• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ГОСТ Р 58367-2019

     
     
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА СУШЕ

Технологическое проектирование

Engineering process for onshore oil fields. Technological design



ОКС 75.020

Дата введения 2019-04-15

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ" (АО "Гипровостокнефть")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 марта 2019 г. N 82-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила проектирования объектов обустройства (технологической инфраструктуры) нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (далее - месторождения нефти), расположенных на территории Российской Федерации.

1.2 Настоящим стандартом следует руководствоваться при проектировании объектов обустройства (технологической инфраструктуры) при капитальном строительстве на суше для месторождений нефти.

1.3 Настоящий стандарт распространяется на проектирование новых, реконструкцию, техническое перевооружение объектов обустройства месторождений нефти.

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на проектирование объектов обустройства (технологической инфраструктуры) при капитальном строительстве объектов на суше для газовых и газоконденсатных месторождений, а также газоконденсатных и газовых пластов газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

1.5 Настоящий стандарт не распространяется на проектирование объектов обустройства (технологической инфраструктуры) при капитальном строительстве:

- для нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений углеводородного сырья:

а) расположенных во внутренних морских водах, в территориальном море и на континентальном шельфе Российской Федерации;

б) с высоким содержанием сернистого водорода в нефтегазоводяной смеси (свыше 6% объема такой нефтегазоводяной смеси);

в) размещаемых на территории с интенсивностью землетрясений более 6 баллов по шкале МСК-64;

- для объектов по захоронению отходов нефтегазодобычи в глубоких горизонтах, обеспечивающих локализацию таких отходов;

- для подземных хранилищ углеводородного сырья и продуктов его переработки, объектов переработки попутного нефтяного газа, хранения и транспортирования сжиженных газов, складов для хранения нефти и нефтепродуктов.

1.6 Настоящий стандарт не предназначен для подтверждения соответствия требованиям [8].

2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 8.611 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

ГОСТ 9.032 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.039 Единая система защиты от коррозии и старения. Коррозионная агрессивность атмосферы

ГОСТ 9.402 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию

ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.012 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.085 Арматура трубопроводная. Клапаны предохранительные. Выбор и расчет пропускной способности

ГОСТ 21.408 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов

ГОСТ 21.701 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автомобильных дорог

ГОСТ 34.201 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем

ГОСТ 34.601 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ 34.603 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

ГОСТ 356 Арматура и детали трубопроводов. Давления номинальные пробные и рабочие. Ряды

ГОСТ 464 Заземления для стационарных установок проводной связи, радиорелейных станций, радиотрансляционных узлов проводного вещания и антенн систем коллективного приема телевидения. Нормы сопротивления

ГОСТ 632 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 1581 Портландцементы тампонажные. Технические условия

ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 5542 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 13846 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

ГОСТ 13862 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

ГОСТ 14202 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16293 Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Основные параметры

ГОСТ 17433 Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности

ГОСТ 28996 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения

ГОСТ 30196 Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные размеры

ГОСТ 30852.13 (МЭК 60079-14:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

ГОСТ 31294 Клапаны предохранительные прямого действия. Общие технические условия

ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31385 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ 31446 (ISO 11960:2014) Трубы стальные обсадные насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ 31610.10/IEC 60079-10:2002 Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ 31844 (ISO 13535:2000) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование буровое эксплуатационное. Оборудование подъемное. Общие технические требования

ГОСТ 32358 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования

ГОСТ 32388 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

ГОСТ 32569 Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах

ГОСТ 32843 Дороги автомобильные общего пользования. Столбики сигнальные дорожные. Технические требования

ГОСТ 32945 Дороги автомобильные общего пользования. Знаки дорожные. Технические требования

ГОСТ 32948 Дороги автомобильные общего пользования. Опоры дорожных знаков. Технические требования

ГОСТ 34347 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия

ГОСТ 34396 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ IEC 60079-29-2 Взрывоопасные среды. Часть 29-2. Газоанализаторы. Требования к выбору, монтажу, применению и техническому обслуживанию газоанализаторов горючих газов и кислорода

ГОСТ ИСО/МЭК 17025 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ Р 8.733-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 8.740 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

ГОСТ Р 51317.6.5 (МЭК 61000-6-5:2001) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 50970 Технические средства организации дорожного движения. Столбики сигнальные дорожные. Общие технические требования. Правила применения

ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51364 (ИСО 6758-80) Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия

ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 52289 Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств

ГОСТ Р 52290 Технические средства организации дорожного движения. Знаки дорожные. Общие технические требования

ГОСТ Р 53201 Трубы стеклопластиковые и фитинги. Технические условия

ГОСТ Р 53246 Информационные технологии. Системы кабельные структурированные. Проектирование основных узлов системы. Общие требования

ГОСТ Р 53678 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов

ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

ГОСТ Р 53681 Нефтяная и газовая промышленность. Детали факельных устройств для общих работ на нефтеперерабатывающих предприятиях. Общие технические требования

ГОСТ Р 55288 Испытатели пластов на трубах. Скважинное и устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования

СП 16.13330.2011 "СНиП II-23-81* Стальные конструкции"

СП 18.13330.2011 "СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий"

СП 20.13330.2011 "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия"

СП 28.13330.2017 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии"

СП 30.13330.2016 "СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий"

СП 31.13330.2012 "СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения"

СП 32.13330.2012 "СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения"

СП 34.13330.2012 "СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги"

СП 35.13330.2011 "СНиП 2.05.03-84* Мосты и трубы"

СП 36.13330.2012 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы"

СП 37.13330.2012 "СНиП 2.05.07.91* Промышленный транспорт"

СП 41-101-95 Проектирование тепловых пунктов

СП 46.13330.2012 "СНиП 3.06.04-91 Мосты и трубы"

СП 51.13330.2011 "СНиП 23-03-2003 Защита от шума"

СП 60.13330.2016 "СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха"

СП 61.13330.2012 "СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов"

СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы"

СП 75.13330.2011 "СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы"

СП 89.13330.2016 "СНиП II-35-76 Котельные установки"

СП 124.13330.2012 "СНиП 41-02-2003 Тепловые сети"

СП 133.13330.2012 Сети проводного радиовещания и оповещения в зданиях и сооружениях. Нормы проектирования

СП 134.13330.2012 Системы электросвязи зданий и сооружений. Основные положения проектирования

СП 254.1325800.2016 Здания и территории. Правила проектирования защиты от производственного шума

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению или повреждению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, нанесению ущерба окружающей среде.

[[1], статья 2]

3.2 блочное исполнение: Разновидность сборочной единицы технологической установки заданного уровня заводской готовности в виде комплекта оборудования, предназначенного для выполнения определенной функции в основном или вспомогательном технологическом процессе и смонтированного на общем основании, соответствующем габаритам погрузки и транспортирования.

3.3 блочно-комплектное исполнение: Конструктивно законченный и пространственно сформированный объект полной заводской готовности, предназначенный для осуществления заданного технологического процесса, поставляемый к месту строительства (монтажа) в виде комплекта блочных устройств, сборных конструкций и заготовок инженерных коммуникаций.

3.4 бытовые сточные воды: Сточные воды, образующиеся в результате хозяйственной деятельности человека.

3.5

газлифт: Способ добычи нефти и нефтегазового конденсата, заключающийся в разгазировании жидкости в подъемных трубах и подъеме ее из скважин за счет возникающей разности давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве.

[ГОСТ 30767-2002, статья 3.1]

3.6

газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.2]

3.7

газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.20]

3.8

газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится конденсат.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.21]

3.9

газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.22]

3.10 газоуравнительная система: Сооружение, состоящее из трубопроводов, соединяющих между собой газовые пространства резервуаров с целью взаимной компенсации вытесняемых и всасываемых объемов паров нефти при одновременном опорожнении и заполнении резервуаров, обеспечивающее циркуляцию паровоздушной смеси по замкнутому контуру, предотвращающее испарение паров нефти в атмосферу.

3.11 газлифтная компрессорная станция: Сооружение, предназначенное для подготовки и компримирования газа, подаваемого для газлифтного метода добычи нефти.

3.12 дожимная мультифазная насосная станция: Сооружение системы сбора, предназначенное для транспортирования нефтегазоводяной смеси без предварительной сепарации по одному трубопроводу до сооружений подготовки нефти и газа.

3.13 дожимная насосная станция: Сооружение системы сбора, предназначенное для транспортирования нефтегазоводяной смеси до сооружений подготовки нефти и газа.

3.14 дожимная сепарационная насосная станция: Сооружение системы сбора, предназначенное для транспортирования нефтеводяной смеси и газа после предварительной сепарации по раздельным трубопроводам до сооружений подготовки нефти и газа.

3.15

заводнение пластов: Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.6]

3.16 заказная документация: Часть проектной документации, в том числе опросные листы, с графическими приложениями (чертежами, схемами и т.д.), а также спецификации оборудования, изделий и материалов, используемая для заказа и/или приобретения материально-технических ресурсов.

3.17

залежь углеводородов: Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.7]

3.18

здание: Результат строительства, представляющий собой объемную строительную систему, имеющую надземную и/или подземную части, включающую в себя помещения, сети инженерно-технического обеспечения и системы инженерно-технического обеспечения и предназначенную для проживания и/или деятельности людей, размещения производства, хранения продукции или содержания животных.

[[1], статья 2]

3.19

измерительная установка: Совокупность функционально объединенных измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенных для измерений одной или нескольких величин и размещенных в одной пространственно обособленной зоне.

[ГОСТ Р 8.615-2005, статья 3.3]

3.20

индивидуальный тепловой пункт: Комплекс устройств для присоединения теплопотребляющей установки к тепловой сети, преобразования параметров теплоносителя и распределения его по видам тепловой нагрузки для одного здания, строения или сооружения.

[[2], глава 1, статья 3]

3.21

инженерная защита: Комплекс сооружений, направленных на защиту людей, здания или сооружения, территории, на которой будут осуществляться строительство, реконструкция и эксплуатация здания или сооружения, от воздействия опасных природных процессов и явлений и/или техногенного воздействия, угроз террористического характера, а также на предупреждение и/или уменьшение последствий воздействия опасных природных процессов и явлений и/или техногенного воздействия, угроз террористического характера.

[[1], статья 2]

3.22

источник водоснабжения: Природный или антропогенный поверхностный водоем (река, море, озеро, океан, водохранилище и т.д.) или подземные воды, обеспечивающие забор необходимого потребителю количества воды в течение длительного времени.

[СП 31.13330.2012, приложение А*, статья А.3]

3.23 компрессорная станция воздуха: Сооружение, предназначенное для выработки сжатого воздуха необходимого давления и требуемого качества для обеспечения нужд потребителей.

3.24 компрессорная станция перекачки газа: Сооружение, предназначенное для компримирования газа с целью транспортирования нефтяного газа к потребителю.

3.25

конденсат (газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей): Смесь углеводородных ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование и неуглеводородных компонентов, находящихся при начальных термобарических условиях в растворенном состоянии в пластовом газе и переходящих в жидкое состояние при снижении давления ниже давления начала конденсации.

[ГОСТ Р 54910-2012, статья 2]

3.26

конденсат попутного нефтяного газа: Смесь жидких компонентов, выделившихся из попутного нефтяного газа в результате изменения термобарических условий.

[ГОСТ Р 54973-2012, статья 15]

3.27 куст скважин: Сооружение, состоящее из площадки естественного или искусственного участка территории месторождения нефти с расположенными на ней устьями скважин, а также технологическим оборудованием и инженерными коммуникациями.

3.28

кустовое бурение: Бурение группы наклонных скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещаются буровая установка и устьевое оборудование при разработке месторождений нефти и газа.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 37]

3.29

манифольд: Система трубопроводов с необходимой запорной, регулирующей и обратной арматурой, собранной по схеме, определяемой конкретным технологическим процессом.

[ГОСТ 28996-91, приложение 4]

3.30

методы увеличения извлечения нефти: Способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента охвата вытеснением.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.25]

3.31

многолетнемерзлый грунт: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии постоянно в течение трех и более лет.

[СП 25.13330.2012, приложение А]

3.32

наилучшая доступная технология: Технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности ее применения.

[[3], глава 1, статья 1]

3.33

Наклонно-направленное бурение: Бурение скважины с отклонением ствола скважины от вертикали по заранее заданному направлению.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 36]

3.34

наружная установка: Установка, расположенная на открытом пространстве, без ограждающих строительных конструкций, перекрытий и незащищенная от атмосферных осадков.

[СП 162.1330610.2014, статья 3.22]

3.35

нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.19]

3.36

нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной оторочкой, в котором нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.23]

3.37

нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.24]

3.38

нефтегазоводяная смесь: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

[[4], статья 2]

3.39 нефть добытая: Жидкая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, отвечающая требованиям технического регламента, подготовленная к транспортировке магистральным трубопроводом, железнодорожным, автомобильным и водным транспортом и/или к использованию в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах.

3.40

нормальные условия эксплуатации: Учтенное при проектировании состояние здания или сооружения, при котором отсутствуют какие-либо факторы, препятствующие осуществлению функциональных или технологических процессов.

[[1], статья 2]

3.41

оценка воздействия на окружающую среду: Вид деятельности по выявлению, анализу и учету прямых, косвенных и иных последствий воздействия на окружающую среду планируемой хозяйственной и иной деятельности в целях принятия решения о возможности или невозможности ее осуществления.

[[3], глава 1, статья 1]

3.42 обустройство месторождения нефти (газа): Строительство на территории месторождения нефти (газа) комплекса наземных и/или подземных сооружений, позволяющего вести безаварийную разработку месторождения в соответствии с утвержденным проектным документом.

3.43

объект капитального строительства: Здание, строение, сооружение, объекты, строительство которых не завершено (далее - объекты незавершенного строительства), за исключением некапитальных строений, сооружений и неотделимых улучшений земельного участка (замощение, покрытие и др.).

[[5], статья 1]

3.44

окружающая среда: Совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов, а также антропогенных объектов.

[[3], глава 1, статья 1]

3.45

опасные природные процессы и явления: Землетрясения, сели, оползни, лавины, подтопление территории, ураганы, смерчи, эрозия почвы и иные подобные процессы и явления, оказывающие негативные или разрушительные воздействия на здания и сооружения.

[[1], статья 2]

3.46

опасные производственные объекты: Предприятия или их цеха, участки, площадки, а также иные производственные объекты.

[[6], приложение 1]

3.47 опросный лист: Документ в составе заказной документации, устанавливающий технические параметры к оборудованию и изделиям при их размещении на изготовление.

3.48

пожарная безопасность: Состояние защищенности личности, имущества, общества и государства от пожаров.

[[7], статья 1]

3.49

пожарная безопасность объекта защиты: Состояние объекта защиты, характеризуемое возможностью предотвращения возникновения и развития пожара, а также воздействия на людей и имущество опасных факторов пожара.

[[8], статья 2, пункт 20]

3.50 попутный нефтяной газ: Газообразная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, добываемая совместно с нефтью через нефтяные скважины и выделяющаяся из нефти в процессе ее промысловой подготовки.

3.51 продувочная свеча (свеча рассеивания): Трубное вертикальное устройство, обеспечивающее опорожнение оборудования или трубопровода от остаточного газа или выдавливаемого остаточного газа инертным продувочным газом и обеспечивающее рассеивание газа в атмосфере, безопасное для окружающей среды.

3.52 пункт налива нефтегазоводяной смеси: Сооружение, обеспечивающее выполнение операции по наливу нефтегазоводяной смеси в автомобильные цистерны.

3.53

поверхностные (дождевые, ливневые, талые) сточные воды: Сточные воды, которые образуются в процессе выпадения дождей и таяния снега.

