазстроя, Мингазпрома и "Рекомендациями по выбору стальных электросварных труб для промысловых внеплощадочных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений на давление до 9,6 МПа (96 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)) Миннефтепрома.

2.39. Давление испытания на прочность промысловых трубопроводов для всех нефтедобывающих районов страны (за исключением районов Крайнего Севера и приравненных к ним) следует принимать в соответствии с требованиями норм "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ".

Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним давление испытания промысловых трубопроводов на прочность с учетом гидростатического напора жидкости в трубах следует принимать:

при рабочих давлениях до 4 МПа включительно равным заводскому испытательному давлению устанавливаемой запорной арматуры;

при рабочих давлениях свыше 4 МПа до 10 МПа равным давлению, вызывающему напряжение в металле трубы не более 0,9 предела текучести.

В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.

2.40. Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировании газожидкостных смесей следует предусматривать:

формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;

ввод ингибиторов коррозии;

внутреннее защитное покрытие труб.

Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.

Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ 25812-83.

2.41. Гидравлический расчет газопроводов следует производить по формуле ВНИИгаза в соответствии с "Указаниями по гидравлическому расчету подземных магистральных газопроводов при стационарном режиме" Мингазпрома.

При транспорте газа без вывода конденсата (газожидкостной смеси) гидравлические расчеты следует выполнять согласно "Инструкции по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей" ВНИИгаза, Мингазпрома.

2.42. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, должны предусматриваться конденсатосборники с размещением их в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарный объем конденсатосборников следует предусматривать на прием конденсата, образовавшегося в течение двух суток на расчетном участке его выпадения с периодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода или нефтесборного трубопровода - автоматизированную продувку или откачку конденсата в трубопроводы.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Дожимные насосные станции
     

2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС может включать:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды (при необходимости);

3) нагрев продукции скважин (при необходимости);

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа I ступени* на ЦПС, ГПЗ и др.;
_____________
* При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорный транспорт газа.

6) транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

8) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

2.44. В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

блок предварительного отбора газа;

блок сепарации нефти;

блок насосной (с буферной емкостью);

блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;

блок аварийных емкостей;

блок замера нефти;

блок замера газа;

блок замера воды;

блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА;

блок нагрева продукции скважин (при необходимости);

блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;

блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;

емкость дренажная подземная.

Объем буферной емкости ДНС принимается из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 минут.

2.43, 2.44. (Измененная редакция, Изм. N 1).

2.45. Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры должны производиться на основе данных материального баланса.

Мощность ДНС должна рассчитываться по году максимальной добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по данным технологической схемы разработки) из скважин, подключенных к ДНC.

2.46. При проектировании дожимных насосных станций необходимо предусматривать:

1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке;

2) сепарацию нефти с предварительным отбором газа;

3) этажное расположение оборудования;

4) учет нефти, газа и воды по бригадам;

5) технологические процессы предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и, как правило, осуществление процесса при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;

6) получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки.

2.47. На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Расчет производится по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.

При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) в качестве аварийных следует предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого не более 3000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1). При этом необходимо предусматривать концевую сепарационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой должна обеспечивать сепарацию максимального объема жидкости, поступающей на ДНС. Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.

Производительность проектируемых ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн.т в год.

2.48. При размещении ДНC на месторождениях, расположенных в заболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты, пустынях (Тюменская, Томская, Иркутская области, Коми АССР, Якутская АССР, Красноярский край, Туркменская ССР), суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен приниматься из расчетам 8-12-часового запаса поступающей жидкости. Количество РВС и их номинальный единичный объем определяются технико-экономическими расчетами.

2.49. Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса; высота постамента под сепараторы ступени сепарации - с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.

Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.

2.50. Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.

2.51. При проектировании ДНС должны выполняться требования п.п.2.147-2.149 2.152, 2.153 настоящих Норм.

2.52. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжигания газа.

Компрессорная воздуха

2.53. При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов".

2.54. С целью обеспечения нормальной работы приборов КиА необходимо предусматривать в составе компрессорной аппаратуру для осушки и очистки воздуха.

2.55. Забор воздуха на компримирование должен исключать загрязнение его газами и пылью, для чего заборная труба должна быть выведена на высоту не менее 2 м от верхней отметки крыши компрессорной.

2.56. Компрессорные должны быть оборудованы ресиверами, маслоотделителями и концевыми холодильниками. Объем ресивера следует принимать из условия запаса сжатого воздуха для работы контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в течение не менее одного часа.

2.57. Компрессорные, подающие воздух на приборы автоматического контроля, должны иметь 100% резерв по компрессорным машинам.

2.58. Рабочее давление компрессорных низкого давления следует принимать не менее 0,8 МПа (8 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)).

2.59. Компрессорные воздуха на площадках ДНС и сепарационных установках следует проектировать в блочном исполнении.

Узлы ввода реагента

2.60. Узлы ввода реагента объектов и сооружений сбора и транспорта нефти и газа должны включать:

блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

блок для дозирования и подачи ингибиторов;

блок для подачи химреагентов;

склад для хранения химреагентов.

2.61. В качестве блоков для дозирования химреагентов должны использоваться блоки заводского изготовления.

Блоки могут размещаться в одном или нескольких местах технологического комплекса сбора и транспорта нефти и газа (на устьях скважин, ЗУ, кустах скважин, ДНС и др.).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.62. Склад для хранения химреагентов должен иметь грузоподъемное устройство, размещаться в здании или под навесом с соблюдением правил пожарной безопасности.

2.63. Норма запаса реагентов на складе при хранении его в бочках - до 30 суток. При доставке реагентов водным транспортом норму запасов и складирования их следует принимать на весь период закрытия навигации.

Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС

2.64. В факельную систему следует направлять:

нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспорту ввиду их остановки на ремонт или в аварийной ситуации;

газ от продувки оборудования и трубопроводов.

2.65. Диаметр и высота факела должны определяться расчетным путем с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха в соответствии с "Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий", а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты, и быть не менее 10 м - для газов, не содержащих сероводород, и 35 м - для газов, содержащих сероводород. При этом скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факел должен быть оборудован автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству.

2.66. На трубопроводе перед факельной трубой необходимо предусматривать установку огнепреградителей. При отсутствии в составе ДНС концевой сепарационной установки и аварийных емкостей типа РВС установка огнепреградителей не предусматривается.

2.67. Для улавливания конденсата и влаги перед факельной трубой должна предусматриваться емкость (конденсатосборник) и предусматриваться ее (его) опорожнение по мере заполнения на прием насосов ДНС.

2.68. Способ прокладки факельных газопроводов (подземный, наземный, надземный) определяется при конкретном проектировании. При этом должен быть обеспечен уклон не менее 0,002 в сторону сооружений по сбору конденсата.

б) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА ЦПС

2.69. На центральном пункте сбора (ЦПС) следует предусматривать преимущественно в блочном и блочно-комплектном исполнении комплекс сооружений, обеспечивающий последовательное проведение непрерывных, взаимозависимых технологических процессов по приему, подготовке и транспортированию нефти, газа и воды.

2.70. Поступающая на ЦПС продукция скважин в зависимости от конкретных условий должна подаваться через все технологические сооружения ее подготовки за счет максимального использования энергетических возможностей продуктивных пластов месторождения или насосов механизированной добычи нефти и ДНС, или за счет использования сырьевых насосов в составе сооружений подготовки нефти. Вариант подачи продукции скважин должен обосновываться технико-экономическими расчетами.

2.71. Целесообразность размещения всего комплекса сооружений по подготовке продукции скважин на ЦПС или части этих сооружений на месторождении (сепарационные установки, установка предварительного сброса пластовой воды, ДНС и др.) должна в каждом конкретном случае определяться технико-экономическими расчетами.

2.72. Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС должен обеспечивать следующие процессы:

а) прием и предварительное разделение поступающей продукции скважин;

б) прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;

в) подготовку нефти;

г) подготовку и утилизацию пластовой и производственно-дождевых вод;

д) прием и учет товарной нефти;

е) прием и подготовку газа к транспорту;

ж) подачу товарной нефти на сооружения магистрального транспорта.

2.73. Проектные решения по сооружениям технологического комплекса ЦПС должны предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

а) применение блочных и блочно-комплектных устройств основного технологического назначения, блок-боксов и складывающихся комплектных зданий (СКЗ) для объектов производственно-вспомогательного назначения;

б) блокирование в единый технологический узел с этажной компоновкой основного технологического оборудования;

в) применение аппаратов совместной подготовки нефти и воды;

г) применение оптимизаторов технологических процессов;

д) применение емкостной аппаратуры с большой единичной мощностью;

е) применение аппаратов воздушного охлаждения;

ж) объединение внутриплощадочных коммуникаций общим конструктивным решением;

з) использование несущей способности аппаратуры и трубопроводов большого диаметра для прокладки трубопроводов малых диаметров;

и) применение ингибиторов коррозии;

к) применение неметаллических трубопроводов в соответствии с "Инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб".

При этом следует ориентироваться на проектные решения комплексов центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды комплектной поставки в блочно-комплектном исполнении с высокой степенью автоматизации и заводской готовности.

2.74. Компоновочные решения технологического комплекса сооружений ЦПС должны обеспечивать:

а) максимальную индустриализацию строительства на базе унифицированных блоков и блочно-комплектных устройств;

б) минимальные капитальные и эксплуатационные затраты;

в) необходимую последовательность ведения технологических процессов с минимальным количеством встречных перекачек;

г) работу сооружений по запроектированному технологическому режиму;

д) свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборам контроля и автоматизации;

е) возможность ведения ремонтных работ с помощью средств механизации;

ж) вынос максимально возможного количества оборудования на открытую площадку;

з) оптимальные размеры рабочей площади агрегата, технологического блока, установки;

и) соблюдение требований правил безопасности и противопожарных норм. .

2.75. Основные технологические коммуникации ЦПС должны рассматриваться как единая система обеспечения технологических процессов, происходящих в отдельных функциональных блоках подготовки продукции скважин.

2.76. При привязке объектов по подготовке нефти и газа в блочном и блочно-комплектном исполнении, а также типовых проектов, проектов повторного применения необходимо производить технологический расчет материального баланса всей технологической схемы для конкретных условий с учетом качества нефти и газа и степени их подготовки.

По результатам расчетов должны быть уточнены также расходные показатели и определена возможность использования каждого вида оборудования.

2.77. Для ЦПС или УПН мощностью 6 млн.т товарной нефти в год и более следует предусматривать самостоятельные технологические линии (потоки) мощностью 3 млн.т в год каждой(го).

При этом объекты подсобно-вспомогательного назначения должны проектироваться общими на суммарную мощность ЦПС или УПН.

При суммарной мощности ЦПС или УПН, не отвечающей этим требованиям, мощность и количество технологических линий должны определяться проектом.

Общая мощность технологических линий (потоков) должна предусматриваться из условия обеспечения 0,7 расчетной мощности ЦПС или УПН при аварийной остановке одной технологической линии (потока) с учетом резерва мощности для повторной подготовки некондиционной нефти (п.2.132.).

При трех технологических линиях и более коэффициент 0,7 в расчетах не учитывается, а емкостная аппаратура устанавливается без резерва.

2.78. На объектах (сосудах и аппаратах, работающих под давлением), размещаемых на ЦПС и установках подготовки нефти, следует устанавливать одну систему клапанов с направлением сброса через сепаратор и дренажную емкость в факельную систему ЦПС (см.п.2.205 и 2.206 настоящих Норм),

2.79. Сброс жидких продуктов от предохранительных клапанов должен осуществляться в специальные емкости, сообщаемые с факельной системой. При этом необходимо предусматривать автоматическое отключение источника давления при достижении в емкости максимально допустимого уровня.

Объем емкостей принимается из расчета работы предохранительных клапанов в течение 3-5 минут.

В обоснованных случаях допускается сброс от предохранительных клапанов в другие сосуды и аппараты.

2.80. Аварийные задвижки с дистанционным и автоматическим управлением должны иметь также ручной привод.

2.81. Для аппаратов и оборудования, размещаемых на открытых площадках, должны быть предусмотрены:

а) обогрев аппаратов, исключающий замерзание воды и жидкостей, при их эксплуатации и прекращении работы;

б) возможность быстрой эвакуации воды и застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении работы;

в) устройства для защиты движущихся частей оборудования от атмосферных осадков;

г) средства защиты от коррозии, вызываемой атмосферными осадками;

д) местные укрытия, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации средств автоматизации, регулирующей арматуры.

2.82. Размещение внутри технологической этажерки производственных и вспомогательных помещений не допускается.

В открытых насосных, расположенных под этажерками и навесами, площадь защитных боковых ограждений должна составлять не более 50% общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

2.83. В случаях размещения на этажерках технологического оборудования, содержащего ЛВЖ, ГЖ и ШФЛУ, при эксплуатации или текущем ремонте которого возможны проливы, необходимо предусматривать устройство сплошных перекрытий ярусов; по периметру перекрытий и в местах проемов устройство сплошных бортов высотой не менее 0,15 м, металлических поддонов, пандусов у выходов на лестницы, а также создание уклонов в перекрытиях и поддонах к канализационным трапам.

Примечание. Требования пункта не распространяются на сепараторы и отстойники нефти.

2.84. В местах пересечения перекрытия ярусов этажерок трубопроводами, гильзы, ограждающие проемы в перекрытиях, должны иметь высоту над перекрытием не менее 0,15 м. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферных осадков с площадки перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимо предусматривать стояки для слива диаметром по расчету, но не менее 200 мм.

Количество стояков принимается по расчету, но не менее двух.

2.85. Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков должен осуществляться в специальную емкость, откуда атмосферные осадки откачиваются в канализацию. В случае разлива ЛВЖ, ГЖ или СУГ - они откачиваются в емкость хранения (аварийную, складскую и др.) или направляются в технологический процесс.

2.86. Расстояния между аппаратами, колоннами, теплообменниками, разделительными емкостями, отстойниками и другим оборудованием, расположенными внутри одной технологической установки, следует принимать исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания и техники безопасности. При этом необходимо предусматривать:

а) основные проходы по фронту обслуживания щитов управления, а также в местах постоянного пребывания работающих - шириной не менее 2 м;

б) основные проходы по фронту обслуживания машин (компрессоров, насосов и т.п.) и аппаратов, имеющих местные контрольно-измерительные приборы и другие, при наличии постоянных рабочих мест - шириной не менее 1,5 м;

в) проходы между аппаратами, а также между аппаратами и стенами помещений при условии кругового обслуживания - шириной не менее 1 м. Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим часть агрегата, в этом случае расстояние между отдельными аппаратами агрегата определяется технологической целесообразностью и возможностью их обслуживания;

г) проходы для осмотра и периодической проверки и регулировки аппаратов и приборов - шириной не менее 0,8 м;

д) проходы между отдельно стоящими насосами - шириной не менее 0,8 м;

е) проходы у оконных проемов - шириной не менее 1 м;

ж) проходы между компрессорами не менее 1,5 м. Ширина прохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой до 0,8 м) должна быть не менее 1 м;

з) ремонтные площадки, достаточные для разборки и чистки аппаратов и их частей.

Примечания: 1. Центральные или основные проходы должны быть, как правило, прямолинейными.

2. Минимальные расстояния для проходов устанавливаются между наиболее выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, изоляции, ограждения и других дополнительных устройств.

3. Допускается установка на одном фундаменте двух насосов и более, в этом случае расстояние между насосами определяется условиями их обслуживания.

2.87. Наружные площадки для установки технологического оборудования при условии постоянного обслуживания его следует проектировать с бетонным покрытием.

Указанные площадки должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее 0,003. При возможном разливе горючих жидкостей площадки следует ограждать бетонным бортом высотой не менее 15 см.

2.88. Для технологических аппаратов, содержащих СУГ, ЛВЖ, горючие и токсичные жидкости, следует предусматривать их опорожнение от жидкости с помощью насосов или любыми другими способами в емкости резервуарных парков или в специально предназначенные для этой цели аварийные или дренажные емкости, объем которых должен приниматься на 25% больше, чем объем направляемого в эти емкости продукта.

Аварийные трубопроводы должны иметь постоянный уклон в сторону этих емкостей, быть по возможности прямолинейными с минимальным количеством отводов и поворотов.

2.89. Площадь отдельно стоящей наружной установки с производственными категориями А, Б, Е не должна превышать:

при высоте до 30 м - 5200 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1);

при высоте 30 м и выше - 3000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1).

При большей площади установка должна делиться на секции. Разрыв между секциями должен быть не менее 15 м.

Примечания: 1. Площадь наружной установки принимается по площади на нулевой отметке. Границы установки определяются расстоянием 2 м от прямых линий, соединяющих максимально выступающие части аппаратов, постаментов и колонн этажерок.

2. Ширина отдельно стоящей наружной установки или ее секций должна быть не более 42 м при высоте этажерки и оборудования до 18 м и не более 36 м при высоте этажерки и оборудования более 18 м (с учетом указаний п.6.8).

3. Высотой установки следует считать максимальную высоту оборудования или этажерки, занимающей не менее 30% общей площади установки.

4. Наибольшая площадь допускается для отдельно стоящих установок с аппаратами, емкостями, содержащими СУГ, ЛВЖ и ГЖ. Площадь для установок, содержащих горючие газы (не в сжиженном состоянии), может быть увеличена в 1,5 раза.

2.90. Наружные площадки, связанные с производственными зданиями категории А, Б, Е, могут располагаться по обе стороны здания или между двумя зданиями.

Расстояния между наружными установками и зданиями принимаются в соответствии с требованиями п.6.19.

При расположении наружной установки у глухой стены производственного здания и необходимости обслуживания этой установки из расположенных в здании помещений, в глухой стене производственного здания допускается устройство выходов на наружную установку при соблюдении следующих условий:

а) выходы должны быть защищены самозакрывающимися противопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа при наличии пандуса высотой не менее 0,15 м;

б) в расчете путей эвакуации эти выходы не учитываются;

в) расстояние от этих выходов до аппаратов и емкостей, расположенных на наружной установке, должны быть не менее 4 м;

г) категория по пожарной опасности наружной установки и помещения, из которого предусмотрен выход, должны быть одинаковыми.

2.91. К одной из стен здания с производствами категорий А, Б, Е допускается примыкание наружной установки без противопожарного разрыва между ними при соблюдении следующих условий:

а) сумма площадей этажа здания (или части здания между противопожарными стенами) и наружной установки не превышает допускаемой площади;

б) ширина наружной установки должна быть не более 30 м.

2.92. Отдельные аппараты со сжиженным горючим газом ЛВЖ, ГЖ, непосредственно связанные с помещениями производств категорий А, Б, Е и размещенные вне помещений, следует, как правило, располагать у глухой стены или напротив простенков этих помещений.

При расположении аппаратов против проемов помещений расстояние до них должно быть не менее 4 м, при глухой стене это расстояние не нормируется.

Расстояние от указанных аппаратов до проемов помещений с производствами категорий В, Г, Д должно быть не менее 10 м. При расстоянии менее 10 м заполнение оконных проемов помещений с производствами категорий В, Г, Д необходимо осуществлять стеклоблоками или армированным стеклом.

Расстояние от аппаратов, не содержащих горючие газы, ЛВЖ и ГЖ, не нормируется.

2.93. Площадки печей и блоков нагрева нефти и нефтепродуктов следует ограждать сплошной стеной или земляным валом высотой не менее 0,5 м - для печей типа БН, НН и ТП, бордюрным камнем высотой не менее 0,15 м - для трубчатых печей типа ПТБ.

2.94. Для аварийного отключения блоков и печей нагрева (в случае прогара, разрыва трубопровода и др.) на входе и выходе нефти и газа за пределами площадки, но не ближе 10 м от печей нагрева, следует устанавливать запорную арматуру.

2.95. Наземные аварийные (дренажные) емкости, предназначенные для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или земляным валом высотой не менее 0,5 м и располагать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.

Подземные аварийные (дренажные) емкости следует размещать на расстоянии не менее 9 м от площадки печей. При этом они могут располагаться рядом с другими дренажными емкостями (на одной площадке).

2.96. Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений ЦПС следует проектировать в соответствии с требованиями:

а) Инструкции по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов промышленных предприятий;

б) Указаний по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов предприятий нефтяной и химической промышленности;

в) Перечней изделий, материалов и теплоизоляционных конструкций, применяемых при производстве работ и составляемых ежегодно трестом "Теплоизоляция", и других нормативных документов.

Теплоизоляция аппаратуры и оборудования должна выполняться из несгораемых материалов.

2.97. Уровень шума и вибрации оборудования, устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должны превышать предельно допустимые по санитарным нормам. При вынужденном применении высокошумных агрегатов следует предусматривать:

а) установку глушителей шума;

б) дистанционное управление;

в) звукоизолированные кабины наблюдения.

2.98. Противокоррозионные покрытия внутренних поверхностей отстойной и другой емкостной аппаратуры необходимо предусматривать в соответствии с требованиями следующих руководящих материалов:

а) "Руководства по технологии нанесения защитных покрытий на внутреннюю поверхность резервуаров и технологических аппаратов на нефтепромыслах";

б) "Инструкции по защите от коррозии эпоксидными составами внутренних поверхностей резервуаров для хранения нефтей и нефтепродуктов в нижней части разных емкостей взамен торкрет-покрытий" Миннефтепрома.

2.99. Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПН должны проектироваться из расчета непрерывного круглосуточного режима работы оборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производительность) ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти. Потери при подготовке нефти должны приниматься дифференцированно по районам в соответствии с нормативами технологических потерь, определяемыми в соответствии с "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности".

2.100. Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовки нефти и газа, должны приниматься из расчета:

а) для компрессорных станций - один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти;

б) для насосных - один резервный насос для группы от одного до пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей и др.) резерв может быть увеличен;

в) для насосно-компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривается;

г) для компрессоров воздуха предусматривается резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусматривается.

2.101. Теплообменная аппаратура установок подготовки нефти должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом.

2.102. При соответствующем обосновании допускается принимать вместо одной две печи нагрева нефти с меньшей единичной мощностью, при этом суммарная мощность печей не должна превышать расчетную более чем в 1,5 раза.

При количестве печей три и более следует предусматривать резерв мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой среды, в случае выхода из строя одной из печей, в остальные печи.

2.103. Топливный газ для печей нагрева должен удовлетворять следующим требованиям:

а) давление и физико-химическая характеристика должны соответствовать техническим условиям на поставку печей нагрева;

б) в нем должна отсутствовать капельная жидкость.

2.104. Воздух для нужд КиП должен быть осушен до точки росы по влаге, предотвращающей возможность ее выпадения в воздухопроводах.

При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться требованиями, изложенными в п.п.2.53ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)2.59 настоящих Норм.

2.105. Для объектов и установок ЦПС необходимо предусматривать единую систему воздухоснабжения. При этом на каждом отдельном объекте (установке), потребляющем 10 нмВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) воздуха в час и более, следует предусматривать ресивер сжатого воздуха с обеспечением не менее 0,5 ч работы установки без подачи воздуха из сети, а также аварийную сигнализацию, предупреждающую о недопустимом понижении давления воздуха.

Отбор воздуха для технологических целей от сети питания приборов контроля и автоматизации не допускается.

2.106. Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый в единую систему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям ОСТ 51.40-83.