[СП 32.13330.2012, приложение А]

3.54

пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещать жидкие и/или газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.29]

3.55 пластовые воды: Минерализованные воды, содержащиеся в продуктивных пластах месторождений нефти и извлекаемые попутно с нефтью.

3.56 пластовые сточные воды: Сточные воды, которые образуются в процессе эксплуатации технологических сооружений по обезвоживанию нефтегазоводяной смеси при разработке месторождений нефти и содержащие нефть, растворенный газ, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

3.57

природный газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.32]

3.58

природный объект: Естественная экологическая система, природный ландшафт и составляющие их элементы, сохранившие свои природные свойства.

[[3], глава 1, статья 1]

3.59

природная среда (далее также - природа): Совокупность компонентов природной среды, природных и природно-антропогенных объектов.

[[3], глава 1, статья 1]

3.60

природно-антропогенный объект: Природный объект, измененный в результате хозяйственной и иной деятельности, и/или объект, созданный человеком, обладающий свойствами природного объекта и имеющий рекреационное и защитное значение.

[[3], глава 1, статья 1]

3.61

природные ресурсы: Компоненты природной среды, природные объекты и природно-антропогенные объекты, которые используются или могут быть использованы при осуществлении хозяйственной и иной деятельности в качестве источников энергии, продуктов производства и предметов потребления и имеют потребительскую ценность.

[[3], глава 1, статья 1]

3.62 приустьевой шахтный колодец: Сооружение для размещения колонных головок и противовыбросного оборудования.

3.63 производственные сточные воды: Сточные воды, которые образуются в процессе эксплуатации технологической инфраструктуры.

3.64

промысел: Горный отвод, предоставленный пользователю недр для разработки месторождений нефти, газа, газового конденсата и теплоэнергетических вод, а также для эксплуатации подземных хранилищ газа и продуктов переработки углеводородов, подконтрольный органам Ростехнадзора.

[ГОСТ Р 55990-2014, статья 3.40]

3.65

промысловый трубопровод: Трубопровод для транспортирования газообразных и жидких продуктов, прокладываемый между площадками отдельных промысловых сооружений (включая площадки, расположенные на разных промыслах), а также к объектам магистрального транспортирования нефти и газа.

[ГОСТ Р 55990-2014, статья 3.57]

3.66

промышленная безопасность опасных производственных объектов: Состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

[[6], статья 1]

3.67 резервуарный парк: Группа (группы) взаимосвязанных резервуаров и связанного с ними технологического оборудования, предназначенных для приема, хранения и опорожнения нефтегазоводяной смеси, добытой нефти и пластовой воды.

3.68

реконструкция линейных объектов: Изменение параметров линейных объектов или их участков (частей), которое влечет за собой изменение класса, категории и/или первоначально установленных показателей функционирования таких объектов (мощности, грузоподъемности и др.) или при котором требуется изменение границ полос отвода и/или охранных зон таких объектов.

[[5], статья 1]

3.69

реконструкция объектов капитального строительства: Изменение параметров объекта капитального строительства, его частей (высоты, количества этажей, площади, объема), в том числе надстройка, перестройка, расширение объекта капитального строительства, а также замена и и/или восстановление несущих строительных конструкций объекта капитального строительства, за исключением замены отдельных элементов таких конструкций на аналогичные или иные улучшающие показатели таких конструкций элементы и/или восстановления указанных элементов.

[[5], статья 1]

3.70 сепарационная установка: Сооружение, предназначенное для отделения попутного нефтяного газа от нефти.

3.71

сеть инженерно-технического обеспечения: Совокупность трубопроводов, коммуникаций и других сооружений, предназначенных для инженерно-технического обеспечения зданий и сооружений.

[[1], статья 2]

3.72

система водоснабжения: Комплекс сооружений, самотечных и напорных сетей, служащий для забора воды из источников водоснабжения, ее очистки до нормативных показателей и подачи потребителю.

[СП 31.13330.2012, приложение А*]

3.73 система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси: Совокупность объединенных средств измерений, системы и обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и параметров нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто в составе нефтегазоводяной смеси.

3.74 система измерений количества и показателей качества нефти: Совокупность объединенных средств измерений, системы сбора и обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

3.75

система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

- измерений объема попутного нефтяного газа;

- измерений параметров попутного нефтяного газа;

- вычисления объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

[ГОСТ Р 8.615-2005, статья 3.12]

3.76

система инженерно-технического обеспечения: Одна из систем здания или сооружения, предназначенная для выполнения функций водоснабжения, канализации, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, газоснабжения, электроснабжения, связи, информатизации, диспетчеризации, мусороудаления, вертикального транспорта (лифты, эскалаторы) или функций обеспечения безопасности.

[[1], статья 2]

3.77

система канализации: Совокупность взаимосвязанных сооружений, предназначенных для сбора, транспортирования, очистки сточных вод различного происхождения и сброса очищенных сточных вод в водоем-водоприемник или в подачу на сооружения оборотного водоснабжения. Включает в себя канализационные сети (в том числе снегоплавильные пункты и сливные станции), насосные станции, регулирующие и аварийно-регулирующие резервуары и очистные сооружения. Подразделяется на общесплавную, полураздельную и раздельную.

[СП 32.13330.2012, приложение А]

3.78

система теплоснабжения: Совокупность взаимосвязанных источников тепловой энергии, тепловых сетей и систем теплопотребления.

[ГОСТ Р 8.591-2002, статья 3.1]

3.79

скважина (буровая): Цилиндрическая выработка, пройденная буровым инструментом в горных породах земной коры для изучения ее геологического строения или добычи полезных ископаемых.

[ГОСТ Р 54362-2011, статья 2]

3.80 скважина добывающая: Скважина, оснащенная технологическим оборудованием для подъема извлекаемых из недр нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов.

3.81 скважина нагнетательная: Скважина, предназначенная для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания (закачки) в них воды, газа, пара и других рабочих агентов.

3.82

сложные природные условия: Наличие специфических по составу и состоянию грунтов и/или риска возникновения (развития) опасных природных процессов и явлений и/или техногенных воздействий на территории, на которой будут осуществляться строительство, реконструкция и эксплуатация здания или сооружения.

[[1], статья 2]

3.83

сооружение: Результат строительства, представляющий собой объемную, плоскостную или линейную строительную систему, имеющую наземную, надземную и/или подземную части, состоящую из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих строительных конструкций и предназначенную для выполнения производственных процессов различного вида, хранения продукции, временного пребывания людей, перемещения людей и грузов.

[[1], статья 2]

3.84 сооружения связи: Оборудование и сети связи, предназначенные для обеспечения производственной деятельности на объекте капитального строительства, управления технологическими процессами производства (систему внутренней связи, часофикацию, радиофикацию, включая локальные системы оповещения в районах размещения потенциально опасных объектов, а также системы телевизионного мониторинга технологических процессов охранного теленаблюдения).

3.85

сточные воды: Дождевые, талые, инфильтрационные, поливомоечные, дренажные воды, сточные воды централизованной системы водоотведения и другие воды, отведение (сброс) которых в водные объекты осуществляется после их использования или сток которых осуществляется с водосборной площади.

[[9], статья 1]

3.86

строительная конструкция: Часть здания или сооружения, выполняющая определенные несущие, ограждающие и/или эстетические функции.

[[1], статья 2]

3.87 тепловые методы извлечения высоковязкой нефти: Извлечение высоковязкой нефти за счет тепловых методов, заключающихся в применении внутрипластового горения, циклического нагнетания пара.

3.88

техногенные воздействия: Опасные воздействия, являющиеся следствием аварий в зданиях, сооружениях или на транспорте, пожаров, взрывов или высвобождения различных видов энергии, а также воздействия, являющиеся следствием строительной деятельности на прилегающей территории.

[[1], статья 2]

3.89

техническое перевооружение опасного производственного объекта: Приводящие к изменению технологического процесса на опасном производственном объекте внедрение новой технологии, автоматизация опасного производственного объекта или его отдельных частей, модернизация или замена применяемых на опасном производственном объекте технических устройств.

[[6], статья 1]

3.90

технологическая установка: Производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, размещенных на отдельной площадке, предназначенный для проведения технологического процесса.

[СП 231.1311500.2015, статья 3.12]

3.91 технологический трубопровод: Трубопровод в пределах технологической площадки промышленного предприятия, по которому перекачиваются сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, находящегося на балансе предприятия.

3.92 технологическое проектирование: Разработка комплекта документации технологических процессов и объектов обустройства (технологической инфраструктуры) при капитальном строительстве.

3.93

требования в области охраны окружающей среды; природоохранные требования: Предъявляемые к хозяйственной и иной деятельности обязательные условия, ограничения или их совокупность, установленные законами, иными нормативными правовыми актами, природоохранными нормативами и иными нормативными документами в области охраны окружающей среды.

[[3], глава 1, статья 1]

3.94 узел запорной арматуры: Сооружение, предназначенное для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

3.95 установка дозированной подачи химреагента: Сооружение, предназначенное для объемного напорного дозированного ввода жидких химреагентов для эмульгации нефти, предотвращения коррозии, солеотложения, парафиноотложения, гидратообразования.

3.96 установка предварительного сброса пластовой воды: Сооружение, предназначенное для осуществления процесса предварительного обезвоживания нефти, включающего в себя сброс пластовой воды до остаточной обводненности нефти 5-10% (массовой), сепарацию газа, а также подготовку сбрасываемой пластовой воды до требуемых показателей качества.

3.97 установка подготовки нефти: Сооружение, обеспечивающее глубокое обезвоживание, обессоливание, дегазацию и стабилизацию нефти и получение нефти, первой по своему качеству отвечающей требованиям технического регламента, положениям документа по стандартизации либо договорным отношениям.

3.98 установка подготовки попутного нефтяного газа: Сооружение, обеспечивающее осуществление технологического процесса осушки газа, снижения в попутном нефтяном газе твердых частиц, тяжелых углеводородов, аэрозолей, капельной влаги, серосодержащих примесей с целью его дальнейшего использования.

3.99 установка улавливания легких фракций углеводородов: Сооружение, предназначенное для сбора и компримирования паров легких фракций углеводородов из газовых пространств резервуаров.

3.100

факельная установка: Техническое устройство, предназначенное для сжигания постоянных, периодических и аварийных сбросов горючих газов и паров.

[ГОСТ Р 55990-2014, статья 3.62]

3.101 центральный пункт сбора: Комплекс технологических сооружений и зданий инфраструктуры, обеспечивающий последовательное проведение непрерывных, взаимозависимых технологических процессов по приему, подготовке, учету, хранению и транспортировке нефти, газа и пластовой воды.

3.102 шурф: Вертикальная горная выработка круглого сечения, небольшой глубины, предназначенная для размещения в ней оборудования для закачки воды с целью ППД (вспомогательное горнотехническое сооружение, обсаженное одной или несколькими колоннами труб), проведения геологоразведочной съемки, разведки полезных ископаемых и других целей.

3.103

экологическая безопасность: Состояние защищенности природной среды и жизненно важных интересов человека от возможного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности, чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, их последствий.

[[3], глава 1, статья 1]

3.104

энергетическая эффективность: Характеристики, отражающие отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к затратам энергетических ресурсов, произведенным в целях получения такого эффекта, применительно к продукции, технологическому процессу, юридическому лицу, индивидуальному предпринимателю.

[[10], статья 2]

3.105

энергосбережение: Реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг).

[[10], статья 2]

4 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АБЗ - административное бытовое здание;

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АСПО - асфальто-смолистые парафиновые отложения;

АСТУЭ - автоматизированная система технического учета электроэнергии;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

АТС - автоматическая телефонная станция;

БНГ - блок напорной гребенки;

БКНС - блочная кустовая насосная станция;

БКУ - блочно-комплектное устройство;

БПО - база производственного обслуживания;

БПК - биохимическое потребление кислорода;

ВЖК - вахтовый жилой комплекс;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВОК - волоконно-оптический кабель;

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи;

ВРП - водораспределительный пункт;

ВЭР - вторичные энергетические ресурсы;

ГЖ - горючая жидкость;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРС - газораспределительная станция;

ДВК - довзрывная концентрация;

ДМНС - дожимная мультифазная насосная станция;

ДСНС - дожимная сепарационная насосная станция;

ДНС - дожимная насосная станция;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

ИЛ - измерительная линия;

ИТП - индивидуальный тепловой пункт;

ИУ - измерительная установка;

КВД - кривая восстановления давления;

КВУ - кривая восстановления уровня;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КНС - кустовая насосная станция;

КПД - коэффициент полезного действия;

КПП - контрольно-пропускной пункт;

КС - компрессорная станция;

КСУ - концевая сепарационная установка;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость;

ЛКМ - лакокрасочные материалы;

ЛМК - легкие металлические конструкции;

ЛЭП - линия электропередачи;

ММГ - многолетне-мерзлый грунт;

МЭА - моноэтаноламин;

НГВС - нефтегазоводяная смесь;

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени (воспламенения);

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;

НТК - низкотемпературная конденсация;

НТС - низкотемпературная сепарация;

ОПО - опасный производственный объект;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПВО - противовыбросовое оборудование;

ПД - проектная документация;

ПДК - предельно-допустимая концентрация;

ПЛК - программируемый логический контроллер;

ПНГ - попутный нефтяной газ;

ПП - путевой подогреватель;

ППД - поддержание пластового давления;

ППР - планово-предупредительный ремонт;

ПСП - приемо-сдаточный пункт;

ПТБ - печь трубчатая блочная;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

РУ - распределительное устройство;

СИ - средства измерений;

СИКГ - система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа;

СИКНС - система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СКС - структурированные кабельные сети;

СОД - средства очистки и диагностики;

СОИ - система обработки информации;

СП - свод правил;

СПО - спуско-подъемная операция;

СУ - сепарационная установка;

ТО - техническое обслуживание;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТТ - технические требования;

ТУ - технические условия;

УПГ - установка подготовки попутного нефтяного газа;

УУЛФ - установка улавливания легких фракций углеводородов;

УПАТС - учрежденческо-производственная автоматическая станция;

УПН - установка подготовки нефти;

УПСВ - установка предварительного сброса пластовой воды;

ФЗ - федеральный закон;

ЦНС - центробежный горизонтальный секционный насос;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ЧРП - частотно регулируемый привод;

ШБД - широкополосный беспроводной доступ;

ШВН - штанговый винтовой насос;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ШНС - шурфная насосная станция;

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

ЭВН - электровинтовой насос;

ЭСН - электростанция собственных нужд;

ЭХЗ - электрохимическая защита;

ЭЦН - электроцентробежный насос.

5 Общие положения

5.1 Проектирование объектов обустройства месторождений нефти выполняют на основании утвержденных в установленном порядке технических проектов на разработку месторождений углеводородного сырья и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр в соответствии с [11].

Фракционный и компонентный состав нефти и газа, физико-химические и реологические свойства нефти и нефтеводяной эмульсии, совместимость добываемой нефти, газа и воды различных пластов, закачиваемой воды с пластовыми водами и породой пласта, основные технологические параметры подготовки нефти, газа и воды, условия образования гидратов, отложения солей парафинов и асфальтосмолистых веществ, подбор эффективных реагентов и другие необходимые для проектирования промысловые и лабораторные исследования принимаются по данным научно-исследовательских работ.