2.107. Нормы запасов реагентов и смазочных материалов на расходных складах ЦПС должны приниматься в размере 20-30 суточной потребности. Неснижаемые запасы масла для компрессорных станций должны составлять не менее 50% объема масляных систем установленных компрессоров, включая запас на пополнение системы из расчета 45-дневной потребности.

2.108. Механизация труда на объектах и сооружениях ЦПС должна предусматривать:

а) максимальное применение передвижных подъемно-транспортных средств (пневмоколесных и автомобильных кранов, автопогрузчиков и др.);

б) комплексную механизацию, исключающую использование тяжелого физического труда;

в) механизацию демонтажных работ по всему комплексу оборудования ЦПС;

г) компоновочные решения, позволяющие обслуживать ремонтные работы передвижными подъемно-транспортными средствами;

д) ремонтные площадки с въездом автотранспорта, для демонтажа оборудования, расположенного под навесом.

2.109. В компрессорных и насосных, размещаемых в закрытых зданиях и под навесами, следует использовать стационарные ручные подвесные либо мостовые краны, монорельсы, исполнение которых должно соответствовать категории взрывоопасности помещения, с грузоподъемностью, рассчитанной на массу наиболее тяжелого узла агрегата. Для малогабаритного компрессорного и насосного оборудования грузоподъемность крана необходимо принимать по массе агрегата.

2.110. Для одиночных агрегатов, расположенных на открытых площадках, следует при невозможности использования передвижных кранов применять ручные передвижные монорельсовые устройства.

2.111. Для механизации работ на колонных и других аппаратах следует предусматривать:

а) установку на колоннах кран-укосин, грузоподъемность и вылет которых необходимо принимать с учетом диаметра колонны и размеров вспомогательных площадок;

б) для аппаратов воздушного охлаждения и теплообменных аппаратов - передвижные краны и экстракторы.

2.112. В обоснованных случаях (при отсутствии на теплообменной аппаратуре шарниров на крышах, коробках и др.) допускается осуществлять механизацию ремонтных работ на базе стационарных средств, обеспечивающих снятие крышек и распределительных коробок.

2.113. Демонтаж и монтаж трубопроводной арматуры массой более 50 кг должны осуществляться средствами механизации, выбираемыми в зависимости от места размещения арматуры.,

Демонтаж и монтаж арматуры, расположенной под навесом и в зданиях, должны предусматриваться стационарными кранами и монорельсами, предназначенными для ремонта машинного оборудования, а арматуры, установленной на открытой площадке, - преимущественно передвижными подъемно-транспортными средствами.

2.114. Ремонтные работы на печах должны производиться передвижными кранами.

2.115. Компоновка блоков установок подготовки нефти, а также компоновка установок в целом должна выполняться из условия обеспечения:

а) принятого технологического режима установки;

б) минимального количества встречных перекачек;

в) свободного доступа к местам обслуживания оборудования, приборам контроля и автоматизации, а также арматуре при их обслуживании и ремонте;

г) возможности ведения ремонтных работ с помощью средств механизации;

д) требований норм противопожарного проектирования.

2.116. Проектные решения должны предусматривать возможность опорожнения аппаратуры при пожаре или аварии в специально предназначенные для этой цели аварийные или дренажные емкости.

Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов, оборудования и трубопроводов следует преимущественно применять самотечную систему опорожнения. Применение принудительной системы допускается при невозможности выполнения самотечной системы.

Объем аварийной (дренажной) емкости должен быть не менее 30% суммарного объема всего продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объема наибольшего аппарата.

Сброс паров и газов из аппаратов следует предусматривать в газосборную сеть или на факел.

Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары.

2.117. При проектировании компрессорных станций следует учитывать требования раздела 5 "Правил безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов" Миннефтепрома.

2.118. При проектировании установок подготовки нефтяного газа способом НТК следует руководствоваться требованиями правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, а также "Нормативами техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств" Министерств нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС)

2.119. Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней не более 5-10% (маc).

2.120. Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин (на ЦПС или на месторождении) должно обосновываться технико-экономическими расчетами.

2.121. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

2.122. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

2.123. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

2.124. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.

2.125. При размещении УПС непосредственно на месторождении (в составе ДНС) защита аппаратов и оборудования от превышения давления предусматривается установкой одной системы рабочих предохранительных клапанов с направлением сброса газа, не содержащего сероводород, в атмосферу.

Если газ содержит сероводород, то сброс с предохранительных клапанов следует направлять на факел.

Установки подготовки нефти (УПН)
     

2.126. Установки подготовки нефти являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.

2.127. Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен, как правило, обеспечивать:

а) глубокое обезвоживание нефти;

б) обессоливание;

в) снижение упругости паров товарной нефти;

г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;

д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

2.128. Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:

а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;

б) требуемое качество товарной нефти;

в) гибкость и маневренность работы установки;

г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;

д) использование тепла продукции скважин;

е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном исполнении.

2.129. При проектировании УПН должны рассматриваться следующие основные технологические варианты:

а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспортировке ее через все сооружения УПН за счет энергии пласта, насосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных станций;

б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сырьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.

Выбор оптимального варианта должен производиться на основании технико-экономических расчетов.

В технически обоснованных случаях подготовку тяжелых нефтей со сложными физико-химическими свойствами, с повышенным содержанием механических примесей (сульфидов железа и др.) допускается проводить в промывных технологических резервуарах.

2.130. При проектировании УПН должны предусматриваться следующие мероприятия по сохранению тепла продукции и уменьшению его расхода:

а) теплоизоляция труб и аппаратов;

б) преимущественное применение "холодных методов" деэмульсации нефти с использованием реагентов-деэмульгаторов;

в) максимальная блокировка зданий производственного и подсобно-вспомогательного назначения;

г) размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках.

2.131. Требования к качеству товарной нефти (содержание воды, солей, мехпримесей, упругость ее паров и пр.) определяются ГОСТ 9965-76 и, в отдельных случаях, специальными техническими условиями.

Для нефтей о высоким содержанием углеводородов ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) в целях уменьшения потерь от испарения из резервуаров промыслов и магистральных нефтепроводов следует предусматривать проведение стабилизации нефти. Глубина отбора легких углеводородов и метод стабилизации должны быть обоснованы в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами с учетом содержания в нефти углеводородов ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) и направления использования продуктов стабилизации.

2.132. Технологические расчеты и выбор аппаратуры и оборудования должны производиться на основе данных материального баланса установки и научных рекомендаций с учетом резерва мощности установки до 20%, включая резерв мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.

Резервуарные парки

2.133. Для установок подготовки нефти следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти:

а) для сырья - суточный объем, поступающий на установку подготовки нефти;

б) для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;

в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистралъного транспорта суммарный объем резервуарных емкостей и их количество должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.

В качестве резервуарных емкостей следует предусматривать стальные резервуары типа РВС.

2.134. Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаров должно осуществляться в соответствии с требованиями "Рекомендаций по проектированию газоуравнительных систем" Миннефтепрома.

Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого давления.

2.135. В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) изб.). При этом газ должен направляться на компрессорную установку или, в обоснованных случаях, сбрасываться на факел.

Сброс парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров следует предусматривать в земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафиновых отложений в течение года, которые должны размещаться смежно с очистными сооружениями, иметь площадки под транспортные или технические средства для заполнения и опорожнения их и быть водонепроницаемыми.

2.136. Внутренние поверхности металлических резервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие. Необходимость применения ингибиторов коррозии для защиты внутренних поверхностей аппаратов или протекторной защиты их принимается в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских организаций.

Узлы учета нефти

2.137. Узлы учета нефти должны проектироваться в соответствии с требованиями нормативных документов:

а) "Инструкции по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях" Миннефтепрома и Госстандарта СССР;

б) "Временных рекомендаций по проектированию и эксплуатации узлов учета нефти с турбинными счетчиками" Миннефтепрома;

в) "Основных требований к техническим средствам измерения при организации бригадного учета нефти" Миннефтепрома;

г) "Положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду" Миннефтепрома.

Таблица 1

     
Классификация узлов учета нефти

Классификация узлов учета нефти

Назначение

Степень подготовки нефти

Узел товарного учета

Предназначен для сдачи товарной нефти нефтедобывающими объединениями Главтранснефти и другим потребителям

По ГОСТ 9965-76

Оперативные узлы промыслового (цехового) учета

Предназначены для учета добычи нефти промыслом (цехом)

Не нормируется

Узлы бригадного учета

Предназначены для учета продукции скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефти

Не нормируется


2.138. Для узлов товарного и оперативного учета нефти рекомендуется, как правило, применять турбинные расходомеры - счетчики жидкости.

Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть стабильным и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемого объема (количества жидкости) более чем на ±10% - для узлов товарного учета и на ±20% - для оперативных узлов промыслового и бригадного учета нефти.

Предел допускаемой относительной погрешности определения массы:

в узлах товарного учета нефти не должен превышать ±0,5% объема нефти;

в оперативных узлах промыслового и бригадного учета ±4,0%.

2.139. При проектировании турбинных расходомеров в оперативных узлах учета должны соблюдаться следующие условия:

а) поток жидкости через узел учета должен быть однофазным (без выделения растворенного газа);

б) поток жидкости через узел учета не должен расслаиваться на нефть (нефтяную эмульсию) и воду.

2.140. В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:

а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;

г) трубопоршневая установка.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.141. В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:

а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);

в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.

Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.

Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.

2.142. Узлы учета следует оснащать средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.

2.143. При опорожнении измерительных линий и фильтров узлов учета для сбора нефти должна предусматриваться отдельная заглубленная емкость или использоваться имеющаяся.

2.144. В обоснованных технико-экономическими расчетами случаях в качестве оперативных узлов бригадного учета нефти следует использовать:

а) измерительную часть групповых замерных установок типа "Спутник" со счетчиком типа ТОР;

б) групповые замерные установки типа "Спутник", по которым сумма периодических измерений продукции скважин характеризует данные о добытой жидкости бригадой по добыче нефти.

В оперативных узлах учета должны быть предусмотрены отводы с задвижками для присоединения передвижной трубопоршневой установки (ТПУ), а при применении стационарной ТПУ расстояние от нее до узлов товарного учета не должно превышать 500 м.

2.145. При узлах бригадного учета продукции скважин следует предусматривать узел замера газа.

Нефтенасосные станции
     

2.146. Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения предусматриваются:

а) для технологических перекачек на установках подготовки нефти;

б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;

в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.

Функции различных типов насосных могут совмещаться в одной станции.

2.147. Нефтенасосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления. Компоновки насосных станций различного назначения решаются проектом.

2.148. Выбор типа и числа насосов производится в зависимости от физико-химических свойств жидкости и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).

2.149. Производительность рабочих насосных агрегатов определяется по максимальному количеству жидкости, поступающей на насосную станцию. Суммарная производительность насосов должна приниматься из расчета их работы в течение 23 часов в сутки.

2.150. Для нефтенасосных станций внутрирезервуарной перекачки товарной нефти количество рабочих насосов определяется в зависимости от их производительности:

при производительности до 1000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)/сут - 1 агрегат;

при производительности от 1001 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)/сут и выше - не менее двух агрегатов.

2.151. Производительность рабочих насосов для перекачки некондиционной нефти следует принимать равной 25% от суточного объема, поступающего в сырьевые резервуары УПН.

2.152. Определение рабочих параметров насосов (давления, производительности) должно производиться на основании графика совместной работы насосов и трубопровода.

2.153. Для сбора утечек нефти от сальников насосов необходимо предусматривать герметичную емкость с выводом от нее сигнала верхнего уровня на щит оператора.

Установки подготовки газа (УПГ)

2.154. В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспорта до потребителей следует применять следующие способы подготовки газа:

а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;

б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).

2.155. При бескомпрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

а) при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом;

б) при транспорте газа в однофазном состоянии - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами.

Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом конкретном случае по результатам технико-экономических расчетов.

2.156. При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует предусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состоянии - только осушку от влаги.

2.157. Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленного ГОСТ 9965-76, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации углеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при его компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае определяться технико-экономическими расчетами.

2.158. Состав основных сооружений установок подготовки газа определяется условиями транспорта и направлением его использования.

При транспорте газа в двухфазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружений УПГ в общем случае может быть следующим:

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка осушки газа от влаги.

При транспорте газа в однофазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружений в общем случае может быть следующим:

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка НТК с впрыском гликоля.

В зависимости от условий компрессорного транспорта газа состав сооружений УПГ может быть следующим:

а) при транспорте газа в однофазном состоянии - компрессорная станция высокого давления, установка НТК с впрыском гликоля;

б) при транспорте газа в двухфазном состоянии - компрессорная станция высокого давления, установка осушки газа.

2.159. При проектировании установок подготовки нефтяного газа необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

а) установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-комплектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов в блочном исполнении;

б) при привязке блочно-комплектных установок осушки газа должны быть выполнены поверочные технологические расчеты процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового баланса абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет колонной, теплообменной и другой аппаратуры.

Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конкретных условий привязки установки и определена возможность использования принятого в проекте оборудования;

в) осушенный нефтяной газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен удовлетворять требованиям стандарта "Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы", а другим потребителям - по техническим требованиям потребителей.

2.160. Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным способом, ниже 288 °К (15 °С), необходимо предусматривать подогрев газа до соответствующей температуры контакта.

2.161. Насыщение раствора-поглотителя влаги не должно превышать 2,5% при осушке газа от влаги абсорбционным методом и 10% - при осушке газа от влаги и тяжелых углеводородов методом НТК с впрыском ДЭГа.

2.162. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).

2.163. Установки НТК следует проектировать, руководствуясь требованиями общей части раздела "Сооружения технологического комплекса, размещаемые на ЦПС" настоящих Норм с учетом требований "Норм техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств"

Компрессорные станции (КС)

2.164. Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспорта нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспорту и в системе газлифтной добычи нефти.

Состав технологических сооружений, в том числе и выбор типа компрессоров, КС в зависимости от ее назначения, типа компрессорного оборудования и размещения (на месторождении, ЦПС, в системе газлифта и др.) должен в каждом конкретном случае обосновываться технико-экономическими расчетами.

2.165. Составы газов, поступающих на компримирование и топливного для газомоторных компрессоров, отличающиеся от составов, указанных в технических условиях на поставку компрессоров, должны быть согласованы с заводами-изготовителями.

2.166. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от мехпримесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости (нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.

2.167. При проектировании компрессорных станций (установок) для компримирования газа, содержащего сероводород, следует соблюдать следующие условия:

а) применение компрессора должно быть согласовано с заводом-изготовителем, за исключением тех случаев, когда компрессор, согласно техническим условиям на его поставку, может быть использован для компримирования газа, содержащего сероводород;

б) применяемая аппаратура компрессорной станции, предназначенная для работы с газом, в котором содержится сероводород с парциальным давлением более 0,0003 МПа (0,003 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)), в обязательном порядке должна быть согласована с организацией-разработчиком этого оборудования - Минхиммашем;

в) оборудование, аппаратура и обвязочные трубопроводы должны быть изготовлены в соответствии с техническими требованиями работы сосудов в сероводородной среде (применение коррозионно-стойких материалов, термообработка трубопроводов, сварных швов и др.).

2.168. В машинных залах компрессорных станций допускается установка только компрессорных агрегатов и скомпонованного с ними заводом-изготовителем технологического оборудования (промежуточные газовые холодильники, маслонасосы, фильтры, холодильники масла, а также обратные, регулирующие и предохранительные клапаны, запорная арматура дренажных линий и сброса конденсата).

2.169. Машинный зал КС должен оснащаться подъемно-транспортным оборудованием и иметь монтажную площадку.

Для монтажа и демонтажа компрессорного оборудования, расположенного на открытых площадках, следует применять самоходные краны.

2.170. Приемные и нагнетательные газовые коллекторы компрессоров должны располагаться вне помещения компрессоров. При этом прокладка их должна быть надземной и иметь уклон, обеспечивающий их самотечное опорожнение.

2.171. Каждый компрессорный агрегат должен отключаться задвижками, устанавливаемыми на приемных и нагнетательных газопроводах. На нагнетательных газопроводах между компрессором и задвижкой должен быть установлен обратный клапан.

2.172. Нагнетательные коллекторы и газопроводы между компрессорами и нагнетательными коллекторами должны быть обеспечены устройством для компенсации тепловых удлинений. При установке поршневых компрессоров должны быть дополнительно приняты меры по уменьшению вибрации трубопроводов (применение депульсаторов, тугоподвижных опор, плавных поворотов труб и др.).

Расчет средств гашения пульсации и определение допустимых пределов вибрации должны выполняться по методике Союзкомпрессормаша "Метод расчета колебаний давлений газа и вибраций коммуникаций" с учетом рекомендаций лаборатории динамической устойчивости технологического оборудования МИНХ и ГП им.Губкина и лаборатории диагностики и динамической устойчивости ВНИИгаза Мингазпрома.

2.173. Для обеспечения пуска компрессора и возможности регулирования его производительности за счет перепуска с нагнетания на прием нагнетательный и приемный газопроводы каждой ступени сжатия должны быть соединены между собой (при необходимости через холодильник газов).

2.174. Предохранительные клапаны должны устанавливаться непосредственно на выкиде у каждой ступени сжатия перед обратным клапаном.

2.175. Запорная арматура на газовых коммуникациях должна размещаться вне помещения машинного зала (блок-боксов) и выбираться по нормам для условий рабочей среды и климатических условий.

2.176. Для удаления газа из внутренней полости поршневого компрессора, центробежного компрессора (при ревизии, ремонте и др.) на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой и цилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.

При наличии нескольких цилиндров одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну, общую для них, свечу. Допускается объединение на одну свечу группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.

Свеча должна размещаться в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа. При этом не допускать сброса газа в зону аэродинамической тени здания КС.

Высота свечи должна определяться по результатам расчетов рассеивания газа, но не менее 5 м от поверхности земли.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.177. Газомоторные компрессоры для удаления газа должны быть дополнительно обеспечены следующими свечами:

а) от протечек сальников компрессорных цилиндров;

б) из фонаря компрессорных цилиндров;

в) из картера газомоторного двигателя.

Допускается сбрасывать на общую свечу газ от протечек сальников и газ из фонаря компрессорных цилиндров. Каждая свеча должна быть снабжена огнепреградителем. Высота и местоположение свечи определяется по результатам расчетов рассеивания вредных веществ. Запорная арматура на свечах не ставится.

2.178. При применении поршневых компрессоров необходимо предусматривать маслоотделители, устанавливаемые перед промежуточными и концевыми холодильниками газа.

2.179. При многоступенчатом компримировании нефтяного газа с промежуточным его охлаждением расчеты на выпадение углеводородного конденсата на каждой из ступеней сжатия производить исходя из условий наиболее холодного периода года. Отделение жидкости от газа после его охлаждения должно производиться в промежуточных и концевых сепараторах.

2.180. Охлаждение газа между промежуточными ступенями и после концевой ступени сжатия следует предусматривать водой или воздухом. Выбор способа охлаждения производится на основании технико-экономических расчетов.

2.181. Допустимая температура газа, поступающего после компримирования в газопровод, не должна превышать 343 °К (70 °С).

2.182. Компоновку газомоторных компрессоров, центробежных компрессоров следует выполнять, как правило, группами не более 10 машин.

Каждая группа машин должна иметь свои приемные и нагнетательные коллекторы. Размещение компрессоров должно быть однорядным.

Выхлопные трубы газомоторных компрессоров в пределах машинного зала должны иметь тепловую изоляцию.

Газомоторные компрессоры должны быть оборудованы устройством автоматического отключения топливного газа при увеличении давления в напорных трубопроводах и повышении уровня жидкости в приемных сепараторах сверхдопустимого, самопроизвольной остановке компрессора или снижении давления масла в системе их смазки.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.183. Удаление конденсата из технологической аппаратуры и газовых коллекторов продувкой должно, как правило, производиться через продувочную емкость, откуда конденсат подается в дренажную емкость, соединенную с факельной линией.

2.184. Масло из маслоотделителей должно направляться в отдельную емкость для последующей подачи его на регенерацию.

При проектировании компрессорной станции самостоятельным объектом маслохозяйство ГКС должно включать:

а) емкости склада для свежего и отработанного масла по сортам;

б) расходную емкость (устанавливается, как правило, в помещении маслохозяйства);

в) промежуточные емкости отработанного масла (применяются в отдельных случаях и устанавливаются подземно);

г) насосы для перекачки свежего и отработанного масла;

д) установки дегазации и регенерации отработанного масла (необходимость включения установки регенерации в состав объектов компрессорной станции определяется исходя из ее технико-экономической целесообразности). Состав маслохозяйства уточняется при проектировании в зависимости от типа и комплектности поставки компрессоров.

2.185. Хранение свежего смазочного масла для маслосистемы компрессоров следует предусматривать на открытой площадке.

При хранении свежего и отработанного масла на открытой площадке под навесом следует предусматривать мероприятия, предотвращающие его застывание.

2.186. На входе и выходе газа из компрессорной станции должна быть установлена запорная арматура, позволяющая дистанционно отключать газокомпрессорную от внешних сетей.

При этом должна быть обеспечена возможность аварийного сброса газа с приема компрессорной станции на факельную линию через дистанционно управляемую задвижку.

2.187. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора должен быть установлен предохранительный клапан, срабатывающий при давлении, превышающем рабочее на 10%.

Технологические трубопроводы

2.188. Трубопроводы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ в пределах площадки ЦПС и площадок, указанных в п.1.20 настоящих Норм, необходимых для ведения технологического процесса, следует относить к технологическим.

2.189. Технологические трубопроводы должны проектироваться c учетом общих планировочных решений генплана ЦПС и взаимной увязки сетей. При этом следует руководствоваться требованиями "Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа", а по неметаллическим трубопроводам - "Инструкции по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб".

2.190. Технологические трубопроводы, транспортирующие насыщенные растворы МЭА, щелочи и метанола, должны проектироваться как трубопроводы первой категории.

2.191. За рабочие параметры транспортируемого вещества следует принимать:

а) рабочее давление - давление, равное избыточному максимальному давлению, развиваемому источником давления (насосом, компрессором и т.п.), или давление, на которое отрегулированы предохранительные устройства;

б) рабочую температуру - температуру, равную максимальной положительной или минимальной отрицательной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом (схемой).

2.192. Прокладку технологических трубопроводов, транспортирующих вредные и взрывоопасные вещества, горючие газы, в том числе сжиженные, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости (группа А, Б согласно "Инструкции по проектированию технологических трубопроводов Ру до 10 МПа"), следует предусматривать надземной, на несгораемых опорах и эстакадах.

Для транспортировки указанных веществ применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также сгораемых и трудносгораемых материалов (фторпласта, полиэтилена, винипласта и др.) не допускается.

Примечание. Трубопроводы, которые по технологии процесса не могут прокладываться надземно (дренажные и др.), допускается прокладывать подземно.

2.193. На вводах трубопроводов с горючими, взрыво- и пожароопасными веществами перед ЦПС, УПН, УПГ, КС следует предусматривать отключающую арматуру. Расстояние от отключающей арматуры до установок, а также вид отключающей арматуры следует принимать по "Инструкции по проектированию технологических трубопроводов РУ до 10 МПа" (приложение 2).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.194. Диаметры трубопроводов должны определяться с учетом конкретных условий их работы (производительности технологических установок, вязкости и плотности транспортируемого продукта, располагаемого напора и т.д.).