5.2 В проектах обустройства месторождений нефти предусматривают:

- использование наилучших доступных технологий и оборудования, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных и топливно-энергетических ресурсов;

- использование специализированного программного обеспечения при разработке технологического процесса сбора нефтегазоводяной смеси, заводнения пласта, подготовки нефти, газа и пластовой воды для получения заданных проектной документацией параметров и транспортирования добытых нефти и газа до сооружений внешнего транспорта;

- применение методов кустового бурения скважин при обустройстве месторождений с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, измерения дебита скважин, объемов закачиваемой воды и т.п.;

- применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и систем измерений количества и параметров нефти, ПНГ и пластовой воды;

- применение бескомпрессорного транспортирования ПНГ после первой ступени сепарации до потребителей (ГПЗ, головных КС, ЭСН);

- применение систем подготовки ПНГ после первой и второй ступени сепарации при его подаче в газопотребляющее оборудование и/или системы транспорта до потребителей;

- предварительное обезвоживание нефти на ДНС (при необходимости), определяя процент обезвоживания и схему УПСВ в зависимости от свойств добываемой нефти;

- окончательное обезвоживание и обессоливание на УПН предварительно обезвоженной нефти на УПСВ, осуществленное в газонасыщенном состоянии с последующей сепарацией на концевых ступенях при температуре, обеспечивающей окончательную подготовку нефти, отвечающей по своему качеству требованиям технического регламента, положениям документа по стандартизации либо договорным отношениям;

- удаление сероводорода и меркаптанов методами отдувки, отпарки, стабилизации, нейтрализации и поглощения с использованием реагентов и другими методами;

- осуществление мониторинга компонентов природной среды, а также (в случае необходимости) мониторинга состояния основания, строительных конструкций и систем инженерно-технического обеспечения в процессе строительства и/или эксплуатации зданий, сооружений (геотехнического мониторинга);

- максимальное применение коридорной прокладки (трубопроводов, ЛЭП, линий связи, телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов ЭХЗ трубопроводов, электроснабжения и т.д., а в обоснованных случаях - по отдельным коридорам;

- АСУ ТП в соответствии [12];

- применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий ЛМК для объектов производственного и производственно-вспомогательного назначения. Применение блочного оборудования необходимо выполнять с учетом [13] (применяется справочно);

- транспортирование нефтегазоводяной смеси от ДНС или УПСВ до УПН (ЦПС);

- транспортирование добытой нефти от УПН (ЦПС) до ПСП;

- выбор технологии и оборудования на основании технико-экономического расчета.

5.3 Комплексы сбора и подготовки нефти, газа и воды, транспортирования добытых нефти и газа должны обеспечивать оптимальную централизацию объектов на площадке ЦПС, расположенной на территории или в районе наиболее крупного месторождения.

5.4 Целесообразность размещения сооружений по подготовке нефтегазоводяной смеси на ЦПС (УПН) или отдельных сооружений на месторождении (ДНС, УПСВ) определяют технико-экономическими расчетами.

5.5 Величина уровня использования ПНГ должна соответствовать лицензионным соглашениям, техническим проектам на разработку месторождений и требованиям [14].

5.6 Использование газообразного топлива на собственные нужды (включая энергетические) обеспечивается с применением систем подготовки газа и современных горелочных устройств, обеспечивающих максимально эффективное использование и минимальные вредные выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду.

5.7 При проектировании объектов обустройства месторождений нефти с парафинистой и высокопарафинистой нефтью предусматривают мероприятия по предотвращению кристаллизации и отложения парафинов, а также мероприятия по обеспечению очистки и удаления парафинистых отложений.

5.8 При проектировании объектов обустройства месторождений нефти с содержанием сероводорода исполнение оборудования и трубопроводов должно быть стойким к сульфидно-коррозионному растрескиванию и соответствовать [12] (таблица 1 приложения 2).

Для защиты от внутренней коррозии применяют следующие способы защиты:

- исключение смешения сероводородсодержащих потоков с продукцией, не содержащей сероводорода;

- предотвращение попадания в добываемую нефть, газ, пластовую воду и сточные воды кислорода из атмосферы;

- химическую нейтрализацию агрессивной среды;

- применение ингибиторов коррозии с указанием точек ввода ингибиторов;

- защиту оборудования и трубопроводов антикоррозионными покрытиями;

- применение коррозионно-стойких материалов;

- применение термообработанных аппаратов, труб и элементов трубопроводов;

- термообработку сварных швов;

- применение неметаллических труб и фасонных изделий.

Контроль развития коррозионных процессов трубопроводов и оборудования обеспечивается средствами коррозионного мониторинга.

5.9 Разработку проектных решений выполняют на максимальной унификации и типизации применяемых технических и проектных решений, оборудования, материалов и технологий. Унификация технических решений, оборудования и материалов не должна приводить к избыточности и, как следствие, увеличению металлоемкости и стоимости строительства. Проектирование осуществляют с учетом возможного расширения объекта и перспективного развития.

5.10 Разработка технологического процесса сбора нефтегазоводяной смеси, подготовки нефти, газа и пластовой воды предусматривает:

- технологическую схему и описание технологического процесса;

- материальный и тепловой балансы всего технологического процесса;

- расчет технологических потерь нефти, газового конденсата и ПНГ газа при добыче по каждому месту образования и технологическому объекту;

- гидравлические расчеты технологических систем;

- категории и классы трубопроводов, расчетные давления и давления испытаний;

- материальное исполнение оборудования и трубопроводов;

- прочностной расчет трубопроводов;

- расходные показатели потребления энергоресурсов (расход электроэнергии, потребность в холодной воде и воде для технологического процесса, топливном газе, водяном паре или горячей воде);

- расходные показатели масел, теплоносителя, реагентов;

- опросные листы на оборудование и запорно-регулирующую арматуру и технические требования на изготовление блочно-комплектных устройств и отдельных установок;

- обеспечение требований пожарной безопасности к технологическому оборудованию;

- обеспечение требований пожарной безопасности к системам контроля и управления;

- обеспечение промышленной безопасности в соответствии с [12] (разделы IV, XXVII, XXXVI).

5.11 Технологическая схема процесса включает:

- условные обозначения потоков, имеющих соответствующую нумерацию по виду продукта и единых технологических параметров;

- таблицы расчетных параметров и выбора технологического оборудования с информацией о необходимости изоляции и обогрева оборудования.

На технологической схеме показывают основное и вспомогательное оборудование, необходимые потоки, трубопроводы и запорно-регулирующую арматуру для обеспечения пуска и остановки процесса, приводят таблицу технологических параметров, включающую параметры расхода, плотности и температуры потока, технологического и расчетного давления, и технические характеристики принятого оборудования, запорно-регулирующей арматуры.

При маркировке оборудования, приборов КИПиА рекомендуется использовать номера позиций на технологической схеме.

5.12 Проектирование технологического процесса обеспечивает необходимый уровень автоматизации объектов, обеспечивающий их безопасную эксплуатацию, исключающий необходимость постоянного пребывания дежурного персонала в опасных зонах объекта и обеспечивающий необходимый объем информации о протекании технологического процесса со сбором данной информации в соответствующих пунктах управления.

Для контроля технологических процессов предусматривают соответствующие пробоотборные устройства и поточные средства измерений физико-химических показателей (параметров) измеряемой среды.

5.13 Технологическое оборудование с вращающимися элементами (насосы, компрессоры, АВО), а также теплообменное оборудование должно иметь не менее одной резервной единицы при количестве рабочих единиц оборудования до пяти включительно и две резервные единицы при количестве рабочих единиц оборудования более пяти. Для насосно-компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривают. Для компрессоров воздуха предусматривают резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС.

Допускается не предусматривать резервные компрессоры и АВО при технико-экономическом обосновании в ПД.

Допускается не предусматривать резервные насосы КНС при наличии резервных перемычек через блок напорной гребенки и ВРП с действующими насосными станциями, а также холодное хранение резервных насосов на складе (наличие складского резерва для оперативной замены в течение одних суток и т.п.).

Резерв емкостного оборудования (в том числе сепараторов, отстойников) определяют в ПД.

Технологическая схема и количество емкостного оборудования предусматривают возможность поочередного вывода из эксплуатации емкостного оборудования для проведения регламентных работ с сохранением работоспособности установки.

5.14 Конструкция технологического оборудования и условия ведения связанных с ним технологических процессов, разделение технологической схемы на отдельные технологические блоки, аппаратурное оформление, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны соответствовать требованиям пожарной безопасности. Для проектируемых и реконструируемых объектов выполняют оценку уровня теплового, ударного, токсического, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании оценки в ПД определяют уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.

5.15 Технологическое оборудование и сооружения должны быть устойчивы к климатическим условиям района эксплуатации и к возможному сейсмическому воздействию. Исполнение оборудования в зависимости от климатических условий - в соответствии с ГОСТ 15150.

5.16 Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатывают планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с [15] и [12] (глава II и приложение 1).

5.17 На основании технологического процесса разрабатывают компоновочные планы технологических сооружений с размещением технологического оборудования, укрытий (зданий), соединительных трубопроводов.

Компоновочные решения обеспечивают минимальные капитальные затраты на их строительство и эксплуатацию.

Компоновочные решения технологического комплекса сбора, подготовки нефти, газа и воды обеспечивают:

- свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборам контроля и автоматизации;

- соблюдение технологического режима при работе сооружений;

- последовательное ведение технологического процесса с минимальным количеством встречных потоков;

- ведение ремонтных работ с помощью средств механизации;

- оптимизацию размеров технологического оборудования;

- размещение технологического оборудования в соответствии с требованиями эксплуатации на наружных площадках или в производственных зданиях (укрытиях), а также грузоподъемного оборудования при необходимости.

5.18 Трубная обвязка параллельно работающего технологического оборудования в количестве двух и более (сосудов, насосов, компрессоров, теплообменного оборудования) должна обеспечивать равномерное поступление продукта.

5.19 Проектирование байпаса технологической установки обосновывают в ПД.

5.20 Для аппаратов и оборудования, размещаемых на открытых площадках, предусматривают:

- теплоизоляцию с обогревом или без обогрева аппаратов, исключающую замерзание воды и жидкостей при их эксплуатации и прекращении работы;

- возможность дренирования застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении работы;

- средства и/или способы защиты от атмосферной коррозии;

- конструктивные решения для предотвращения распространения разлива технологической жидкости в случае нарушения герметичности оборудования;

- местные укрытия с обогревом или без обогрева, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации средств измерений, КИПиА средств автоматизации, регулирующей арматуры, а также безаварийную работу приборов контроля (исключение попадания воды/замерзания элементов приборов контроля), либо конструктивное исполнение позволяет эксплуатацию без укрытия;

- заземление, молниезащита (при необходимости).

Оборудование, устанавливаемое на ОПО, при вводе в эксплуатацию должно иметь сертификат/декларацию в соответствии с [16].

5.21 Монтажно-технологические решения по согласованию с разработчиками систем АСУ ТП предусматривают наличие необходимых устройств на трубопроводах и оборудовании для установки приборов КИПиА.

5.22 Размещение технологического оборудования соответствует последовательности движения основных продуктов согласно технологическому процессу, обеспечивает необходимые проходы для обслуживающего персонала, возможность свободного и безопасного доступа в точки обслуживания и осмотра.

5.23 Генеральный план выполняют на основании схемы размещения технологических сооружений с учетом габаритов оборудования и трубной обвязки. На схеме выделяют коридоры трубопроводных эстакад, места для подъезда техники обслуживания.

5.24 При размещении оборудования на многоярусных этажерках, производственные и вспомогательные помещения допускается располагать только на верхних ярусах или вне этажерок.

5.25 Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков с технологических площадок осуществляют в емкость для приема стоков, откуда атмосферные осадки откачивают в канализацию, а ЛВЖ, ГЖ - в емкости технологических систем.

5.26 Категории проектируемых зданий, помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, а также класс взрывоопасных и пожароопасных зон устанавливаются на стадии ПД в соответствии с [8].

Идентификация проектируемых зданий и сооружений по уровню ответственности принимается в соответствии с [1].

5.27 Проектирование объектов обустройства, противопожарных систем пожаротушения и систем пожарной сигнализации, расположенных на территории месторождения нефти, выполняют в соответствии с требованиями [8].

5.28 Расстояния между аппаратами, колоннами, теплообменниками, разделительными емкостями, отстойниками и другим оборудованием, расположенным внутри одной технологической установки, принимают, исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания.

При этом предусматривают:

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

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

- 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:

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

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

- проходы у оконных проемов шириной не менее 1 м;

- 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;

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

5.29 Условия устройства проходов и размещения оборудования:

- центральные или основные проходы должны быть, как правило, прямолинейными;

- минимальные расстояния для проходов устанавливают между наиболее выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, изоляции, ограждения и других дополнительных устройств.

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

Необходимость применения ЧРП определяют в ПД.

5.31 Во взрывоопасных зонах производственных помещений технологических сооружений и на наружных площадках обеспечивают контроль ПДК вредных веществ и ДВК горючих паров и газов в соответствии с действующими нормативными документами.

Газоанализаторы ПДК вредных веществ устанавливают в производственных помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала и в рабочей зоне на открытых площадках при наличии в производственном цикле вредных веществ (газов и паров) 1-го и 2-го классов опасности и веществ с остронаправленным механизмом действия.

Газоанализаторы ДВК горючих газов и паров устанавливают в производственных помещениях, включая помещения БКУ и укрытия, а также на наружных площадках технологических установок подготовки нефти и газа во взрывоопасных зонах ([8], статья 19).

Выбор и размещение газоанализаторов и сигнализаторов - в соответствии ГОСТ IEC 60079-29-2.

Предусматривают подачу предупреждающего светового и звукового сигнала при концентрации горючих газов 20% и аварийного - при достижении 50% от НКПР (с отключением оборудования). Данные параметры изменяют по дополнительному требованию заказчика.

5.32 Для объектов, зданий и сооружений, в которых устанавливается оборудование, производящее шум и вибрацию при работе, предусматривают условия ограничения уровня шума и вибрации. Ограничение уровня шума на рабочих местах устанавливается в соответствии с [17]. При необходимости разрабатывают шумопоглощающие мероприятия в соответствии с СП 51.13330.2011, СП 254.1325800.2016.

Ограничение неблагоприятного действия вибрации на организм работающих соответствует [18] и ГОСТ 12.1.012. Способ контроля вибрации оборудования (постоянный контроль стационарными датчиками, периодический контроль переносными приборами) определяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя данного оборудования.

5.33 Технологическое оборудование, требующее охлаждения, рекомендуется оснащать по возможности воздушными системами охлаждения.

5.34 Проектирования циркуляционных систем охлаждения предусматривают без разрыва струи с применением АВО.

5.35 Технологические трубопроводы и оборудование, в которых в связи с тепловыми потерями существует риск остывания, конденсации, образования гидратных пробок, отложения парафина, смол и т.д. и, как следствие, нарушение технологического процесса, подлежат обогреву и тепловой изоляции или только тепловой изоляции, достаточность которой обосновывается в ПД.

5.36 Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений проектируют в соответствии с СП 61.13330.2012, а также инструкциями поставщиков теплоизоляционных материалов.

Для обеспечения доступа к корпусам арматуры, приборов, предохранительных клапанов и фланцев предусматривают легкосъемные конструкции изоляции.

5.37 В качестве обогревающих элементов рекомендуется использование теплоспутников, саморегулирующих греющих кабелей или кабелей постоянной тепловой мощности с датчиком автоматического включения/отключения по заданной температуре потока в конце трубопровода. Применение саморегулирующих греющих кабелей обеспечивает поддержание заданной проектной температуры. При применении теплоспутникового обогрева реализуется контроль за температурой обратного трубопровода.

Схема обогрева и рабочий агент теплоспутников определяются в ПД.

5.38 В качестве теплоизолирующих материалов рекомендуется рассматривать возможность применения прогрессивных высокоэффективных теплоизолирующих материалов, позволяющих снизить теплопотери и затраты на обогрев.

5.39 Пропарку технологического оборудования осуществляют от передвижных паровых установок. При наличии парового хозяйства рекомендуется использовать централизованную систему пароснабжения.