Скорости движения продуктов по трубам при определении диаметров технологических трубопроводов рекомендуется принимать по данным табл.2.

Таблица 2

Наименование

Скорость, м/с

1.

Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора

До 10,0

2.

Газ на всасывании центробежного компрессора

До 15,0

3.

Газ на нагнетании центробежного компрессора

До 18,0

4.

Углеводородный конденсат, отводимый самотеком

0,15-0,3

5.

Сжиженные газы:


на всасывании насоса

До 1,2

на нагнетании насоса

До 3,0

6.

Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты:


на всасывании насоса

До 1,0

на нагнетании насоса

До 3,0

самотеком (между аппаратами)

0,2-0,5

7.

Топливный газ к печам

До 30,0

8.

Пар насыщенный водяной

До 30,0

9.

Воздух при давлении до 1,2 МПа (12 кгс/смВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1))

До 40,0


2.195. Выполнение гидравлического расчета технологических трубопроводов обязательно:

а) при определении диаметров всасывающих и нагнетательных трубопроводов и межступенчатых коммуникаций компрессоров, газовых приемных и нагнетательных коллекторов компрессорных станций (установок);

б) при проектировании межплощадочных коммуникаций технологических трубопроводов;

в) при проектировании гидравлических систем с замкнутым контуром циркуляции.

2.196. Для трубопроводов, транспортирующих высоковязкие и застывающие среды, величина уклона, обеспечивающая их опорожнение, должна определяться в проекте исходя из конкретных свойств среды и условий прокладки трубопроводов.

2.197. Тепловая изоляция трубопроводов, обеспечивающих технологический процесс, предусматривается для сохранения температуры транспортируемого продукта, предотвращения его застывания, конденсации, испарения, образования гидратных пробок, отложения парафина, смол и т.д.

Если тепловая изоляция не обеспечивает указанных требований, трубопроводы должны предусматриваться с теплоспутниками в общей изоляции.

2.198. Теплоспутники должны предусматриваться для обогрева наружных трубопроводов, которыми обеспечивается периодическая подача конденсирующихся или замерзающих продуктов, а также для всех трубопроводов, транспортирующих застывающие среды, независимо от режима их подачи и места расположения трубопровода.

2.199. При использовании пара для продувки трубопроводов или горячей воды для их промывки температурная деформация должна определяться с учетом температуры пара или горячей воды.

2.200. Фланцевые соединения на трубопроводах для кислот и щелочей должны быть закрыты съемными защитными кожухами.

2.201. Условные давления и соответствующие им наибольшие рабочие давления по арматуре и деталям трубопроводов в зависимости от марки стали и рабочей температуры транспортируемой среды должны определяться по ГОСТ 356-80 "Давления условные, пробные и рабочие".

2.202. Выбор и расчет технологических стальных трубопроводов следует производить в зависимости от конкретных условий работы, в соответствии с "Пособием по оптимальному выбору труб из углеродистой и низколегированной стали для технологических трубопроводов на ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) до 10 МПа" (к СН 527-80), "Пособием по расчету на прочность стальных технологических трубопроводов на ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) до 10 МПа" (к СН 527-80, 2-я редакция ВНИИмонтажспецстроя СССР).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.203. Материал трубопроводов, параметры работы которых превышают величины, установленные соответствующими нормативными документами, должен приниматься по заключениям и рекомендациям научно-исследовательских организаций по металловедению и сварке и согласовываться с Госгортехнадзором СССР.

2.204. Стальная арматура, устанавливаемая на открытых площадках в местностях со средней температурой наиболее холодной пятидневки ниже минус 40 °С, должна иметь соответствующее материальное исполнение или должны быть обеспечены условия ее эксплуатации (применение утепленных кожухов с подводом теплоносителя) при обеспечении условий хранения, транспортировки и строительно-монтажных работ при температурах, не ниже указанных в каталоге "Промышленная трубопроводная арматура".

Факельная система ЦПС

2.205. Факельная система ЦПС должна предусматриваться для следующих видов сбросов горючих газов и паров:

а) постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;

б) периодических - при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;

в) аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.

2.206. На ЦПС следует предусматривать следующие факельные системы:

а) низкого давления - для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа;

б) высокого давления - для принятия сбросов из аппаратов оборудования, работающих под давлением более 0,2 МПа.

2.207. Потери давления в факельной системе низкого давления должны составлять не более 0,015 МПа, высокого давления - не более 0,02 МПа в границах технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа - от границы технологических сооружений до выхода из оголовка факельного ствола.

Если факельная система предусматривается для отдельной установки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяется условием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и оборудования.

2.208. В состав факельной системы, как правило, должны входить:

а) общий факельный коллектор;

б) газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;

в) сепараторы;

г) конденсатосборники;

д) факельный ствол.

Примечание.

Если факельный ствол не имеет лабиринтного уплотнения и факельная система не обеспечена продувочным (затворным) газом, перед факельным стволом должна быть предусмотрена установка огнепреградителя.

2.209. При расчете факельных газопроводов их производительность должна приниматься равной:

а) для газопроводов от отдельных технологических объектов до общего факельного коллектора - аварийному сбросу от одного или группы аппаратов с наибольшим сбросом;

б) для общего факельного коллектора - аварийному сбросу с объекта ЦПС, на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с другими, с коэффициентом 1,2.

2.210. Количество факельных стволов должно соответствовать количеству факельных систем.

Расстояние между факельными стволами определяется из условия безопасного ремонта одного из них при работающем соседнем факеле.

2.211. Для расчета тепловых напряжений и других расчетов по факельной системе ЦПС следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем" Минхимпрома, Миннефтехимпрома СССР и др. и "Временными техническими решениями по организации сброса на факел горючих газов и паров промышленности синтетического каучука и нефтехимии" Миннефтехимпрома.

2.212. Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направления ветров, учета требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.

Минимальная высота факельных стволов должна приниматься равной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.

При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть не менее 30 м.

Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не должны превышать:

а) у основания факельного ствола (при условии, что персонал может покинуть опасную зону в течение 20 с) - 4,8 кВт/мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) (17 МДж/мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)·ч);

б) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта оборудования в течение неограниченного времени - 1,4 кВт/мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) (5 МДж/мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)·ч).

2.213. Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6% маc. должна предусматриваться специальная факельная система.

2.214. Диаметр факельного ствола должен приниматься равным диаметру подводящего факельного газопровода.

Допускается принимать диаметр ствола факела меньше диаметра подводящего трубопровода при необходимости обеспечения минимальных потерь давления сбрасываемого газа и увеличения скорости его выброса из факельного ствола, а также при других условиях сброса с обязательным обоснованием этого решения.

Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельные стволы должны быть оборудованы:

а) системой дистанционного зажигания факела;

б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);

в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.

Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтного уплотнителя должен предусматриваться от линии топливного газа, в которой газ должен находиться постоянно под давлением, вне зависимости от работ технологических установок.

2.215. Количество дежурных горелок следует принимать исходя из диаметра ствола факела:

а) при диаметре от 100 до 250 мм - 1 горелка;

б) при диаметре от 300 до 550 мм - 2 горелки;

в) при диаметре от 600 до 1000 мм - 3 горелки;

г) при диаметре от 1100 до 1600 мм - 4 горелки;

д) при диаметре более 1600 мм - 5 горелок.

2.216. Для предотвращения попадания воздуха в факельную систему (через факельный ствол) следует предусматривать подачу в лабиринтный уплотнитель продувочного (затворного) газа.

Для продувки факельной системы следует также предусматривать подачу продувочного газа в начало факельного коллектора. В качестве продувочного (затворного) газа может быть использован топливный газ.

2.217. Скорость продувочного газа в стволе факела должна быть:

при отсутствии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,9 м/с;

при наличии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,05 м/с.

Плотность продувочного газа при отсутствии лабиринтного уплотнителя должна быть не менее 0,7 кг/мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1).

2.218. Для снижения расхода продувочного газа в верхней части факельного ствола под факельными горелками следует предусматривать установку лабиринтного уплотнителя (газового затвора).

Лабиринтный уплотнитель устанавливается не ниже 5 м от низа факельной головки. Площадь проходного сечения лабиринтного уплотнителя должна быть не менее площади сечения ствола факела.

2.219. Система дистанционного контроля и автоматизации факельного хозяйства ЦПС должна обеспечить:

а) регистрацию расхода продувочного (затворного) газа;

б) сигнализацию минимального давления топливного газа на дежурные горелки;

в) сигнализацию погасания пламени дежурной горелки;

г) сигнализацию максимального и минимального уровней жидкости в конденсатосборнике и гидрозатворах;

д) сигнализацию и регистрацию минимальной температуры в гидрозатворе.

Примечание. Конструкция факела должна обеспечить возможность установки приборов контроля пламени и аппаратуры дистанционного зажигания.

2.220. Допускается предусматривать местный контроль следующих параметров:

а) давление топливного газа и воздуха в системе зажигания и до регулирующих клапанов или вентилей;

б) уровень жидкости в конденсатосборнике.

2.221. Прокладку факельных газопроводов следует проектировать по возможности с минимальным числом поворотов с прокладкой их на низких опорах (тумбах) и стойках и с односторонним уклоном не менее 0,002 в сторону сепаратора или конденсатосборника.

При невозможности проектирования факельных газопроводов с односторонним уклоном допускается в низших точках трубопроводов предусматривать промежуточные конденсатосборники.

Участок факельного газопровода между конденсатосборником (сепаратором) и факельным стволом должен иметь уклон в сторону конденсатосборника.

Трубопроводы факельной системы и установленная на них арматура должны обогреваться и иметь тепловую изоляцию.

Конденсатосборники также должны обогреваться и, в зависимости от условий их установки, иметь тепловую изоляцию.

2.222. Для отделения выпадающей в трубопроводе жидкости следует предусматривать сепаратор. Установка сепаратора - наземная.

Для сбора выпавшего в трубах и сепараторе конденсата должен предусматриваться конденсатосборник.

При прокладке факельного газопровода на низких опорах предусматривается подземная установка конденсатосборника, а в случае прокладки факельных газопроводов на стойках - .только наземная. Жидкость из конденсатосборника может откачиваться насосом или передавливаться топливным газом. При этом расчетное давление конденсатосборника должно быть выбрано с учетом максимально возможного давления газа передавливания.

2.223. Для проведения испытаний факельных газопроводов и ремонтных работ факельных систем на факельном газопроводе должны быть предусмотрены фланцевые соединения для установки заглушек. Конструкция факельного газопровода должна отвечать требованиям СН 527-80 и подраздела "Технологические трубопроводы" настоящих Норм.

2.224. Тепловая компенсация факельных трубопроводов рассчитывается на максимальную температуру сбросных газов. Если эта температура ниже температуры пара, используемого для пропарки, тепловая компенсация трубопроводов рассчитывается с учетом температуры пара.

2.225. Установка запорной арматуры на факельном газопроводе не допускается.

2.226. Маркировку и световое ограждение факельных стволов необходимо выполнять в соответствии с "Правилами дневной маркировки, светового ограждения и радиомаркировки препятствий, находящихся на приаэродромных территориях и воздушных трассах".

В особых случаях высоту факельных стволов следует согласовывать с Управлениями гражданской авиации и Военными округами.

в) СООРУЖЕНИЯ ПРИ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

2.227. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический), требования к сырью, объемы закачки газа и давление нагнетания, ввод фонда скважин по годам должны приниматься по данным технологической схемы (проекта) разработки месторождения.

2.228. Газоснабжение газлифтных систем следует предусматривать на основании технико-экономических расчетов:

- централизованное, когда газ от компрессорной станции или газовой залежи направляется на группы скважин (кустов);

- локальное, когда газ от КС или газовой скважины распределяется в пределах куста скважин.

2.229. Расчет нефтегазосборных сооружений (аппаратов, трубопроводов) следует производить с учетом перевода скважин на газлифтную эксплуатацию, если это оговорено в задании на проектирование.

2.230. Для предотвращения гидратообразования в газлифтных системах следует предусматривать:

- осушку газа;

- подогрев газа с помощью теплообменников, использующих тепло продукции скважин;

- подачу ингибиторов гидратообразования;

- подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;

- применение гибких электронагревательных элементов.

Метод предупреждения гидратообразования в газлифтных системах выбирается в проекте технико-экономическим расчетом.

Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации

2.231. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин должно устанавливаться технологическое оборудование в соответствии с табл.3.

Таблица 3

Схема газлифта, источник газа высокого давления

Нефте- газовый сепаратор

Газораспре- делительная гребенка автомати- зированная

Газораспре- делительная гребенка ручная

Блок терминала и местной автоматики (БТМА)

Блок местной автоматики (БМА)

Компрес- сорная станция

1

2

3

4

5

6

7

Централизованный газлифт:







- компрессорная станция

-

+

-

+

-

-

- газовая залежь

-

+

-

+

-

-

Локальный газлифт:







- компрессорная станция

+

+

+

-

+

+

- газовая скважина

-

+

+

-

+

-


(+) - оборудование устанавливается;

(-) - установка не обязательна.

Примечание: 1. Необходимость установки газосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другого дополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, решается при конкретном проектировании на основании рекомендаций научно-исследовательских организаций.

2. При периодическом газлифте должны применяться, как правило, установки блочного типа, заводского изготовления.

2.232. В противопожарном разрыве между смежными кустами скважин (кустовая площадка с двумя и более кустами скважин) следует предусматривать только подземную прокладку трубопроводов. В этом разрыве установка оборудования и прокладка кабельных эстакад не допускается.

2.233. Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Расстояние от свечи до скважин и оборудования следует принимать по табл.20 настоящих Норм. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.

2.234. Каждая линия газораспределительной автоматизированной гребенки должна иметь манометр, термометр, автоматический регулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать ручное регулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенки должна иметь манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода и расходомер.

2.235. Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать, как правило, подземно.

При подземной прокладке расстояние от верха трубы до поверхности земли должно быть не менее 0,8 метра.

2.236. Газопроводы вдоль фронта скважин при наземном способе должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб общего назначения, обеспечивающими безопасное обслуживание фонтанной арматуры и установку передвижных мостков ремонтного агрегата.

Защитные футляры должны располагаться в горизонтальной плоскости вплотную друг к другу. Во избежание возможных перемещений защитные футляры должны быть закреплены. Футляры не должны препятствовать надвижке обслуживающих площадок фонтанной арматуры. Концы защитных футляров должны выступать не менее чем на 2,0 м от оси крайней скважины. Расстояние в свету от скважины до ближнего к ней футляра принимается не менее 0,5 метра. Закрепление футляров между собой может осуществляться сваркой, с помощью хомутов или другими методами.

2.237. На линиях подачи газа от газораспределительных гребенок к скважинам должен быть установлен обратный клапан непосредственно у скважины. Каждая скважина должна отключаться от сетей газа высокого давления не менее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.

При необходимости ручного регулирования расхода газа использование запорного органа для регулирования расхода не допускается.

Обустройство газовых скважин

2.238. Обустройство газовой скважины, являющейся источником газлифтного газа, должно приниматься в соответствии с требованиями "Норм технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа" Мингазпрома.

2.239. Территория вокруг устья скважины должна обеспечивать размещение и безопасное передвижение специальной техники для производства технологических, исследовательских и ремонтных работ, нe допускать загрязнения окружающей среды и соответствовать требованиям "Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин".

2.240. Расстояние от газовой до нефтяной скважины должно быть не менее 50 метров.

2.241. На площадке газовой скважины и в ее обвязке, как правило, следует предусматривать:

- свечу сброса газа в атмосферу;

- устройство замера дебита газа;

- устройство автоматического отключения скважины от шлейфа в случае падения давления в нем;

- штуцера подключения агрегата для пропарки шлейфов;

- узлы очистки газа от конденсата и мехпримесей;

- узлы местной автоматики и передачи информации;

- узлы подачи и ввода ингибитора гидратообразования.

Требования к свече принимаются в соответствии с п.2.233 настоящих Норм.

2.242. Осушка газа на площадках газовых скважин, питающих удаленные кусты скважин, переводимых на газлифт, принимается на основе технико-экономических расчетов.

2.243. Удаление конденсата и мехпримесей из узлов очистки газа должно быть автоматизировано и осуществляться в ближайший нефтесборный коллектор.

2.244. Выкидные газопроводы от скважин (шлейфы) должны прокладываться, как правило, в одну нитку.

2.245. В узлах дросселирования газа следует предусматривать мероприятия, исключающие гидратообразование (обогрев клапана-регулятора или общий подогрев газа перед ним).

Газлифтные компрессорные станции

2.246. При проектировании компрессорных станций газлифта следует руководствоваться требованиями подраздела 2, б) настоящих Норм, а также дополнительными требованиями, изложенными ниже.

Степень очистки и подготовки газа, подаваемого на компрессорную станцию, определяется техническими требованиями на компрессоры.

2.247. Для месторождений, в продукции скважин которых отсутствует сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта не допускается.

2.248. Выбор типа компрессоров следует производить на основании технико-экономических расчетов. Как правило, должны применяться блочно-комплектные автоматизированные КС.

При выборе схем обвязки многоступенчатых компрессоров предпочтение должно отдаваться агрегатам, обвязка которых исключает установку запорной арматуры между ступенями сжатия.

2.249. При агрегатной схеме обвязки каждый компрессор должен отключаться запорной арматурой, имеющей дистанционный привод с ручным дублированием. При многоступенчатой схеме обвязки компрессора и наличии запорной арматуры между ступенями компрессор может отключаться арматурой с ручным приводом.

Между задвижками и компрессором должен быть предусмотрен фланцевый разъем с кольцом-вставкой для установки заглушки на время ремонта компрессора.

2.250. Стальную запорно-регулирующую арматуру, предназначенную для эксплуатации при расчетной температуре выше минус 40 °С допускается использовать при температуре ниже минус 40 °C при соблюдении одного из условий:

а) теплоизоляция и обогрев арматуры при наземной и надземной установке;

б) наземная и надземная установка с теплоизоляцией без обогрева при транспортировке сред с температурой выше 10 °С, если имеется возможность подогрева рабочей среды перед нагружением внутренним давлением согласно "Регламенту проведения в зимнее время пуска, остановки и испытаний на плотность аппаратуры химических, нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, а также газовых промыслов и газобензиновых заводов".

2.251. В машинном зале КС допускается располагать обратные предохранительные клапаны, регулирующие клапаны антипомпажной защиты, запорную арматуру дренажных линий и сброса конденсата.

При коллекторной схеме обвязки компрессоров на выкиде каждой ступени сжатия после обратного клапана должен быть установелен предохранительный клапан; для удаления газа из компрессоров при их ревизии и ремонте на нагнетательном трубопроводе каждой ступени компрессора между отключающей арматурой и цилиндром должна быть предусмотрена продувочная свеча с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.

При агрегатной схеме обвязки компрессоров предохранительный клапан следует устанавливать на нагнетательном трубопроводе последней ступени.

Примечания:

1. При наличии нескольких цилиндров одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну общую для них свечу.

2. Допускается объединение сброса газа на одну свечу от группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.

3. Отвод газа с клапанов и свечей должен производиться за пределы компрессорного помещения.

2.252. Все приемные и нагнетательные газопроводы КС должны рассчитываться на прочность с учетом трех режимов: рабочего, гидравлического испытания, остановки. При этом нагрузки на штуцере агрегатов не должны превышать величин, установленных заводом-изготовителем.

2.253. Охлаждение газа между ступенями сжатия и после компрессоров следует производить водой, антифризом или воздухом. Способ охлаждения газа обосновывается в проекте. В районах с температурой самой холодной пятидневки минус 40 °С и ниже - охлаждение воздушное или антифризом.

2.254. Скорость газа в приемных и нагнетательных коллекторах и газопроводах, соединяющих компрессоры с коллекторами, должна приниматься по табл.2 настоящих Норм.

2.255. При расположении технологической аппаратуры и трубопроводной обвязки на открытой площадке необходимо учитывать возможность самотечного слива жидкости в дренажные емкости.

2.256. Емкость склада свежего масла должна содержать не менее чем 30 суточный запас масла, но не менее объема, необходимого для полной замены масла в одной из компрессорных установок, входящих в состав КС.

2.257. Размер емкости для слива отработанного масла должен выбираться из условия вместимости в нее объема масла, поступающего из системы одного компрессора. Емкости свежего и отработанного масла следует располагать вне здания компрессорного цеха.

2.258. Технологическая схема пункта приема и откачки масла должна обеспечивать:

а) прием свежего масла в емкости склада;

б) центрифугирование масла;

в) подачу чистого масла в компрессорный цех;

г) прием отработанного масла из компрессорного цеха на склад масла;

д) регенерацию отработанного масла (необходимость определяется проектным решением);

е) выдачу масла потребителю.

2.259. Входящие в состав газлифтной КС установки блочные компрессорные, комплектуемые оборудованием, узлами обвязки, системами охлаждения газа, масла и воды и др. (типа установок Казанского СКБК), не резервируются.

Проектом для таких КС должен предусматриваться запас производительности с учетом межремонтных периодов и времени, необходимого для проведения плановых ремонтов, а также, при возможности, подачу газа на смежные КЗ по газопроводам-байпасам.

Для аппаратов и механизмов, режимы работы которых требуют более частых остановок, чем это определено регламентом работы КС, следует принимать 100% резерв и только в том случае, если их выход из строя приведет к остановке КС.

Газлифтные КС, комплектуемые другими типами компрессоров, должны иметь резерв в соответствии с п.2.100 .

2.260. На трубопроводе топливного газа газомотокомпрессора должен быть предусмотрен регулятор давления.

2.261. Размер расходной емкости масла должен соответствовать объему масла в картере наибольшего компрессора. Расходную емкость допускается устанавливать в здании компрессорного цеха в отдельном помещении, выгороженном противопожарными перегородками без проемов и имеющем выход непосредственно наружу. При установке компрессоров, для которых эти емкости поставляются заводом-изготовителем в комплекте с машиной, расходная емкость не предусматривается.

2.262. Промежуточную емкость для отработанного масла следует устанавливать подземно, вблизи компрессорного цеха.

Узел предварительной очистки газа на входе в КС

2.263. Узлы очистки газа следует проектировать из условий обеспечения требований технических условий на компрессорное оборудование по степени очистки газа от мехпримесей и жидкости.

2.264. Узлы очистки газа должны располагаться на открытых площадках. Предотвращение замерзания жидкости в аппаратах и трубопроводах должно обеспечиваться теплоизоляцией и прокладкой теплоспутников.

2.265. Количество аппаратов очистки газа определяется в зависимости от качества поступающего на прием газа технологическим расчетом с учетом технических характеристик этих аппаратов.

Оборудование должно обеспечивать необходимую степень очистки во всем заданном диапазоне изменения параметров сырого газа.

Узлы замера и регулирования

2.266. Узел замера и регулирования должен обеспечивать измерение и учет количества сырого газа, поступающего на КС, и газа, подаваемого в систему газлифта, а также выполнять функции смешения нескольких газовых потоков, распределения и регулирования подачи скомпримированного газа потребителям.

2.267. Узлы замера и регулирования газа должны оборудоваться подводящими и отводящими коллекторами, замерными нитками, контрольно-измерительными приборами и устройствами, запорной, предохранительной и регулирующей арматурой, байпасной линией. Их следует предусматривать объединенными для сырого и скомпримированного газа или раздельными.