5.40 Фланцевые соединения технологического оборудования, требующие перекрытия потока транспортируемой среды для периодического технического освидетельствования, проведения ППР, ТО и других работ, оснащаются межфланцевыми кольцами и заглушками с хвостовиками (обтюраторами) или поворотными заглушками. Номер, марка стали, условный диаметр и давление выбивают на хвостовике заглушек. В случае превышения массы заглушки 30 кг рекомендуется предусматривать отдельные конструкции кольца и заглушки. При этом рекомендуется предусматривать устройства для вывешивания съемных элементов в непосредственной близости от фланцевого соединения. На заглушках, устанавливаемых на фланцевом соединении типа "шип - паз" без хвостовика, номер и давление выбивают на их боковой поверхности.

5.41 Разработку технологического регламента на безопасную эксплуатацию ОПО выполняют в соответствии с [12] (раздел LVI).

5.42 Механизация труда на объектах и сооружениях обустройства месторождения нефти предусматривает:

- максимальное применение передвижных подъемно-транспортных средств;

- исключение использования тяжелого физического труда для демонтажа и монтажа арматуры, трубных узлов и элементов оборудования;

- механизацию демонтажных работ;

- компоновочные решения, позволяющие выполнять ремонтные работы передвижными подъемно-транспортными средствами;

- ремонтные площадки для возможности въезда и работы автотранспорта для демонтажа оборудования, размещаемого на открытых площадках и площадках под навесом.

В местах отсутствия подъездных дорог и невозможности использования передвижных кранов применяют ручные передвижные монорельсовые устройства и подвесные кран-балки.

В необходимых случаях требуется установка кранов-укосин, а также специальных грузоподъемных и транспортных средств, рекомендуемых поставщиком оборудования.

Для извлечения из здания технологического оборудования с вращающимися элементами рекомендуется использовать инвентарные приспособления (домкраты, выкатные устройства).

Запорную арматуру (задвижки, клапаны) извлекают из здания также с помощью инвентарных приспособлений (переносные краны-укосины, выкатные устройства).

6 Объекты обустройства месторождений нефти

6.1 Извлечение (подъем) на поверхность нефтегазоводяной смеси

6.1.1 Подтверждение промышленной нефтегазоносности и ценности залежи, уточнение геологической модели залежи в процессе разработки и эксплуатации залежи зависят от пробуренных нефтяных скважин, предусмотренных техническим проектом на разработку месторождения.

ПД на строительство скважин выполняется в соответствии с техническим проектом на разработку месторождения углеводородного сырья и [12].

Бурение скважин по утвержденной застройщиком (техническим заказчиком) ПД независимо от назначения скважины включает в себя следующие основные этапы:

- геологическое обоснование места заложения скважины, проектное положение устьев скважин выбирают при проведении работ по кустованию месторождений с учетом технико-технологических условий строительства скважин и уточняют на местности путем проведения изыскательских работ, переданных застройщику (техническому заказчику) в установленном порядке в виде отдельного приложения к техническому проекту на разработку месторождения;

- подготовительные работы к строительству скважин;

- бурение и крепление скважины с использованием буровых установок по ГОСТ 16293, с применением специального бурового оборудования по ГОСТ 31844;

- испытание скважин на продуктивность по ГОСТ Р 55288;

- промыслово-геофизические работы по ГОСТ 32358;

- оборудование устья скважины по ГОСТ 13862, ГОСТ 13846, ГОСТ Р 51365, ГОСТ 28996.

Способ подъема на поверхность НГВС в скважинах, основное применяемое устьевое наземное и внутрискважинное подземное оборудование и другие данные по технике и технологии добычи, необходимые для проектирования системы сбора, принимают по данным технического проекта на разработку месторождения и в соответствии с заданием на проектирование.

6.1.2 Конструкцию скважины характеризуют параметры, определяющие изменение диаметра ствола скважины с глубиной, а также диаметры, длины обсадных колонн и высоты подъема цемента за обсадными колоннами.

Конструкция проектируемой скважины обеспечивает доведение ее до проектной глубины, надежную изоляцию всех продуктивных, водоносных, проницаемых горизонтов, сохранение коллекторских свойств продуктивной части пласта, а также длительную безотказную работу скважины во время эксплуатации.

Конструирование скважины (дизайн) начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны в зависимости от максимально ожидаемого дебита скважины при добыче пластового флюида. Оптимальный диаметр эксплуатационной колонны рассчитывают, исходя из минимизации затрат на строительство скважин и экономии энергозатрат за счет эксплуатации ЭЦН. Также учитывают увеличение диаметра эксплуатационной колонны в случае возможного использования одновременно раздельной эксплуатации.

Диаметр промежуточной колонны определяют в соответствии с диаметром долота при бурении под эксплуатационную колонну.

Необходимую разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн устанавливают в рабочем проекте и выбирают, исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Для определения числа обсадных колонн и глубин их спуска предварительно строят совмещенный график давлений, с выделением зон с несовместимыми условиями бурения с учетом возможных осложнений и значений пластовых давлений (геолого-литологической характеристики месторождения или площади). Общее число обсадных колонн соответствует числу зон с несовместимыми условиями бурения.

Толщину стенок и группу прочности обсадных колонн определяют расчетным путем, исходя из максимальных избыточных наружных и внутренних давлений, действующих на обсадные колонны в процессе строительства и эксплуатации скважины, а также с учетом усилий растяжения от собственной массы обсадных колонн.

Обсадные трубы изготавливают по ГОСТ 632 и ГОСТ 31446, ГОСТ Р 53201.

Обсадные колонны рассчитывают на прочность.

Обсадные колонны, спускаемые в наклонно направленные скважины, проверяют расчетным путем на проходимость в интервалах участков набора зенитного угла и исправлений азимутов.

При строительстве скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород башмак кондуктора устанавливают ниже криолитозон не менее чем на 50 м. Кроме вышеуказанного требования для всех скважин башмаки кондуктора и промежуточных колонн устанавливают на глубинах, исключающих возможность гидроразрыва горных пород в районе башмаков и ниже в случаях газонефтеводопроявлений, при полном замещении бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Башмак эксплуатационной колонны устанавливают ниже подошвы коллектора проектного пласта на 5-50 м в зависимости от типа залежи и расположения водонефтяного контакта.

Направления и кондуктора цементируют до устья.

Интервалы цементирования последующих обсадных колонн определяют согласно [12].

Тампонажные материалы выбирают по ГОСТ 1581 с учетом горно-геологических условий строительства скважин.

6.1.3 Выбор буровой установки осуществляют, исходя из максимальной массы бурильной или обсадной колонны. Максимальная масса бурильной колонны в воздухе при бурении скважины под различные проектные обсадные колонны должна быть не более 60% от параметра буровой установки "Допустимая нагрузка на крюке", а максимальная масса обсадной колонны в воздухе - не более 90% от параметра "Допускаемая нагрузка на крюке".

Оснащение буровых установок системой верхнего привода проводят согласно [12].

6.1.4 Плотность бурового раствора проектируют таким образом, чтобы коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением составлял: для скважин глубиной до 1200 м - 1,10, для скважин глубиной более 1200 м - 1,05.

Реологические свойства и другие параметры бурового раствора подбирают с учетом горно-геологических условий строительства скважин. Увеличение плотности бурового раствора допускается при бурении интервалов, склонных к потере устойчивости стенок ствола скважины, при условии: репрессия от гидростатических и гидродинамических нагрузок не должна вызвать гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора.

6.1.5 Оборудование устья скважины при бурении

Обсадные колонны, за исключением направления, а иногда и кондуктора, на который не устанавливается противовыбросовое оборудование, обвязаны между собой колонными головками различных типоразмеров и конструкций.

Колонные головки обеспечивают надежное и герметичное соединение устья обсадных колонн с ранее спущенными колоннами и позволяют контролировать давления в межколонных пространствах в процессе строительства и дальнейшей эксплуатации скважин (изготавливаются по ГОСТ 30196 или техническим условиям заводов-изготовителей).

Фланец колонной головки на устье скважины должен находиться на высоте не менее 0,5 м от уровня поверхности площадки.

6.1.6 В процессе строительства скважин с целью предупреждения возможных газонефтеводопроявлений и проведения ряда технологических операций устья скважин оборудуют ПВО, которое монтируют на колонные головки.

Согласно ГОСТ 13862 существуют 10 схем обвязок ПВО (ОП1 - ОП10). Первые две схемы (ОП1, ОП2) применяют при освоении и капитальном ремонте скважин. Остальные восемь схем (ОП3 - ОП10) устанавливают на устья бурящихся скважин с учетом изученности геологического разреза месторождения, ожидаемых устьевых избыточных давлений в случае газонефтеводопроявлений при закрытом устье, наличия сероводорода (ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование) в пластовом флюиде и газового фактора продукции пласта.

В превенторах могут устанавливать плашки под размер бурильной колонны, глухие плашки и перерезывающие плашки. Кольцевой превентор обеспечивает герметизацию устья скважины как при отсутствии колонны труб в скважине, так и в любом положении бурильной колонны, находящейся в скважине.

Скважина считается законченной бурением после крепления ее эксплуатационной колонной (спуск, цементирование, ожидание затвердевания цемента, определение качества цементирования) и испытания ее на герметичность методом опрессовки и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В дальнейшем проводят работы по испытанию продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне (освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию).

Устанавливаемая на устье фонтанная арматура изготавливается в соответствии с ГОСТ 13846.

До установки на устье фонтанную арматуру опрессовывают на пробное давление, предусмотренное паспортом завода-изготовителя. После установки на устье ее повторно опрессовывают на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

6.1.7 Оборудование эксплуатационных нефтяных скважин для извлечения НГВС подразделяется на устьевое наземное и внутрискважинное подземное и зависит от способа эксплуатации (фонтанный, механизированный).

Основные требования к оборудованию приведены в [12].

6.1.8 К устьевому наземному оборудованию скважины относятся:

- устьевая арматура;

- оборудование для механизированной добычи штанговыми, центробежными, винтовыми и другими насосами.

Устьевую арматуру монтируют на колонную головку.

Устьевая арматура предназначена для герметизации устья скважин, направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию, контроля и регулирования режима эксплуатации скважины созданием противодавления на забое, а также для проведения различных технологических операций, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование, ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование и пластовую воду.

Устьевое оборудование должно соответствовать предъявляемым к нему требованиям, безопасно выдерживать внутреннее давление скважинной среды и не иметь утечек при установленном сроке эксплуатации оборудования.

Конструкция устьевой арматуры обеспечивает:

- эксплуатацию оборудования в климатической зоне в соответствии с ГОСТ 15150-69 (таблица 1);

- контроль и регулирование режима эксплуатации;

- возможность закачки и/или отбора скважинной среды, технологических жидкостей, растворов глушения и растворов для обеспечения процессов добычи углеводородного сырья в трубное, затрубное (межтрубное) пространство;

- спуск в скважину (подъем из скважины) через стволовой проход скважинных приспособлений, приборов.

Оборудование устья скважины - в соответствии с ГОСТ Р 51365.

Конструкция однофланцевой и двухфланцевой колонных головок, присоединяемых к верхнему концу обсадных труб или к однофланцевой колонной головке соответственно, обеспечивает подвеску и уплотнение подвешенных обсадных труб в трубодержателе и/или уплотнение следующих обсадных колонн. Устьевое оборудование многопроходной колонной головки (моноблока) с боковыми отводами обеспечивает подвеску и уплотнение двух и более обсадных колонн в одном корпусе.

Трубная головка фонтанной арматуры - деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания лифтовых труб и герметизации кольцевого пространства между колоннами лифтовых и обсадных труб.

Устьевая елка - часть устьевой арматуры, предназначенная для регулирования параметров потока скважинной среды в скважинном трубопроводе, а также распределения или смешивания потоков.

Елки фонтанной арматуры изготавливают по схемам тройниковой и крестовой трубной обвязки.

Основные параметры фонтанных арматур соответствуют параметрам, указанным в ГОСТ 13846.

При выборе материала фонтанной арматуры класс материала определяет потребитель, который принимает во внимание различные факторы окружающей среды и эксплуатационные переменные величины, а также факторы, представленные в ГОСТ Р 51365-2009 (таблица 9).

Конструкция устьевой елки определяется способом эксплуатации скважины и должна обеспечивать возможность замера буферного, линейного и затрубного давления, определение уровня жидкости в затрубном пространстве (при механическом способе эксплуатации), проведение технологических операций с погружным скважинным оборудованием, предусмотренных на этапе проектирования и выбора глубинно-насосного оборудования. Конструкция фонтанной елки должна обеспечивать проведение СПО механических скребков и нагревательных элементов для удаления АСПО с поверхности НКТ, а также СПО приборов для проведения комплекса промыслово-геофизических исследований при испытании, освоении и в процессе эксплуатации скважин (отбор образцов проб пластовых флюидов, определения профиля притока и приемистости, определения КВУ и КВД, отбивки забоя).

Конструкция манифольда для обвязки устья скважины и выкидного коллектора обеспечивает:

- направление продукции скважин в выкидные линии;

- включение регулируемого дроссельного устройства (штуцерную камеру) на буфере манифольда выкидной линии (при необходимости) для возможности регулирования на устье скважины объема добываемой жидкости;

- включение регулируемого дроссельного устройства (штуцерную камеру) на затрубном пространстве устья скважины (при необходимости) для плавного регулирования сброса в выкидной коллектор газа из затрубного пространства (применимо в ряде случаев при механическом способе эксплуатации скважин в условиях высокого газового фактора);

- подключение передвижных агрегатов для проведения технологических операций (при необходимости).

Устьевая арматура должна быть укомплектована запорной арматурой, включающей в себя:

- полнопроходные, двунаправленные, шиберные или дисковые задвижки, допускающие любую пространственную ориентацию при эксплуатации и предназначенные для управления скважиной;

- шаровые или пробковые краны, включая стволовые и на выкидных линиях, предназначенные для управления скважиной на рабочее давление не более 14,0 МПа.

Для контроля давления предусматривают установку манометров через средоразделитель (при необходимости) и запорный орган (кран шаровый или вентиль высокого давления).

Запорная арматура должна соответствовать общим эксплуатационным требованиям по показателям надежности.

Рабочее давление устьевого оборудования должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

При эксплуатации скважины с температурой выше 120°С применяют соответствующую арматуру, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Наземное оборудование для механизированной добычи нефти штанговыми, центробежными, винтовыми насосами включает станки-качалки, привод винтового насоса, станции управления, трансформаторы и др.

6.1.9 Внутрискважинное подземное оборудование

В зависимости от способа добычи нефти (фонтанный, механизированный) в скважину спускают соответствующее глубинно-насосное оборудование:

- НКТ;

- пакер;

- клапан-отсекатель;

- циркуляционный клапан;

- погружные насосы (ШГН, ЭЦН, ЭВН, ШВН и др.);

- штанги насоса;

- кабель электрический.

Колонна НКТ, спускаемых в скважину, предназначена для:

- подъема и вывода добываемого пластового флюида из скважины в фонтанную арматуру на поверхность;

- предохранения колонны обсадных труб от коррозионного и эрозионного износа при добыче нефти, содержащей воду и мехпримеси;

- регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины;

- предупреждения образования на забое столба воды или песчаной пробки;

- глушения скважины, промывки ее и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия;

- предохранения обсадной колонны от высокого давления, возникающего при обработке скважин.

Основным критерием при проектировании способа эксплуатации скважины является достижение заданных темпов отбора продукции, определенных в техническом проекте на разработку месторождения, с учетом физико-химических характеристик нефти и попутно добываемых газа и воды.

Автоматизация технологического процесса добычи нефти является одним из направлений повышения эффективности разработки месторождения.