Аппараты воздушного охлаждения

2.268. Аппараты воздушного охлаждения (АВО) должны подбираться из нормального ряда аппаратов, разработанных Минхиммашем.

За расчетную температуру при подборе АВО следует принимать среднюю максимальную температуру наиболее жаркого месяца согласно СНиПу по климатологии.

2.269. В зависимости от условий эксплуатации АВО должны оборудоваться:

- механизмами автоматического и дистанционного регулирования расхода воздуха;

- узлами подогрева охлаждающего воздуха;

- системой рециркуляции охдаждающего воздуха;

- штуцерами ввода ингибитора гидратообразования.

2.270. Установку АВО следует предусматривать в ряд, вплотную с соответствующими грузоподъемными и выкатными устройствами.

2.271. Площадка установки АВО должна иметь твердое покрытие, исключающее образование пылевых потоков при работе вентиляторов.

Факельная система КС

2.272. Факельная система КС должна проектироваться в соответствии о требованиями к факельной системе ЦПС и с учетом дополнений, приведенных ниже.

2.273. На КС должны быть предусмотрены две факельные системы (без резерва):

а) система низкого давления - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением до 0,13 МПа;

б) система высокого давления - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением свыше 0,13 МПа.

2.274. Пропускная способность факельного коллектора должна определяться по сумме сбросов, подключенных к данному коллектору, но не менее производительности одного компрессора (агрегата).

2.275. Конденсат из конденсатосборника должен откачиваться насосом или выдавливаться газом по специальному конденсатопроводу. Установка конденсатосборников предпочтительна надземная.

2.276. Газожидкостные выбросы должны направляться в факельный коллектор через специальный сепаратор, оборудованный на технологической установке.

При размещении факельной системы на заторфованных участках местности противопожарную канаву-преграду и ограждение следует проектировать совмещенными. При этом расстояние от ствола факела до лесного массива следует принимать в соответствии с требованиями норм "Генеральные планы промышленных предприятий" (п.5, таблица 1), нo во всех случаях не менее высоты ствола с факелом плюс 10 м. Расстояние от ствола факела до совмещенного ограждения должно быть не менее 50 м.

Внеплощадочные газопроводы

2.277. Внеплощадочные газопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями "Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов" и в одну нитку.

2.278. При использовании для газлифта осушенного газа внутренняя полость газопроводов высокого давления после гидравлического испытания должна освобождаться от влаги в соответствии с методикой института "ВНИПИгазпереработка".

Технологические трубопроводы кустов газовых скважин
     

2.279. Настоящие требования распространяются на газопроводы кустов газовых скважин, а также трубопроводы для обвязки компрессорных станций, рабочее давление которых более 10 МПа.

При проектировании их следует руководствоваться требованиями к технологическим трубопроводам ЦПС и приведенными ниже.

2.280. Проектирование технологических трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа и определение величины испытательного давления их следует осуществлять по нормам "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы".

2.281. Подбор соединительных деталей трубопроводов следует производить по ТУ Миннефтепрома, а также рекомендациям Минхиммаша.

2.282. Расчеты на прочность технологических стальных трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа следует производить в соответствии с требованиями Минмонтажспецстроя.

2.283. Способ прокладки технологических трубопроводов следует принимать надземный или наземный. При надземной прокладке трубопроводов следует принимать, как правило, прокладку их на низких опорах ("шпальная" прокладка).

г) АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

2.284. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающего производства необходимо руководствоваться указаниями следующих руководящих документов Миннефтепрома:

"Основные положения по автоматизированной системе управления технологическими процессами нефтедобывающего производства (АСУТП)";

"Руководство по проектированию автоматизации объектов нефтяной промышленности";

"Методические указания по проектированию комплексной автоматизации технологических процессов подготовки нефти и воды";

"Основные требования к техническим средствам измерения при организации бригадного учета нефти";

"Инструкция по учету нефти в нефтедобывающих объединениях";

"Инструкция по определению количества нефти на узлах учета турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях";

Руководящими материалами, действующими в системе Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР.

2.285. Уровень автоматизации технологических процессов к 1990 году должен быть не ниже 60% с ежегодным 2-5% ростом его по отдельным нефтедобывающим объединениям.

2.286. Технологические комплексы сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды, обслуживания и обеспечения нефтегазодобывающих предприятий должны оснащаться системами автоматического управления (САУ), обеспечивающими получение требуемого количества и качества выпускаемой продукции; безаварийную работу оборудования, как правило, без постоянного пребывания обслуживающего персонала.

2.287. САУ технологическими комплексами нефтегазодобывающего производства должны проектироваться с учетом:

обеспечения работы оборудования в наиболее экономичных режимах;

экономного расходования тепловой и электрической энергии, топлива и ГСМ.

2.288. Система автоматического управления технологическим комплексом должна проектироваться на базе САУ технологических блоков, установок и технологических линий, входящих в комплекс.

2.289. При проектировании САУ технологическими комплексами должны решаться вопросы автоматического сбора, обработки и передачи технологической информации с диспетчерских и операторных пунктов на верхний уровень управления.

2.290. Проекты автоматизации и телемеханизации нефтедобывающих предприятий, для которых предусматривается в дальнейшем разработка ОТ АСУ, должны являться составной частью раздела "Техническое обеспечение" проекта ОТ АСУ нефтедобывающего предприятия. Проектирование автоматизации и телемеханизации в этих случаях должно осуществляться в соответствии с конкретными решениями по информационному, математическому, организационному и техническому обеспечению ОТ АСУ, согласованными с организацией-разработчиком ОТ АСУ.

2.291. При проектировании объектов пробной эксплуатации следует предусматривать контроль основных технологических параметров и автоматизацию основных трудоемких и быстроизменяющихся процессов. При этом необходимо учитывать возможность реконструкции и перевода объектов на автоматический режим работы в последующие годы, на стадии промышленной разработки месторождения.

2.292. При разработке проектов автоматизации следует предусматривать автоматизацию узлов бригадного (цехового), промыслового и товарного учета нефти и газа, установку приборов для учета электрической и тепловой энергии, воды, пара, сжатого воздуха, ресурсов, используемых нефтедобывающим предприятием.

2.293. Системы автоматического управления должны обеспечивать автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающей среды. В случаях применения блочного автоматизированного оборудования, системами автоматизации которого предусмотрены не все блокировки, требуемые данными нормами, эти блокировки должны предусматриваться дополнительно при разработке проекта.

2.294. Схемы автоматической защиты основных технологических сооружений и агрегатов должны проектироваться так, чтобы при исчезновении электропитания (сверх времени АПВ) срабатывала сигнализация или соответствующая защита.

2.295. Система автоматического управления должна проектироваться так, чтобы обеспечивались следующие условия:

при любом виде управления (автоматическом или ручном, дистанционном или местном) действовала автоматическая защита и блокировка оборудования;

при повреждении САУ, отсутствии электроэнергии или сжатого воздуха в цепях автоматики на управляемом оборудовании не возникало аварийного состояния.

2.296. Схемы аварийной сигнализации должны предусматривать сохранение сигнала до его снятия оператором или диспетчером, даже если причина сигнализации за это время исчезла.

2.297. Для опробования, наладки, вывода на режим и контроля технологического режима при местном управлении должны устанавливаться местные приборы контроля. Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводом должны иметь местное управление, независимо от наличия других видов управления.

2.298. При проектировании технологических комплексов на основе блочно-автоматизированного оборудования должны разрабатываться общие схемы автоматизации, предусматривающие согласованную работу САУ отдельных технологических блоков и установок, входящих в состав комплекса.

2.299. Приборы и средства автоматизации должны выбираться с учетом реальных условий их работы по диапазонам изменения контролируемых параметров, температурных и атмосферных воздействий, характеристик измеряемой и окружающей среды, вибрации и т.д.

Номенклатура применяемых в проекте приборов должна быть по возможности минимальной.

2.300. Аппаратура систем централизованного контроля должна допускать возможность подключения устройств регистрации информации на машинном носителе (перфокартах, перфолентах, магнитных лентах и др.).

2.301. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на открытых площадках, как правило, должны иметь эксплуатационные характеристики, позволяющие эксплуатировать их при расчетных температурах окружающего воздуха без дополнительного обогрева. Применение приборов, требующих обогрева, допустимо только в обоснованных случаях.

2.302. При установке приборов на наружных площадках следует максимально использовать для их обогрева тепло технологических сред в аппаратах и трубопроводах.

Длина импульсных линий, требующих обогрева, должна быть минимальной.

2.303. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на площадках, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствовать требованиям гл.VII-3 "Правил устройств электроустановок".

2.304. Использование природного и нефтяного газа в качестве рабочего агента для пневматических систем автоматического регулирования не допускается.

В системах защиты и блокировки оборудования, размещаемого на открытых площадках с производствами, отнесенными по ПУЭ к классу помещений В-1г, можно применять нефтяной и природный газы, не содержащие агрессивных примесей, если это допустимо по условиям эксплуатации приборов. При отрицательных температурах окружающей среды следует предусматривать меры по осушке и очистке газа согласно существующим требованиям.

2.305. Монтаж приборов и средств автоматики, соединительных проводов следует проектировать в соответствии с требованиями к "Системам автоматизации. Правилам производства и приемки работ".

Пункты управления

2.306. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающих предприятий необходимо предусматривать следующие пункты контроля и управления:

пост оператора для обслуживания отдельных установок, агрегатов или группы агрегатов;

операторный пункт для обслуживания технологических процессов, группы установок, пунктов сбора и ЦПС;

районный диспетчерский пункт (РДП) для цехов основного производства (ЦДНГ, ЦППД и ЦПС);

центральный диспетчерский пункт (ЦДП) для нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

В отдельных случаях допустимо совмещение функций ОП и РДП в одном пункте управления.

2.307. На РДП или операторном пункте следует предусматривать аппаратуру, позволяющую осуществлять:

аварийную сигнализацию в виде одного обобщенного сигнала о возникновении аварийных режимов работы оборудования и срабатывании автоматической защиты по каждому блоку, входящему в технологический комплекс:

измерение важнейших параметров технологического процесса и сигнализацию отклонения их от нормальных значений;

автоматическое регулирование параметров, определяющих нормальный ход технологического процесса на технологическом комплексе или отдельных его частях;

дистанционное управление основными блоками, агрегатами, запорной арматурой, исполнительными механизмами;

передачу необходимой информации на верхний уровень управления.

2.308. С РДП на ЦДП должна передаваться технологическая информация, характеризующая основные показатели работы ЦДНГ, ЦППД и ЦПС:

общий объем добычи нефти и газа;

общий объем закачанной в пласт жидкости;

количество и качество товарной нефти, сданной потребителю;

количество израсходованного пара, воды, тепловой и электрической энергии, сжатого воздуха и других рабочих агентов.

2.309. Диспетчерские пункты следует располагать в местах, имеющих подъездные дороги, надежное электро-, теплоснабжение, водоснабжение и канализацию.

2.310. Рекомендуется размещать ДП на площадках центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС) и по возможности блокировать с административно-хозяйственным блоком.

2.311. В составе диспетчерских пунктов рекомендуется предусматривать следующие помещения:

диспетчерская - место размещения пультов управления, щитов и другой аппаратуры, требующей постоянного наблюдения диспетчера;

аппаратная - место размещения аппаратуры ДП, не требующей постоянного наблюдения персонала диспетчерской службы;

комната обработки информации;

мастерская (лаборатория) - помещение для производства мелкого ремонта и наладки аппаратуры диспетчерского пункта;

комната оперативного дежурного персонала;

вспомогательные служебные помещения.

2.312. При проектировании диспетчерских пунктов следует предусматривать возможность размещения комплекса технических средств ОТ АСУ.