При подборе глубинно-насосного оборудования учитывают и оценивают влияние осложняющих факторов для конкретной нефтяной добывающей скважины:

- коррозионную агрессивность пластовой жидкости;

- влияние мехпримесей/абразивных частиц;

- отложение солей;

- газосодержание в зоне подвески (для ЭЦН);

- температуру в зоне подвески (для ЭЦН);

- АСПО;

- образование высоковязких эмульсий;

- повышенную вязкость нефти;

- давление на приеме насоса (исходя из параметров притока пластового флюида, его физико-химических свойств и соотношения фаз);

- отклонение ствола скважины от вертикали, а также интенсивность набора кривизны в зоне работы насосной установки.

Для защиты погружного оборудования от влияния газа предусматривают газовые якори, газосепараторы, мультифазные модули. Предпочтение отдают оборудованию, позволяющему использовать энергию попутно добываемого нефтяного газа для подъема скважинной продукции.

Для парафинсодержащих нефтей предусматривают мероприятия по предотвращению, а также ликвидации АСПО в НКТ при помощи механических, тепловых или химических методов.

Предотвращение образования АСПО:

- применение НКТ с внутренним покрытием от АСПО;

- применение ингибиторов парафинообразования (закачка ингибиторов в пласт, дозирование по затрубному пространству, в том числе с помощью капиллярных систем, применение скважинных контейнеров-дозаторов и т.д.);

- применение установок электропрогрева греющим кабелем;

- применение насосных штанг со скребками.

Ликвидация АСПО:

- механическая очистка лифта НКТ скребкованием;

- промывка скважины горячей нефтью при помощи агрегатов депарафинизации скважин;

- обработка скважины растворителями (ШФЛУ, бензин газовый стабильный и т.д.).

Для защиты погружного оборудования от влияния механических примесей предусматривают:

- шламоуловители;

- высокогерметичные обратные клапаны;

- обработки призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами;

- крепление призабойной зоны пласта химическими составами на основе полимеров;

- защиту от воздействия проппанта после гидравлического разрыва пласта;

- износостойкое исполнение погружного оборудования;

- забойные фильтры.

Мероприятия по предотвращению солеотложений предусматривают ингибиторную защиту с использованием:

- задавки ингибитора солеотложений в пласт с целью использования призабойной зоны пласта как дозатора;

- скважинных контейнеров дозаторов;

- подачи ингибитора по затрубному пространству;

- магнитных активаторов;

- рабочих органов погружного оборудования из полимерных материалов, стойких к адгезии солей.

Выбор способа эксплуатации скважин зависит от таких факторов, как вязкость добываемой жидкости, содержание газа, мехпримесей, солей и коррозионно-активных элементов, глубины залегания эксплуатируемого пласта, искривления скважины, предполагаемого дебита и его изменения на перспективу, капитальных и эксплуатационных затрат.

При подборе (по результатам расчета) глубинно-насосного оборудования рекомендуется учитывать область его применения в зависимости от требований заводов-производителей к допустимому содержанию механических примесей, вязкости и значениям водородного показателя рН добываемой жидкости, процентному объемному содержанию свободного газа.

Основные параметры глубинно-насосного оборудования и требования к установкам, их составным частям или приводам следует брать из паспортов на насосное оборудование и из отраслевых стандартов.

6.2 Сбор нефтегазоводяной смеси

6.2.1 Общая часть

6.2.1.1 Объекты сбора нефтегазоводяной смеси (НГВС) обеспечивают:

- герметизированный сбор НГВС от скважин до СУ, ДНС, УПСВ, УПН, ЦПС;

- максимальное использование бескомпрессорного транспорта попутного нефтяного газа первой ступени сепарации до потребителя;

- измерение количества НГВС в соответствии с требованиями нормативных документов;

- отделение ПНГ от нефти на СУ, ДСНС;

- совместный транспорт НГВС по одному нефтегазосборному трубопроводу с помощью ДМНС до ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС;

- использование (по возможности) концевых участков нефтегазосборных трубопроводов при подходе к ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС для предварительной подготовки к разделению НГВС;

- подогрев НГВС скважин при невозможности ее сбора при естественных температурах;

- защиту от коррозии оборудования и трубопроводов системы сбора НГВС.

6.2.1.2 При обустройстве месторождений нефти рекомендуется унификация применяемых технологических схем сбора нефтегазоводяной смеси.

6.2.1.3 На емкостных аппаратах, работающих под давлением, ДНС, УПСВ, СУ, размещаемых непосредственно на месторождении, предусматривают систему предохранительных клапанов, состоящую из рабочих и резервных клапанов, с направлением сброса от них в факельную систему.

Сброс с предохранительного клапана ИУ при отсутствии возможности сжигания газа допускается направлять через нефтегазоотделитель:

- газ - в атмосферу (при обоснованности расчетом безопасности рассеивания);

- нефть - в дренажную емкость.

В качестве нефтегазоотделителя допускается использовать непосредственно дренажную емкость.

6.2.1.4 При проектировании промысловых трубопроводов системы сбора НГВС предусматривают сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и/или применения эффективных теплоизоляционных материалов в зависимости от способа прокладки трубопровода.

6.2.1.5 Для отработки нагнетательных скважин на нефть (предусмотренной техническим проектом на разработку месторождений нефти) проектируют их подключение к ИУ.

6.2.1.6 Систему сбора и транспорта НГВС рассчитывают из условий непрерывного, круглосуточного режима работы с продолжительностью 365 сут.

6.2.1.7 Технологическое оборудование с вращающимися элементами (насосы, компрессоры, АВО) должно иметь резерв в соответствии с требованиями 5.13.

6.2.1.8 На СУ, ДНС, УПСВ предусматривают герметичные, закрытые дренажные системы для полного слива жидкости из аппаратов и трубопроводов в соответствии с требованиями 6.3.1.29.

6.2.1.9 Скорости движения технологических потоков при определении диаметров технологических трубопроводов разного назначения рекомендуется принимать по данным таблицы 1.


Таблица 1 - Скорость движения технологических потоков компонентов нефтегазоводяной смеси и реагентов в трубопроводах

Наименование потоков

Скорость, м/с

Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты:

- на всасывании насоса;

Не более 1,0

- на нагнетании насоса;

Не более 3,0

- под давлением (между аппаратами);

Не более 1,0

- самотеком (между аппаратами)

0,2-0,5

Жидкость большой вязкости

0,5-0,8

Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора

Не более 10,0

Газ на всасывании центробежного компрессора

Не более 15,0

Газ на нагнетании центробежного компрессора

Не более 18,0

Углеводородный конденсат, отводимый самотеком

0,15-0,3

Углеводородный конденсат, отводимый самотеком (между аппаратами)

0,2-0,5

Сжатый воздух и инертные газы

Не более 30

Топливный газ к печам

Не более 30,0

Пар насыщенный водяной

Не более 30,0

Газ углеводородный в трубопроводах

5-20

Ингибиторы в трубопроводах

Не более 3,0

Масла смазочные

0,2-0,8

Сероводородсодержащий газ

Не более 10,0

Вода на всасывании насоса для Ду до 250 мм

0,6-1,0

Вода на всасывании насоса для Ду св. 250 до 800 мм

0,8-1,5

Вода на всасывании насоса для Ду св. 800 мм

1,2-2,0

Вода на нагнетании насоса для Ду до 250 мм

0,8-2,0

Вода на нагнетании насоса для Ду св. 250 до 800 мм

1,0-3,0

Вода на нагнетании насоса для Ду св. 800 мм

1,5-4,0

6.2.2 Устье одиночной добывающей скважины

6.2.2.1 При обустройстве устья одиночной добывающей скважины в зависимости от способа эксплуатации предусматривают:

- приустьевую площадку;

- площадку под инвентарные приемные мостки;

- площадку под передвижной ремонтный агрегат;

- фундамент под станок-качалку (для ШГН);

- станцию управления ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН и др.;

- наземное оборудование для эксплуатации скважин винтовыми и другими насосами;

- трансформаторные подстанции.

При необходимости на площадке устья скважины предусматривают:

- якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

- узел пуска очистных устройств промыслового трубопровода;

- узел контроля коррозии;

- лубрикаторную площадку;

- установку дозированной подачи химреагента в скважину или в промысловый трубопровод;

- дренажную емкость;

- емкость для сбора поверхностных (дождевых) стоков с приустьевого шахтного колодца;

- устьевой подогреватель продукции скважины;

- клапан-отсекатель;

- площадку под передвижную ДЭС;

- площадку под передвижную ИУ или ИУ;

- ограждение территории устья скважины.

6.2.2.2 Дренажная емкость предназначена для дренажа камеры пуска очистных устройств; емкость для сбора предназначена для сбора поверхностных (дождевых) сточных вод с приустьевого шахтного колодца, в котором в процессе бурения скважины установлено устьевое оборудование ниже уровня земли.

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

6.2.2.3 Размер земельного участка под размещение проектируемых сооружений на площадке устья одиночной добывающей скважины определяют в ПД.

6.2.2.4 Наименьшие расстояния от устьев нефтяных добывающих скважин до зданий и сооружений соседних предприятий и объектов обустройства месторождения нефти принимают в соответствии с таблицами 16, 17 и требованиями [12].

6.2.2.5 При проектировании устья одиночной добывающей скважины учитывают требования [12] (разделы XXX, XXXII).

6.2.3 Куст скважин

6.2.3.1 При размещении куста на ММГ расстояние между устьями скважин должны соответствовать требованию [12] (раздел XXV).

Площадь, отводимую на период эксплуатации скважин, определяют в ПД.

6.2.3.2 В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин предусматривают следующие технологические сооружения:

- приустьевые площадки;

- измерительную установку;

- технологические трубопроводы;

- кабельную эстакаду;

- площадки под инвентарные приемные мостки;

- площадки под ремонтный агрегат;

- фундаменты под станки-качалки;

- станции управления ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН и др.;

- наземное оборудование для эксплуатации скважин винтовыми и другими насосами;

- трансформаторные подстанции.

При необходимости на площадке куста скважин предусматривают:

- якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

- узлы пуска очистных устройств нефтегазосборных трубопроводов;

- узел контроля коррозии;

- лубрикаторную площадку;

- установку дозированной подачи химреагента;

- устьевой подогреватель продукции скважин;

- клапаны-отсекатели;

- пробоотборник на выкидном трубопроводе;

- площадку под передвижную ДЭС;

- пункт контроля и управления;

- ВРП;

- газораспределительные блоки;

- дренажную емкость;

- емкость для сбора поверхностных (дождевых) стоков с приустьевого шахтного колодца;

- нефтегазоотделитель;

- радиомачту;

- молниеотвод;

- прожекторные мачты;

- ограждение территории куста.

6.2.3.3 Дренажная емкость предназначена для приема жидкости из камеры пуска очистных устройств; емкость для сбора поверхностных (дождевых) сточных вод предназначена для приема стоков с приустьевого шахтного колодца, в котором в процессе бурения скважины установлено устьевое оборудование ниже уровня земли.

Также на территории удаленных кустов скважин, ДНС могут располагаться пункт обогрева персонала, туалетная кабина, площадка для стоянки спецтехники и автотранспорта.

Размещение указанных сооружений на кусте скважин (кустовой площадке) определяют в ПД.

6.2.3.4 Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать возможность применения третичных методов повышения нефтеотдачи пластов, отработки нагнетательных скважин на нефть и перевода скважин на механизированную добычу, когда такое решение предусматривается в техническом проекте на разработку месторождения нефти.

6.2.3.5 Загрязненные стоки при ремонте скважин собирают в инвентарные поддоны и емкости, которыми оснащают ремонтные бригады.

6.2.3.6 Прокладку трубопроводов на кусте предусматривают как подземной (непосредственно в грунте) в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014 (пункт 9.5), так и надземной на эстакаде в соответствии с ГОСТ 32569.

6.2.3.7 Выбор материального исполнения технологических трубопроводов проводят в зависимости от конкретных условий работы в соответствии с 6.17.

6.2.3.8 После выбора основных параметров и материального исполнения трубопроводов проводят поверочный расчет трубопровода на прочность с учетом нагрузок, регламентируемых нормативным документом, а также их сочетания в соответствии с СП 20.13330.2011. Расчетная схема должна отражать действительные условия работы, а методы расчета - учитывать возможность использования специализированного программного обеспечения.

6.2.3.9 Наименьшее расстояние от устьев скважин до зданий и сооружений соседних предприятий и объектов обустройства месторождения нефти принимают в соответствии с 6.15, таблицами 16, 17 и [12].

6.2.4 Измерительная установка

6.2.4.1 В качестве ИУ применяют установки, соответствующие требованиям законодательства в сфере обеспечения единства измерений. Количество установок и их размещение на месторождении определяют технико-экономическим расчетом.

6.2.4.2 В составе ИУ предусматривают технологический и аппаратурный блок, а также при необходимости нефтегазоотделитель, дренажную емкость.

6.2.4.3 При проектировании ИУ учитывают требования [12] (раздел XXXII).

6.2.5 Сепарационная установка

6.2.5.1 СУ предназначены для частичного отделения ПНГ от нефти.

6.2.5.2 При обустройстве месторождений нефти систему "скважина - сепаратор" рассматривают как последовательно расположенные сооружения, в которых осуществляется разделение и подготовка к сепарации нефти и ПНГ.

Процессы выделения газа и коалесценцию пузырьков и капель жидкости, происходящих в трубопроводах нефтегазосбора от скважин до СУ, рассматривают как начальную стадию разделения, завершающуюся в сепараторах.

6.2.5.3 При проектировании СУ учитывают следующие основные требования:

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

- обеспечение оптимальных условий ввода НГВС скважин в сепараторы с учетом структуры течения;

- обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения НГВС в сепараторе, в том числе при помощи высокоэффективных внутренних сепарационных устройств;

- использование технологических методов воздействия и специальных компоновочных схем при сепарации НГВС с аномальными физико-химическими свойствами;

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

- отделение капельной жидкости от нефтяного газа.

6.2.5.4 В составе СУ, как правило, предусматривают:

- узел подключения;

- успокоительный коллектор;

- блок нефтегазовых сепараторов;

- газосепаратор;

- факел для аварийного сжигания ПНГ;

- факельный сепаратор;

- конденсатосборник;

- КИПиА для управления процессом;

- дренажную емкость.

При необходимости в составе СУ предусматривают:

- узел предварительного отбора ПНГ (депульсатор);

- установку дозированной подачи химреагента;

- узел распределения потоков по сепараторам;

- системы измерений количества и параметров нефти, свободного нефтяного газа и воды.

6.2.5.5 Количество ступеней и давление сепарации нефти, размещение СУ определяют 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).

6.2.5.6 Первую ступень сепарации располагают, как правило, на СУ, ДСНС, УПСВ. Давление сепарации, исходя из требований бескомпрессорного транспорта газа до УПН, УПГ, ГПЗ, ЦПС и т.п., рекомендуется принимать в пределах 0,3-0,8 МПа.

6.2.5.7 На стадии проектирования СУ определяют объемы НГВС скважин и физико-химические свойства нефти, газа и воды с прогнозной оценкой изменений их в процессе разработки месторождения. Размещение СУ (куст скважин, СУ, ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС) определяют с учетом распределения объемов добычи нефти и газа на месторождении, протяженности, конфигурации системы сбора и т.п.

6.2.5.8 Критерием выбора объема нефтегазосепаратора является рекомендуемое время пребывания жидкости в аппарате. Все технологические варианты СУ разрабатывают на базе нормального унифицированного ряда аппаратов объемом 6,3; 12,5; 25; 50; 100; 150 мГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование на рабочее давление 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 МПа.

6.2.5.9 Перед сепарацией предусматривают успокоительный коллектор, предназначенный для предварительного расслоения нефегазоводяной смеси. Успокоительный коллектор представляет собой прямолинейный горизонтальный участок трубопровода без местных сопротивлений.

Диаметр и длину коллектора определяют из условия обеспечения послойного движения газовой, нефтяной и водной фаз. Принимают по результатам расчетов, выполненных с использованием специализированного программного комплекса.

6.2.5.10 Сброс ПНГ из оборудования СУ при проведении внутреннего осмотра и ремонта, а также в аварийных ситуациях предусматривают на факельную установку.

6.2.6 Промысловые трубопроводы

6.2.6.1 Промысловые трубопроводы проектируют в соответствии с ГОСТ Р 55990.

В состав промысловых трубопроводов системы сбора НГВС добывающих скважин входят:

- выкидные трубопроводы от одиночных добывающих скважин до ИУ, кроме выкидных трубопроводов в пределах кустовой площадки;

- нефтегазосборные трубопроводы от ИУ до входных узлов запорной арматуры ДНС и УПСВ (нефтегазопроводы);

- газопроводы от территорий площадок, где находятся СУ, до УПГ, установок предварительной подготовки газа или до потребителей;

- нефтепроводы от ДНС и УПСВ до ЦПС;

- газопроводы к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

- газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

- нефтепроводы от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

- газопроводы от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

- ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;

- деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам ДНС и УПСВ.

Границы промысловых трубопроводов на технологических площадках принимают в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014 (пункт 1.2).

6.2.6.2 Внутренний диаметр труб, обеспечивающий сбор НГВС в течение рассматриваемого периода, принимают по результатам гидравлических расчетов данных систем.

Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин выполняют на базе данных технического проекта на разработку месторождения нефти, с применением лицензионного программного обеспечения или по методикам (или руководящим документам).

Физико-химические и реологические свойства нефти и нефтеводяной эмульсии, необходимые для гидравлического расчета, принимают на основании исследований, проводимых специализированными организациями.

6.2.6.3 Гидравлический расчет трубопроводов выполняют на:

- максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технического проекта на разработку месторождения нефти, и вязкость, соответствующую обводненности периода;

- максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.

В случае меняющегося газосодержания (с учетом прорывного газа) по годам эксплуатации месторождения (динамики) гидравлические расчеты выполняют на весь период по каждому году, определяя оптимальные диаметры, обеспечивающие пропускную способность системы нефтегазосбора по всем годам, не исключая раздельную двух и более трубную схему сбора.

По результатам расчетов принимают ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр применяемых труб, обеспечивающий транспортирование нефтегазоводяной смеси в течение рассматриваемого периода.

При разработке ПД для системы трубопроводов учитывают нормативный расчетный срок службы трубопроводов и объем перекачиваемой среды на этот период.

6.2.6.4 При проектировании промысловых трубопроводов для нефтей, склонных к отложению парафина, предусматривают одно из следующих мероприятий:

- нанесение защитных покрытий на внутреннюю поверхность трубопроводов;

- механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем пуска очистных устройств;

- применение химреагентов;

- применение тепловых методов борьбы с отложениями с учетом требований к эксплуатации трубопроводов.

Возможно применение нескольких мероприятий одновременно.

Марки растворителей и присадок принимают по результатам лабораторных исследований специализированных организаций.

6.2.6.5 На промысловых трубопроводах устанавливают камеры пуска/приема средств очистки и диагностики для удаления отложений и внутритрубной диагностики. Допускается не устанавливать камеры пуска/приема при технико-экономическом обосновании в ПД.

6.2.6.6 Для парафиносодержащих нефтей минимально допустимой температурой нефти на конце трубопровода (участка трубопровода) считают температуру на 5-10°С выше температуры появления у нефти начального напряжения сдвига, что гарантирует наличие определенного запаса времени до наступления застывания нефти в трубопроводе в случае его остановки.

Необходимо определять время охлаждения нефти в остановленном трубопроводе до температуры, при которой возобновление работы трубопровода невозможно.

При невозможности осуществления перекачки нефти с температурой, обеспечивающей перекачку по всей длине трубопровода, предусматривают инженерные решения (путевой подогрев, ввод депрессатора, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).

Границы содержания парафина, при которых необходимо выполнять указанные расчеты, определяют научно-исследовательскими работами.

6.2.6.7 Промысловые трубопроводы проектируют в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями. При коридорной прокладке ЛЭП и линии связи размещают по одну сторону автодороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее - нефтепроводы и последними - газопроводы.

Допускается проектирование промысловых трубопроводов в несколько ниток при соответствующем технико-экономическом обосновании.

6.2.6.8 Раздельный сбор, учет и перекачку разносортных нефтей и газов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) и однотипных нефтей проектируют на основании технико-экономических обоснований с учетом целевого назначения использования нефти и газа, возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, газа и воды с передачей для транспортирования до потребителей.

6.2.6.9 Выбор материала труб и соединительных деталей к ним выполняют в соответствии с 6.17.

6.2.6.10 После выбора основных параметров и материального исполнения трубопроводов проводят поверочный расчет трубопровода на прочность с учетом всех действующих нагрузок с применением специализированного программного обеспечения или по методикам (или руководящим документам).

6.2.6.11 Давление испытания на прочность и герметичность промысловых трубопроводов назначают в соответствии с ГОСТ Р 55990.

6.2.6.12 Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при перекачке НГВС предусматривают:

- формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение свободной воды;

- удаление скопления воды и механических примесей с применением очистных устройств с целью снижения скорости коррозии.

Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии и применения наружных покрытий предусматривают рекомендации в соответствии с 6.14.

6.2.6.13 Диаметр газопроводов определяют на основании гидравлического расчета и теплотехнического расчета с использованием специализированного программного обеспечения, с учетом вывода конденсата или без вывода конденсата.

6.2.6.14 Для сбора конденсата на газопроводах, перекачивающих неосушенный нефтяной газ на основании расчета выпадения конденсата, предусматривают конденсатосборники с размещением в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарный объем конденсатосборников предусматривают 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 нефтегазосборного трубопровода - продувку или откачку конденсата в трубопроводы. Технологическая схема работы конденсатосборника должна обеспечивать герметичность системы вывода конденсата из газопровода и его утилизацию, предусматривая особые меры безопасности при работе с нестабильным конденсатом.

6.2.6.15 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах пуска и приема СОД, узлах подключения предусматривают установку продувочных свечей вне зависимости от плотности газа (величины относительной плотности газа по воздуху). На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

6.2.7 Дожимная насосная станция

6.2.7.1 ДНС являются технологическим объектом, назначение которого заключается в обеспечении сбора и перекачки НГСВ добывающих скважин на объекты подготовки нефти в случае невозможности или нецелесообразности осуществления этого процесса под давлением скважин. ДНС подразделяются на ДСНС и ДМНС.

При проектировании ДНС учитываются следующие основные требования:

- выбор варианта технологической схемы ДНС и ее размещение на месторождении нефти обосновывают при проектировании технико-экономическим расчетом;

- проектную производительность ДНС рассчитывают по году максимальной добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по данным технического проекта на разработку месторождения нефти) из добывающих скважин, подключенных к ДНС. При проектировании ДНС выполняют требования [12] (раздел XXXII).

6.2.7.2 Технологический комплекс сооружений ДСНС предусматривает:

- первую ступень сепарации нефти;

- перекачку нефтегазонасыщенной (разгазированной при давлении I ступени сепарации) смеси на УПСВ, УПН, ЦПС;

- бескомпрессорную перекачку попутного нефтяного газа I ступени на УПГ, ЦПС, ГПЗ и др.

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорная перекачка ПНГ.

При необходимости технологический комплекс сооружений ДСНС дополнительно предусматривает:

- предварительный сброс пластовой воды;

- нагрев продукции скважин;

- дополнительные ступени сепарации;

- подачу подготовленной пластовой воды в систему ППД при наличии предварительного сброса;

- подготовку ПНГ к использованию;

- измерение количества и параметров нефти и свободного нефтяного газа;

- измерение количества и параметров подготовленной пластовой воды;

- закачку реагентов-деэмульгаторов;

- закачку ингибиторов коррозии.

6.2.7.3 В состав ДСНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

- блок сепарации нефти;

- блок насосной;

- факельная система;

- дренажные емкости;

- межблочные коммуникации.

При необходимости в состав ДСНС входят следующие технологические и вспомогательные сооружения:

- блок предварительного отбора ПНГ;

- блок буферной емкости;

- блок предварительного обезвоживания;

- блок очистки пластовой воды;

- блок подготовки ПНГ;

- блок емкостей для аварийных ситуаций;

- блок измерений количества и параметров НГВС;

- блок измерения количества и параметров ПНГ;

- блок измерения количества и параметров подготовленной пластовой воды;

- блок компрессорной воздуха для питания КИПиА и исполнительных устройств;

- блок нагрева НГВС;

- блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;

- блок закачки ингибиторов коррозии;

- блок КСУ;

- блок насосной внутренней перекачки;

- блок автоматизированного налива нефтеводяной смеси в автоцистерны ;

- ЭСН;

- КС низких ступеней сепарации;

- эжекторная установка для утилизации ПНГ концевой ступени сепарации.

6.2.7.4 Проектирование СУ, расположенных на ДНС - в соответствии с 6.2.5.

Отсепарированный ПНГ при соответствующем технико-экономическом обосновании используют для выработки электроэнергии на ЭСН или направляют в газопровод.

6.2.7.5 При использовании в качестве емкостей для аварийных ситуаций резервуаров типа РВС предусматривают КСУ с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой обеспечивает сепарацию максимального объема НГСВ, поступающей на ДСНС. При использовании блока предварительного обезвоживания объем НГВС рассчитывается с учетом предварительно отделенной воды. Высота постамента под КСУ обеспечивает самотечный слив разгазированной нефтеводяной смеси в резервуары или возможно использование насоса внутренней перекачки для подачи разгазированной нефтеводяной смеси.

Проектирование РВС - в соответствии с 6.3.6.

6.2.7.6 В аварийных ситуациях, когда нефтеводяная смесь поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/смГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование изб.). При этом ПНГ направляют на факел для аварийного сжигания или установку для компримирования газа (вакуумная КС, эжекторная установка).

6.2.7.7 Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры проводят на основе данных материального баланса.

6.2.7.8 Высоту расположения буферной емкости насоса определяют с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, с учетом потерь давления в трубопроводе.

Рекомендуется буферную емкость поднимать на высоту, равную потерям давления в трубопроводе между буферной емкостью и насосом, а давление на входе в насос поддерживать не менее давления в буферной емкости.

Всасывающий трубопровод должен иметь минимум криволинейных участков и трубопроводной арматуры, вызывающих потери давления, а также должна быть исключена возможность образования газовых "мешков".

Объем буферной емкости ДСНС принимают из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 мин.

Допускается совмещение КСУ и буферной емкости.

6.2.7.9 Выбор типа и числа насосов в ПД проводят в зависимости от физико-химических свойств нефтеводяной смеси и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).

Насосные агрегаты, работающие в переменном режиме, рекомендуется оснащать ЧРП с подключением к АСУ ТП и выводом управления на пульт оператора. Количество ЧРП для группы насосов определяют в ПД.

Необходимость применения ЧРП решается в ПД и обосновывается технико-экономическими расчетами.

6.2.7.10 Производительность рабочих насосных агрегатов определяют по максимальному количеству нефтеводяной смеси, поступающей на насосную станцию. В случае если на ДСНС предусматривают предварительный сброс пластовой воды, производительность насосных агрегатов внешней откачки определяют с учетом сброса.

6.2.7.11 Для сбора утечек нефти от уплотнений насосов предусматривают емкость с датчиком верхнего уровня (уровнемером) и выводом от него сигнала верхнего уровня на щит оператора.

6.2.7.12 Количество резервных насосов определяют в соответствии с 5.13.

6.2.7.13 Сброс ПНГ при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях осуществляют на факел для аварийного сжигания.

6.2.7.14 С целью исключения кратковременной остановки работы добывающих скважин в аварийных ситуациях на ДСНС или на нефтепроводе внешнего транспорта на основании технико-экономических расчетов и по согласованию с заказчиком на ДСНС предусматривают емкости для аварийных ситуаций.

Предусматривают горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей обеспечивает прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение времени, необходимого для остановки фонда добывающих скважин, согласованного с заказчиком.

При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 мГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование в качестве емкостей для аварийных ситуаций предусматривают резервуары типа РВС и КСУ в соответствии с 6.2.7.5.

Конструктивное и материальное исполнение емкостей для аварийных ситуаций - в соответствии с [19].

При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать на ДНС обводную (байпасную) линию.

6.2.7.15 Количество РВС и их номинальный единичный объем определяют технико-экономическими расчетами.

6.2.7.16 Откачку жидкости из емкостей и резервуаров осуществляют резервным насосом ДСНС.

6.2.7.17 В обоснованных случаях допускается предусматривать насосную внутренней перекачки.

6.2.7.18 Допускается насосную внутренней перекачки проектировать без резерва.

6.2.7.19 ДМНС рекомендуется размещать на удаленных от развитой инфраструктуры месторождениях. Территориальное размещение ДМНС на месторождении обосновывают технико-экономическими расчетами.

6.2.7.20 Технологический комплекс сооружений ДМНС предусматривает:

- транспортирование НГВС до сооружений подготовки нефти и газа;

- измерение количества и параметров нефти и ПНГ (при необходимости);

- закачку ингибиторов коррозии (при необходимости).

6.2.7.21 В состав ДМНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

- блок мультифазных насосов;

- блок фильтров;

- блок управления насосным оборудованием;

- блок системы электрообеспечения;

- блок измерения количества и параметров нефти и газа (при необходимости);

- блок закачки ингибиторов коррозии (при необходимости);

- дренажная емкость;

- межблочные коммуникации.

При необходимости в состав ДМНС включают ЭСН, блок зажижения.

Необходимость применения ЭСН определяют в ПД и обосновывают технико-экономическими расчетами.

6.2.7.22 Для обеспечения перекачки "газовых пробок" большого объема предусматривают блок зажижения.

Блок зажижения состоит из расширительной трубы (емкости) и запорно-регулирующей арматуры, осуществляет подачу жидкости на прием мультифазного насоса при достижении максимально допустимой температуры перекачиваемой среды при прохождении "газовой пробки".

Необходимость использования блока зажижения определяет изготовитель блока мультифазных насосов на основании проектных данных.

6.2.7.23 В составе сооружений ДМНС при необходимости предусматривают блок закачки ингибитора коррозии и оборудование для подогрева добываемой продукции (при невозможности ее транспортирования до ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС при естественных условиях). Необходимость подогрева должна быть обусловлена технологическими условиями обеспечения бесперебойной (безаварийной) работы ДМНС и обоснована технико-экономическими расчетами.

6.2.7.24 Количество резервных насосов определяют в соответствии с 5.13.

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

Насосные агрегаты рекомендуется оснащать ЧРП.

6.2.8 Компрессорная станция воздуха

6.2.8.1 КС воздуха предназначена для обеспечения потребителей сжатым воздухом требуемого качества.

На каждом отдельном объекте (установке), потребляющем 10 нмГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование воздуха в 1 ч и более, предусматривают ресивер сжатого воздуха с обеспечением не менее 1 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 КИПиА не допускается.

6.2.8.2 При проектировании КС воздуха следует руководствоваться [12].

6.2.8.3 Устройство компрессорного оборудования (размещение агрегатов, узлов, систем управления и др.) обеспечивает удобство, контролепригодность и безопасность монтажа, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

6.2.8.4 КС воздуха оборудуют маслоотделителями и концевыми холодильниками. Системы сжатого воздуха оборудуют ресиверами (для КИПиА и технического воздуха). Объем ресивера принимают из условия запаса сжатого воздуха для работы средств автоматики в течение не менее 1 ч.