2.313. Районные и центральные диспетчерские пункты по обеспечению надежности электроснабжения следует относить к электроприемникам первой категории.

2.314. Диспетчерские пункты должны иметь диспетчерскую (автономную) связь с руководством ЦИТС и НГДУ и телефон, подключенный к общепромысловой телефонной сети.

д) СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

2.315. При проектировании систем связи следует руководствоваться "Общими требованиями к ведомственным сетям в части их увязки с общегосударственными сетями в ЕАСС", Минсвязи СССР "Правилами устройства электроустановок", а также нормами технологического проектирования сооружений связи Минсвязи:

"Проводные средства связи. Линейно-кабельные сооружения";

"Магистральные кабельные линии связи";

"Проводные средства связи. Линейно-аппаратные цехи OMС, СУ и ОУП";

"Проводные средства связи. Станции городских и сельских телефонных сетей".

2.316. Настоящие нормы распространяются на проектирование нефтепромысловой производственной связи и сигнализации объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды месторождений, на уровне ДНС (опорный пункт бригады) - ЦПС или УПН-ЦДНГ-НГДУ. Связь на более высоком уровне (НГДУ, нефтедобывающих объединений, Миннефтепрома и др.) проектируется по отдельным нормам.

2.317. Выбор варианта построения сети производственной связи должен осуществляться на основании технико-экономического расчета.

2.318. Производственная связь объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды месторождений должна учитывать требования норм гражданской обороны.

2.319. Устройства связи и сигнализации взрывоопасных помещений и наружных установок, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствовать требованиям ПУЭ-76 и "Инструкции по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон" Минмонтажспецстроя.

2.320. Проекты на строительство объектов связи Миннефтепрома подлежат согласованию с органами Минсвязи СССР в соответствии с "Положением о порядке координации строительства сооружений электросвязи в стране" Минсвязи СССР.

Виды производственной связи

2.321. Нефтепромысловые объекты должны обеспечиваться следующими видами связи и сигнализации:

общепроизводственной телефонной связью;

внутрипроизводственной диспетчерской и директорской связью;

распорядительно-поисковой и громкоговорящей связью;

передачей данных;

радиофикацией;

охранной и пожарной сигнализацией.

3.322. Для руководства и управления работой подразделений, служб и предприятий нефтедобычи следует предусматривать общепроизводственную связь.

2.323. Общепроизводственная связь должна проектироваться автоматической по коммутируемым телефонным каналам.

Телефонные станции производственной телефонной сети следует размещать при ЦПС, УПН, ЦДНГ.

При этом должны применяться АТС квазиэлектронной и координатной системы. На ЦПС, УПН должны устанавливаться АТС квазиэлектронной системы.

2.324. Емкость автоматических телефонных станций определяется количеством включаемых абонентских точек с учетом перспективы развития данного района, в соответствии со схемой развития нефтедобывающей промышленности.

2.325. Телефонные станции ЦПС, УПН должны иметь соединительные линии с телефонными станциями ЦДНГ или НГДУ.

Телефонные станции ЦДНГ должны включаться в телефонную станцию НГДУ.

Количество соединительных линий следует принимать:

при емкости АТС 50 номеров - 7 односторонних или 5 двухсторонних; .

при емкости 100 номеров - 11 односторонних или 7 двухсторонних;

при емкости 200 номеров - 15 односторонних.

Внутрипроизводственная связь

2.326. Внутрипроизводственная связь должна обеспечивать обмен информацией обслуживающего персонала, непосредственно управляющего технологическими процессами.

2.327. Для передачи информации между абонентами, имеющими постоянные технологические связи, следует предусматривать диспетчерскую связь по некоммутируемым телефонным проводным и радиоканалам связи, которая должна обеспечивать:

1) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС (УПН) с диспетчером НГДУ;

2) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС между собой;

3) связь диспетчера ЦПС с диспетчером сооружений, принимающих нефть, газ и др. продукты с ЦПС или УПН;

4) связь диспетчера ЦПС (УПН) с объектами этих сооружений;

5) связь диспетчера ЦДНГ с опорными пунктами бригад по добыче нефти и газа;

6) радиосвязь опорного пункта бригады с операторами бригады.

2.328. Диспетчерская связь ЦДНГ с ДНС, КНС и другими объектами без постоянного обслуживающего персонала следует предусматривать по системам телемеханики.

2.329. Коммутаторы диспетчерской связи должны иметь возможность включения абонентов по каналам аппаратуры уплотнения.

2.330. Для обеспечения передачи информации между узким кругом абонентов, имеющих постоянные административные связи (руководитель, главный инженер ЦДНГ, ЦПС и др.), следует предусматривать директорскую связь.

2.331. Для передачи данных АСУ ТП на участке ЦДНГ, ЦПС (УПН) - НГДУ следует предусматривать канал связи с шириной стектра, обусловленной скоростью передачи сообщений.

2.332. Для передачи массовой информации от общегосударственной сети и односторонней распорядительной информации от центрального усилителя на ЦПС (УПН) и ЦДНГ должна предусматриваться сеть радиофикации и радиопоисковой связи. При этом получение сигналов общегосударственной радиотрансляционной сети следует предусматривать по радиофидеру Минсвязи или из эфира.

2.333. Радиофикацией должны оборудоваться все помещения с постоянным присутствием дежурного персонала.

2.334. Для передачи сигнала тревоги в приемный аппарат пожарного депо или помещения охраны должна предусматриваться пожарная и охранная сигнализация.

Пожарной автоматической сигнализацией оборудуются здания и сооружения согласно перечню Миннефтепрома; ручной - согласно табл.4.

Таблица 4


Виды связи и сигнализации

Наименование сооружений

Внутрипроизводственная

Примечание

обще- произ- водст- венная

диспет- черская

дирек- торская

передача данных

радио- фикация

охранная сигнали- зация

пожарная сигнали- зация

Сооружения технологического комплекса ЦПС

АБК

+

+

+



+

+

+



Установка подготовки нефти

+

+





+

+

+



Установка осушки газа

+

+





+



+



Установка очистки газа от сероводорода

+

+





+



+



Установка подготовки газа к транспорту

+

+





+



+



Резервуарные парки

+








+

+



Сооружения водоснабжения

Водозабор

+

+





+

+



Охранная сигнализация предусматри-
вается только для сооружений хозяйственно- питьевого назначения

Насосная станция

Очистные сооружения

+

+





+







Сооружения канализации

Насосная станция

+

+





+



+



Очистные сооружения

+

+





+



+



Площадки КС






+



Сооружения заводнения

Кустовая насосная станция

+

+








Реагентные установки с применением токсичных реагентов и сильнодействующих ядовитых веществ

Опорные пункты бригад по добыче нефти и газа

+

+



+




Дожимные нефтенасосные станции (ДНС)

ДНС

+

+








2.335. Охранной сигнализацией по периметру площадок оборудуются товарные парки при суммарной емкости резервуаров 30 тыс.мВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1) и более, ЦПС производительностью 1 млн.т в год и более.

2.336. Виды связи для различных нефтепромысловых объектов и сооружений следует принимать согласно табл.4.

Узлы связи и станционные устройства

2.337. Узлы связи должны быть размещены при ЦДНГ и ЦПС (УПН). В случае размещения служб ЦДНГ и ЦПС на одной площадке следует предусматривать общий узел связи.

2.338. Узлы связи, как правило, должны размещаться в блок-боксах промышленного исполнения, в административно-бытовых корпусах.

2.339. Размещение узлов связи следует предусматривать на возвышенных местах и с наветренной стороны от технологических установок, из которых в аварийных ситуациях возможна утечка газа и паров нефтепродукта.

2.340. Станции пожарной и охранной сигнализации следует размещать соответственно в пожарном депо и в караульном помещении (см. раздел 6, в) .

2.341. Узлы связи ЦДНГ, ЦПС, УПН по надежности электроснабжения следует относить к I категории.

При невозможности обеспечения двух независимых вводов электроснабжения необходимо предусматривать дизельгенератор или бензоагрегат.

На время пуска дизельгенератора (бензоагрегата) следует предусматривать аккумуляторную батарею с запасом емкости на 3 ч в ЧНН при неавтоматизированном электроагрегате и 1 ч в ЧНН при автоматизированном электроагрегате.

2.342. Заземление узлов связи должно соответствовать ГОСТ 464-79.

Линейные сооружения

2.343. Сети связи по месторождению должны выполняться кабельными, подземными.

В условиях Западной Сибири прокладка кабелей связи должна предусматриваться в теле межпромысловых и внутрипромысловых автодорог. При отсутствии автодорог допускается применение подвесных кабелей связи на опорах.

По территории ЦПС прокладку кабелей связи, сигнализации и телемеханики следует предусматривать в земле или по электрическим кабельным эстакадам и галереям.

Прокладка кабелей в телефонной канализации в условиях возможного затекания газа не допускается.

2.344. Сети телефонизации, пожарной сигнализации и часофикации выполняются комплексно, сети радиофикации и охранной сигнализации - самостоятельно.

е) ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

2.345. Проекты электротехнической части объектов обустройства нефтяных месторождений должны удовлетворять требованиям общесоюзных правил и норм, приведенных в "Правилах устройства электроустановок" (ПУЭ), "Перечню действующих общесоюзных документов по строительству".

2.346. Категории электроприемников нефтяных промыслов в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним по надежности электроснабжения должны приниматься по табл.5, а по другим нефтедобывающим районам страны - по табл.6.


Таблица 5

     
Категории электроприемников по надежности электроснабжения нефтяных промыслов
в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним

Наименование электроприемников

Категория

1. Компрессорные станции для газлифтного способа добычи нефти

1.1. Компрессоры с электроприводом

1

1.2. Насосы компрессорных станций с электро- и газомоторным приводом: масляные, циркуляционные водяные, для откачки конденсата, подачи ТЭГа в абсорбер и в АВО; АВО

1

1.3. Терминальный пункт управления на базе мини-ЭВМ. Компрессорные воздуха КИПиА

1

2. Компрессорные станции для транспорта нефтяного газа, расположенные на месторождениях


2.1. Компрессоры с электроприводом, мощностью 200 кВт и выше

1

Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные; АВО

1

2.2. Компрессоры с электроприводом, мощностью менее 200 кВт

2

Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные, АВО

2

3. Центральные пункты сбора (ЦПС), установки подготовки нефти, комплексные пункты сбора


3.1. Электроприемники, обеспечивающие непрерывность ведения технологических процессов подготовки нефти, газа и воды:

1

Насосы откачки сырья и товарной нефти, подачи реагентов, предусматриваемых технологическим процессом, орошения (флегмы), циркуляционных систем, перекачки углеводородного конденсата, систем смазки, уплотнения и охлаждения технологического оборудования;


электропривод газовых компрессоров, вентиляторов АВО, компрессоров воздуха для нужд КИПиА, воздуходувок и вентиляторов, работающих в автоматическом режиме и в блоках нагрева продукта;


электропотребители, обеспечивающие процесс обессоливания и нагрева продукции, а также других эдектроприемников, указанных в табл.5, в случае их размещения на площадке ЦПС, УПН


4. Кусты добывающих скважин с механизированной (насосной и газлифтной) добычей нефти

1

4.1. Насосы УПС пластовых вод

1

4.2. Терминальный пункт управления технологическим оборудованием куста на базе мини-ЭВМ, включая газораспределительную батарею

1

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)

Название документа: ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (с Изменением N 1)

Номер документа: 3-85

Вид документа: ВНТП

Принявший орган: Миннефтепром СССР

Статус: Действующий

Опубликован: официальное издание

Миннефтепром СССР - М., 1985 год

Дата принятия: 10 января 1986

Дата начала действия: 01 марта 1986
Дата редакции: 19 апреля 1989