Воздухосборники, влагомаслоотделители, промежуточные и концевые холодильники и нагнетательные воздухопроводы всех ступеней имеют возможность очистки от масляных отложений способом, не вызывающим коррозию металла. Очистку воздухопроводов и воздушных аппаратов проводят 3%-ным раствором сульфанола. После очистки проводят продувку сжатым воздухом.

6.2.8.5 В составе КС воздуха предусматривают оборудование для осушки и очистки воздуха с целью обеспечения нормальной работы приборов автоматического контроля. Воздух для нужд приборов автоматического контроля должен быть осушен до точки росы по влаге, предотвращающей возможность ее выпадения в воздухопроводах, в соответствии с требованиями заказной документации. Для УПН, ЦПС и других объектов обустройства предусматривают единую систему воздухоснабжения. Не допускается объединение систем технического воздуха и воздуха для приборов.

6.2.8.6 Заданная чистота воздуха - в соответствии ГОСТ 17433.

Требуемый класс загрязненности воздуха определяют в ПД с учетом технических характеристик оборудования и средств КИПиА, использующих сжатый воздух на проектируемом объекте.

6.2.8.7 При падении давления воздуха в ресивере включается световая и звуковая сигнализация, независимая от сигнализации отклонения технологических параметров на установке.

6.2.8.8 КС воздуха состоит из компрессорного оборудования, размещенного в блок-контейнере или модульном здании с установленной электроарматурой и элементами жизнеобеспечения станции.

6.2.8.9 КС, подающие воздух на КИПиА, должны иметь 100%-ный резерв по компрессорам и оборудованию, если это необходимо для поддержания нормального режима технологического процесса в соответствии с проектом.

6.2.8.10 Рабочее давление КС воздуха принимают не менее 0,8 МПа (8 кгс/смГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование), если иное давление не требуется для питания приборов и исполнительных устройств.

6.2.8.11 КС воздуха на площадках для технологических комплексов проектируют в блочно-комплектном исполнении.

Охлаждение компрессоров рекомендуется предусматривать воздушное.

6.2.9 Установка дозированной подачи химреагентов

6.2.9.1 Установка дозированной подачи химреагентов предназначена для дозированного ввода жидких химреагентов в трубопроводы системы сбора, подготовки нефти, газа и воды для эффективного воздействия на НГВС в процессе подготовки нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, парафиноотложений, солеотложений, гидратообразования. Ингибиторы коррозии могут вводиться в поток нефти, газа и пластовой воды. Также в нефтяную эмульсию может осуществляться ввод реагента-антивспенивателя. Поглотители кислорода и бактерициды применяют в процессах подготовки пластовой воды и бытовых стоков.

6.2.9.2 Установка дозированной подачи химреагентов объектов и сооружений сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды включает:

- блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

- блок для дозирования и подачи ингибиторов;

- блоки для подачи других реагентов;

- блок аппаратурный (при необходимости);

- расходный склад реагента (при необходимости на основании технико-экономического расчета по согласованию с эксплуатационной организацией рекомендуется норма запаса реагентов на складе при хранении его в бочках - до 30 сут, при доставке реагентов водным транспортом норму запасов и складирования их следует принимать на весь период закрытия навигации).

Возможно совмещение блоков для различных типов реагента и использования многофункциональных насосов.

6.2.9.3 В качестве блоков для дозирования химреагентов используют блоки заводского изготовления, включающие технологическую емкость приема и хранения реагентов, расходную емкость (возможно совмещение емкостей), насос для заполнения технологической емкости, насос-дозатор, обеспечивающий постоянную дозированную подачу реагента требуемого давления.

6.2.9.4 На трубопроводах нагнетания дозировочных насосов предусматривают предохранительные клапаны для защиты трубопровода от превышения давления, а также обратные клапаны для предотвращения попадания транспортируемой по трубопроводу жидкости в блок дозирования реагентов при разгерметизации оборудования блока.

Управление работой оборудования в автоматическом режиме осуществляют от щита управления. Исполнение щита управления должно быть взрывозащищенным при его размещении в едином технологическом блоке. В случае размещения щита управления в отдельном блоке управления допускается применение щита в невзрывозащищенном исполнении при соответствующих расстояниях.

6.2.9.5 Блоки размещают в одном или нескольких местах технологического комплекса сбора, подготовки нефти, газа и воды (на устьях скважин, кустах скважин, ИУ, ДНС, УПСВ, УПН, сооружениях подготовки пластовой воды, производственно-дождевых стоков и других сооружений ЦПС).

6.2.9.6 В рекомендуемых точках ввода реагентов устанавливают трубопроводные узлы ввода и распыления в потоке реагентов, представляющие собой нагнетательные трубки, оснащенные распыляющими наконечниками для распределения реагента в объеме продукта. Заказ узлов в ПД сопровождают полной информацией по трубопроводу, на котором размещается трубопроводный узел ввода: диаметр трубопровода, материальное исполнение, продукт, рабочие параметры, марка реагента, рабочие параметры трубопровода реагента, климатология.

6.2.9.7 Конструкция трубопроводного узла ввода и распыления реагентов обеспечивает равномерное распределение вводимого реагента в потоке продукта, а для ингибитора коррозии - максимальную адгезию пленки ингибитора коррозии на внутренней поверхности трубопровода.

6.2.9.8 Конструкция трубопроводного узла ввода и распыления обеспечивает возможность извлечения дозаторного устройства без остановки работы основного трубопровода.

6.2.10 Факельная система ДНС

6.2.10.1 Факельная система ДНС предназначена для постоянных, периодических и аварийных сбросов ПНГ от технологического оборудования ДНС и его последующего сжигания.

6.2.10.2 Пропускная способность коллектора факельной системы равна количеству возможного аварийного сброса ПНГ от технологических систем ДНС при невозможности его отправки транспортом либо направления на сооружения подготовки в соответствии с разработанной системой аварийной защиты технологического оборудования ДНС.

6.2.10.3 На ДНС предусматривают:

- периодические сбросы - при пуске, остановке или при регламентных изменениях технологического процесса;

- аварийные сбросы - при срабатывании рабочих предохранительных клапанов;

- постоянные сбросы - поступающие с первой ступени сепарации при невозможности подачи газа в газопровод, с КСУ при заполнении аварийных РВС.

6.2.10.4 Устройство и проектирование факельной системы ДНС осуществляют в соответствии с 6.3.15.

6.2.10.5 В случае размещения ДНС на сооружениях подготовки нефти, газа и воды (УПН, ЦПС, УПСВ) факельные сбросы с ДНС могут направляться в факельные системы сооружений подготовки.

6.2.11 Пункт налива нефтегазоводяной смеси

6.2.11.1 Пункты налива предусматривают на начальной стадии эксплуатации месторождения нефти на отдельных скважинах либо кустах скважин в случае отсутствия возможности трубопроводной перекачки НГВС до сооружений подготовки нефти.

6.2.11.2 Технологический комплекс сооружений пункта налива НГВС предусматривает:

- первую ступень сепарации;

- накопление и хранение НГВС;

- налив НГВС в автоцистерны;

- измерение количества и параметров наливаемой НГВС;

- измерение количества ПНГ после ступени сепарации.

При необходимости технологический комплекс сооружений пункта налива НГВС дополнительно предусматривает:

- нагрев НГВС;

- дополнительные ступени сепарации;

- закачку ингибитора коррозии.

6.2.11.3 В состав пункта налива входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

- блок сепарации НГВС;

- блок измерения количества и параметров НГВС;

- блок измерения количества и параметров ПНГ;

- блок автоматизированной системы налива НГВС в автоцистерны с площадкой для налива НГВС в автоцистерны;

- блок КСУ;

- резервуары горизонтальные стальные, РВС;

- факельная система (свеча рассеивания);

- дренажные емкости;

- блок операторной;

- блок обогрева.

При необходимости в состав пункта налива могут входить следующие технологические и вспомогательные сооружения:

- блок нагрева НГВС;

- блоки дополнительных ступеней сепарации;

- блок насосной внутренней перекачки;

- ЭСН;

- блок КС воздуха для питания приборов КИПиА и исполнительных устройств;

- блок насосной налива;

- блок закачки ингибитора коррозии;

- радиомачта.

6.2.11.4 КСУ с горизонтальным сепаратором рассчитывают на максимальный объем НГВС, поступающей на пункт налива. Высота постамента под КСУ обеспечивает самотечный слив НГВС в резервуары для накопления.

6.2.11.5 Допускается вместо самотечного слива НГВС из КСУ в резервуары для накопления предусматривать насосную откачку.

6.2.11.6 Давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/смГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование изб.).

6.2.11.7 Проектирование налива в автоцистерны предусматривает герметизированный способ налива (нижний или верхний) с рекуперацией паров.

В период пробной эксплуатации месторождения допускается при технико-экономическом обосновании отвод паров из зоны налива для безопасного рассеивания или сжигания.

6.2.11.8 Отсепарированный ПНГ сжигается на факеле или подается на свечу для рассеивания при соответствующем технико-эколого-экономическом обосновании и отсутствии в составе газа сероводорода.

6.2.11.9 При проектировании пунктов налива учитывают требования [12], [20].

6.3 Подготовка нефти, газа и воды

6.3.1 Общая часть

6.3.1.1 Проектируемые сооружения подготовки нефти, ПНГ и воды формируют в единый технологический комплекс - ЦПС или УПН.

6.3.1.2 Разработку проектных решений по подготовке нефти, ПНГ и воды осуществляют на основании задания на проектирование и результатов исследовательских работ.

Результаты исследований должны включать:

- физико-химические свойства и компонентный состав нефти, газа и воды;

- реологию, в том числе вязкостно-температурные зависимости нефти и НГВС;

- температуру застывания нефти;

- рекомендации по выбору технологии и режимов работы УПН (температура, тип и расход деэмульгаторов, время пребывания в аппаратах) на основании тепло-химических исследований эмульсионных свойств нефти;

- рекомендации по выбору технологии подготовки дренажных, ловушечных и нефтешламовых эмульсий;

- рекомендации по подбору различных реагентов (ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений, ингибиторов АСПО, депрессаторов, нейтрализаторов кислорода, бактерицидов и т.д.), их расход, точки и способы ввода;

- рекомендации по схемам подготовки нефти, ПНГ и пластовой воды.

Предварительное обезвоживание нефти преимущественно осуществляют в трехфазных аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

6.3.1.3 На ЦПС (УПН) комплекс сооружений предусматривают преимущественно в блочном и блочно-комплектном исполнении, обеспечивающем последовательное проведение непрерывных, взаимосвязанных технологических процессов по приему и подготовке нефти, ПНГ и воды.

6.3.1.4 НГСВ в зависимости от конкретных условий подают через все технологические сооружения подготовки за счет максимального использования энергетических возможностей продуктивных пластов месторождения, насосов механизированной добычи нефти, ДНС. Вариант подачи НГВС обосновывают технико-экономическими расчетами.

Целесообразность размещения всего комплекса сооружений по подготовке НГВС на ЦПС (УПН) или части этих сооружений на месторождении нефти (СУ, УПСВ, ДНС и др.) определяют технико-экономическими расчетами в ПД.

6.3.1.5 Технологический комплекс по подготовке нефти на ЦПС (УПН) обеспечивает:

- прием и предварительное разделение поступающей НГВС;

- подготовку нефти;

- подготовку и утилизацию пластовых и производственных, поверхностных (дождевых) вод;

- прием, измерение количества и параметров подготовленной нефти, газа и воды;

- прием и подготовку ПНГ к транспортированию и измерение количества газа;

- подачу подготовленной нефти на ПСП и далее для отгрузки потребителю;

- рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов, в том числе за счет использования вторичного тепла от печей нагрева и излишков тепла с технологии.

6.3.1.6 Производительность ЦПС (УПН) определяют по количеству подготовленной нефти в годовом исчислении из расчета 365 рабочих дней в году, а также по максимальному объему поступления НГВС.

6.3.1.7 При проектировании сооружений технологического комплекса ЦПС (УПН) рекомендуется применение следующих технических решений:

- применение блочных и блочно-комплектных устройств основного технологического назначения, блок-боксов и зданий из ЛМК для объектов производственно-вспомогательного назначения;

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

- применение аппаратов совместной подготовки нефти и воды;

- применение емкостной аппаратуры с большой единичной мощностью;

- объединение внутриплощадочных коммуникаций;

- выбор материального исполнения оборудования и трубопроводов в соответствии с коррозионной активностью обращающихся продуктов;

- применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при перекачках НГВС и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;

- применение системы мониторинга процесса коррозии трубопроводов и технологического оборудования.

Не допускается применение реагентов, содержащих хлорорганические соединения.

6.3.1.8 Разработку технологического процесса осуществляют по рекомендациям исследований в зависимости от физико-химических свойств НГВС, а также конструктивных особенностей многофункционального технологического оборудования и трубной обвязки, с использованием реагентов-деэмульгаторов и других технологических возможностей, а также с учетом унифицированных схем технико-технологических разработок компании технического заказчика.

6.3.1.9 Основные технологические коммуникации ЦПС (УПН) рассматривают как единую систему обеспечения технологических процессов, происходящих в отдельных функциональных блоках подготовки нефти.

6.3.1.10 На основании перспективного плана добычи нефти принимают решение о строительстве ЦПС (УПН) отдельными технологическими линиями (потоками).

Производительность технологических линий (потоков) предусматривают из условия обеспечения 0,7 расчетной мощности ЦПС или УПН. При трех технологических линиях и более коэффициент 0,7 не учитывают.

6.3.1.11 В случае наличия в комплексе только одной технологической линии запас производительности составляет 20%, включая резерв для повторной подготовки нефти, физико-химические свойства которой не отвечают заданным требованиям.

6.3.1.12 Рекомендуемую скорость движения технологических потоков компонентов НГВС в трубопроводах принимают согласно таблице 1.

6.3.1.13 При заполнении технологического объекта перед пуском для исключения динамического удара рекомендуется арматуру с Ду 300 мм и более оснащать обводным (байпасным) трубопроводом с арматурой условным диаметром не менее 50 мм. Обводной трубопровод с арматурой должен иметь надежное крепление от динамического воздействия.

6.3.1.14 Арматуру массой более 100 кг устанавливают на собственную опору.

6.3.1.15 Расчет и установку предохранительных клапанов выполняют по ГОСТ 31294, ГОСТ 12.2.085.

6.3.1.16 В случае установки предохранительного клапана на удалении от патрубка, предназначенного для его установки, диаметр трубопровода определяют с учетом падения давления согласно ГОСТ 31294.

6.3.1.17 Предохранительные клапаны на сосудах и аппаратах, работающих под давлением, рассчитывают и устанавливают в соответствии с применением на сооружениях одной или двух факельных систем (низкого и высокого давлений).

6.3.1.18 Продувочные свечи, устанавливаемые на открытых площадках, должны иметь в нижних точках патрубок с арматурой для обеспечения дренажа скапливающейся жидкости.

6.3.1.19 Жидкостные сбросы от предохранительных клапанов осуществляют через факельный сепаратор в специальные емкости.

6.3.1.20 Объем емкостей принимают из расчета работы предохранительных клапанов в течение 3-5 мин. В обоснованных случаях допускается сброс жидких продуктов от предохранительных клапанов направлять в другие сосуды и аппараты.

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

6.3.1.22 Площадки подогревателей нефти в блочном исполнении ограждают сплошной стеной высотой не менее 0,5 м, а для трубчатых печей типа ПТБ, ПП, печей с промежуточным теплоносителем и других типов печей - бордюрным камнем высотой не менее 0,15 м.

6.3.1.23 Для продувки змеевика печи предусматривают стационарный подвод азота или пара. Перед подключением этой линии к змеевику устанавливают обратный клапан и два запорных устройства, между которыми предусматривают установку продувочного вентиля в атмосферу для контроля за плотностью запорной арматуры и спуска конденсата.

6.3.1.24 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 предусматривают резерв мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой среды (в случае выхода из строя одной из печей) в остальные печи.

При проектировании печей рассматривают экономическую целесообразность:

- использования тепла уходящих газов для обеспечения технологического процесса или использования на собственные нужды;

- использования печей с повышенным КПД от 85% и более;

- использования ЧРП привода для подачи воздуха в печь с подключением к АСУ ТП;

- использования теплообменников для подогрева потока на входе в печь за счет остаточного тепла отделенной воды или нефти.

6.3.1.25 Печи нагрева типа ПТБ оборудуют системой автоматического пожаротушения инертным газом или паром.

Для печей с открытым огневым процессом, размещенных на открытых площадках, принимают меры для изолирования от горючей газопаровоздушной среды при авариях на соседних установках.

Предусматривают противоаварийную автоматическую защиту топочного пространства нагревательных печей и средства автоматической подачи инертного газа или водяного пара в топочное пространство и в змеевики.

6.3.1.26 На открытых площадках печей устанавливают газоанализаторы, исходя из возможной загазованности от расположенных вблизи взрывопожароопасных установок. Расстояние установки газоанализаторов от печей - не менее 15 м и не более 20 м друг от друга.

Газоанализаторы выдают управляющий сигнал для автоматического отсечения подачи топливного газа и отсечения подачи нагреваемого продукта при концентрации горючих веществ 50% НКПР с включением подачи азота в топочное пространство печи, а также в змеевик печи для обеспечения опорожнения змеевика с автоматическим открытием арматуры дренажа змеевика печи или созданием завесы (паровые/газовые) для предотвращения попадания к нагретым частям печи взрывоопасных газовоздушных смесей со стороны технологических установок. Возникновение взрывоопасной среды со стороны технологических установок в направлении печи должно приводить к автоматическому срабатыванию сигнализации по месту и на щите оператора.

6.3.1.27 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, устанавливают запорную арматуру с дистанционным приводом.

6.3.1.28 Для снижения опасности распространения аварии обеспечивают экстренное, при необходимости автоматическое, опорожнение в специально предназначенные для этой цели аварийные (дренажные) емкости, в резервуары нефтеводяной смеси или в технологические аппараты смежных объектов.

По способу организации аварийного опорожнения обеспечивают следующие виды слива:

- самотечные;

- опорожнение перекачкой с помощью насоса;

- вытеснение инертными газами.

6.3.1.29 Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов, оборудования и трубопроводов применяют самотечную систему опорожнения. Применение принудительной системы допускается при невозможности выполнения самотечной системы. Решение о необходимости автоматического опорожнения определяется в ПД.

Система автоматического опорожнения должна иметь возможность управления из операторной и возможность ручного местного управления.

Объем дренажной емкости принимают из расчета полного слива жидкости из одного наибольшего по объему аппарата.

В случае необходимости установки двух и более дренажных емкостей, оборудованных насосами, допускается суммарный объем емкостей принимать с учетом объема продукта, откачиваемого одним из насосов за время слива аварийного аппарата. После освобождения технологического аппарата необходимо опорожнение дренажных емкостей.

6.3.1.30 Для обеспечения самотечного слива из технологических аппаратов предварительно необходимо осуществить сброс паров и газов из аппаратов в факельную систему.

6.3.1.31 Расстояние от производственных зданий до аварийных (дренажных) емкостей принимают как для технологического оборудования, расположенного вне здания.

6.3.1.32 Аварийные (дренажные) емкости размещают вне габаритных размеров этажерки.

6.3.1.33 При проектировании КС воздуха руководствуются положениями, изложенными в 6.2.8.

6.3.1.34 Нормы запасов реагентов и смазочных материалов на расходных складах ЦПС принимают в размере 20-30 суточной потребности, если иное требование не приведено в задании на проектирование. Неснижаемые запасы масла для компрессорных станций составляют не менее 50% объема масляных систем установленных компрессоров, включая запас на пополнение системы из расчета 45-дневной потребности.

6.3.1.35 На открытых площадках и сооружениях, расположенных под навесом, предусматривают ремонтные площадки с въездом автотранспорта или подъезды для автотранспорта с обеспечением возможности монтажа и демонтажа оборудования.

6.3.1.36 На технологических установках предусматривают разводку трубопроводов инертного газа и ресиверы необходимого давления, обеспечивающие потребности оборудования в инертном газе при продувке и испытаниях на плотность. Необходимость проектирования установок получения инертного газа или применение передвижных паровых установок решается в проекте.

В обоснованных случаях (при отсутствии на теплообменной аппаратуре шарниров на крышках люков и др.) осуществляют механизацию ремонтных работ на базе стационарных средств, обеспечивающих снятие крышек и распределительных коробок.

6.3.1.37 Проектирование площадок печей выполняют с учетом проведения ремонтных работ на печах передвижной крановой техники.

6.3.1.38 Компоновку блоков УПН или установок ЦПС выполняют из условия обеспечения:

- принятого технологического режима установки;

- минимального количества встречных перекачек;

- свободного доступа к местам обслуживания оборудования, средствам измерений, КИПиА, а также арматуре при их обслуживании и ремонте;

- возможности ведения ремонтных работ с помощью средств механизации;

- требований норм пожарной безопасности.

6.3.1.39 Сброс паров и газов из аппаратов предусматривают в газосборную сеть или на факел.

Сброс нефти с УПН, физико-химические свойства которой не отвечают заданным требованиям, предусматривают в резервуары для НГСВ.

6.3.2 Установка предварительного сброса пластовой воды

6.3.2.1 УПСВ рассматривается как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

6.3.2.2 Проектирование УПСВ выполняют в соответствии с разделом 5 и 6.3.1.

6.3.2.3 Размещение УПСВ должно обеспечивать максимальную эффективность сбора НГВС и обосновываться технико-экономическими расчетами в ПД.

Проектирование УПСВ осуществляют по результатам исследовательских работ и разработанных на их основе рекомендаций.

При подготовке технико-экономического расчета по месту размещения УПСВ рассматривают вариант максимального приближения объекта к центру добычи нефти, а также учитывают снижение энергозатрат за счет уменьшения расстояния перекачки НГВС от скважин до УПН (ЦПС) и возврата воды для закачки в пласт.

6.3.2.4 Технологическая схема процесса обеспечивает:

- сепарацию НГВС;

- обезвоживание до содержания воды в нефтеводяной смеси до 5-10% (массовых), для тяжелых и высоковязких нефтей - до 5-20% (массовых), степень обезвоживания определяется исследовательскими работами, выполняемыми специализированными организациями.

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

6.3.2.6 Предварительное обезвоживание нефти осуществляют в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемая пластовая вода должна иметь физико-химические свойства, обеспечивающие ее закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовой воды с аппаратов предварительного обезвоживания нефти предусматривают под остаточным давлением, обеспечивающим подачу ее на дегазацию.

При недостижении необходимого качества пластовой воды организовывают очистку пластовой воды в соответствии с 6.3.4.

6.3.3 Установка подготовки нефти

6.3.3.1 УПН является составной частью единого технологического комплекса сооружения по сбору НГВС и подготовке нефти. Как правило, УПН размещают на ЦПС.

6.3.3.2 Разработку технологической схемы установки подготовки нефти осуществляют на основании результатов работ специализированной организации (по изучению технологических свойств нефти месторождения, исследованию реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий, теплохимических исследований по определению параметров процессов предварительного и глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, подбору эффективных деэмульгаторов, изучению состава и физико-химических свойств пластовых вод и их стабильности) и разработанных в результате основных технологических параметров (время нахождения в аппарате; температура, расход реагента и др.) процесса подготовки нефти.

6.3.3.3 Разработку ПД УПН выполняют в соответствии с разделом 5 и 6.3.1.

6.3.3.4 Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти обеспечивает физико-химические свойства добываемой нефти после ее подготовки согласно техническому регламенту или иному документу, определяющему физико-химические свойства нефти:

- глубокое обезвоживание нефти;

- обессоливание;

- дегазацию и стабилизацию нефти для обеспечения давления насыщенных паров и физико-химических свойств подготовленной нефти;

- очистку нефти от сероводорода и меркаптанов (при необходимости).

6.3.3.5 Технологическая схема процесса подготовки нефти обеспечивает:

- полную герметизацию процесса подготовки нефти;

- требуемое качество подготовленной нефти;

- возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;

- использование тепла НГВС и по возможности рекуперацию тепла добытой нефти и тепла дренажных вод;

- прием нефти, физико-химические свойства которой не соответствуют заданным требованиям, и подачу ее на повторную подготовку;

- прием подготовленной нефти в резервуары в условиях отсутствия возможности передачи для транспортирования нефти в магистральный трубопровод;

- защиту оборудования, трубопроводов и арматуры от коррозии, выпадения гидратов и т.д.;

- измерение количества и физико-химических свойств материальных потоков.

Технологические расчеты, выбор аппаратуры и трубопроводов проводят на основе данных материального баланса установки и научных рекомендаций по подготовке нефти, с учетом резерва производительности установки до 20%.

После выбора аппаратуры и определения диаметров трубопроводов в технологической схеме указывают значения производительности по каждой ступени технологического процесса и по установке в целом.

При размещении технологического оборудования УПН на схеме учитывают последовательность движения потока подготавливаемой нефти согласно технологическому процессу. При расчете материального баланса учитывают требования 6.3.4.18 и 6.3.9.4.

6.3.3.6 При проектировании УПН рассматривают следующие основные технологические варианты:

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

- подготовка нефти при перекачках ее сырьевыми насосами через все сооружения УПН.

Выбор оптимального варианта проводят на основании технико-экономических расчетов.

6.3.3.7 При проектировании УПН предусматривают следующие мероприятия по сохранению тепла продукции и уменьшению его расхода:

- теплоизоляция труб, аппаратов и арматуры;

- поддержание температуры материальных потоков с помощью обогрева оборудования, трубопроводов и арматуры (необходимость использования рассматривается индивидуально для каждого проекта);

- преимущественное применение "холодных методов" деэмульгации нефти с использованием реагентов-деэмульгаторов.

6.3.3.8 Для нагрева тяжелых нефтей и нефтяных эмульсий рекомендуется применение нагревателей с промежуточным теплоносителем.

6.3.3.9 Пресная вода для обессоливания нефти должна быть химически совместимой с пластовой водой.

6.3.3.10 Для осуществления аналитического контроля физико-химических свойств нефти, газа и воды предусматривают установку пробоотборных устройств на всех ступенях подготовки.

Пробы для определения физико-химических свойств нефти отбирают в соответствии с ГОСТ 2517. Отбор проб попутного нефтяного газа выполняют в соответствии с ГОСТ 31370.

6.3.3.11 Электродегидраторы оснащают надежным ограждением для защиты персонала от высокого напряжения. Устройство ограждения и меры безопасности - в соответствии с требованиями [12] и [21].

6.3.4 Установка подготовки пластовой воды

6.3.4.1 Установка подготовки пластовой воды является составной частью единого технологического комплекса сооружений по подготовке НГВС.

6.3.4.2 На площадках УПН и УПСВ проводят совместную очистку пластовых и производственно-дождевых сточных вод при условии их совместимости.

6.3.4.3 Разработку технологической схемы установки подготовки пластовой воды осуществляют на основании результатов исследовательских работ, выполняемых специализированными организациями.

Результаты исследовательских работ включают:

- состав и физико-химические свойства вод;

- стабильность и химическую совместимость вод;

- начальное и конечное содержание в воде нефти и механических примесей;

- состав и количество водорастворенных газов;

- величину коррозионной активности воды;

- рекомендации по технологии подготовки пластовых и сточных вод (совместная очистка пластовых и производственно-дождевых сточных вод или раздельная);

- рекомендации по выбору ингибиторов коррозии, бактерицидов, ингибиторов солеотложений, нейтрализаторов сероводорода и кислорода;

- рекомендации по местам установки образцов - свидетелей коррозии;

- прогноз количества нефтешлама, образующегося в аппаратах при водоподготовке.

6.3.4.4 Подготовка пластовых, производственных и поверхностных (дождевых) сточных вод для закачки в продуктивные или поглощающие горизонты сводится к удалению из них нефти, газа, механических примесей и железа, а также снижению коррозионной активности воды.

6.3.4.5 В зависимости от требований, предъявляемых к физико-химическим свойствам воды для ее очистки, применяют различные методы:

- отстаивание;

- фильтрование;

- флотацию и др.

Физико-химические свойства закачиваемой в пласт воды определяют техническим проектом на разработку месторождения нефти с учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов.

6.3.4.6 В качестве сооружений для совместной очистки пластовых, производственных и поверхностных (дождевых) сточных вод применяют напорные полые и полочные отстойники, напорные отстойники с коалесцирующей загрузкой, резервуары-отстойники, резервуары-отстойники с гидрофобным жидкостным фильтром (слоем нефти), напорные и безнапорные фильтры и флотаторы, гидроциклоны и другие сооружения, разработанные специализированными организациями по результатам исследовательских работ.

Возможные показатели эффективности работы отдельного оборудования приведены в таблице 2.


Таблица 2 - Эффективность работы отдельного оборудования установки подготовки пластовой воды

Сооружение

Режим работы

Содержание в исходной воде, мг/л

Содержание в очищенной воде, мг/л

нефти

механических примесей

нефти

механических примесей

Мультигидроциклон

-

3000

150

50

15

Резервуар-отстойник

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование8-16 ч, приточный режим

1000

200

Менее 50

30-40

Резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование16-24 ч

5000

300

25-40

20-35

Напорный полый отстойник

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование2 ч

1000

100

30-50

25-40

Напорный полочный отстойник

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование1 ч

1000

100

Менее 20

Менее 20

Отстойник с коалесцирующей загрузкой

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование1,5-2,0 ч

2000

70

10-20

10-15

Флотатор

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование20 мин

200

100

30-50

30-40

Флотатор-дегазатор

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование20 мин

200

20

25

15

Буфер-дегазатор

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование20-40 мин

50

40

25

20

Фильтр кварцевый

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование5 м/ч; размер частиц песка 0,5-1,2 мм

50

40

5-10

5-10

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование - продолжительность процесса; ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование - скорость фильтрования.

6.3.4.7 Технологические расчеты, выбор аппаратуры и трубопроводов проводят на основе данных материального баланса установки и рекомендаций по подготовке воды, с учетом резерва производительности установки до 15%.

Резерв емкостного оборудования предусматривают в соответствии с 5.13.

6.3.4.8 Для отключения аппаратов при их выводе на ремонт предусматривают установку поворотных заглушек.

6.3.4.9 При очистке пластовых вод в аппаратах с избыточным давлением предусматривают их дегазацию, исключающую выделение углеводородного и сероводородного газа в помещениях насосных станций.

Дегазатор совмещают с буферной емкостью насосной станции.

6.3.4.10 Сброс выделившегося газа проводят на факел низкого давления или при соответствующем обосновании - на свечу рассеивания.

6.3.4.11 Для флотационной очистки пластовых сточных вод в первую очередь используют растворенные в воде газы и только при недостаточном их объеме (менее 15-20 л/мГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование) предусматривают искусственное насыщение воды газом. Для процесса флотации используют инертный или нефтяной бессернистый газ.

6.3.4.12 Для доочистки воды фильтрованием применяют, как правило, напорные фильтры с однослойными и двухслойными загрузками. В качестве загрузки фильтра используют кварцевый песок, антрацитовую или мраморную крошку, дробленый керамзит и др.

6.3.4.13 Промывку фильтров осуществляют очищенной или неочищенной сточной водой с подогревом или без него в зависимости от местных условий.

6.3.4.14 При промывке фильтров холодной водой предусматривают периодические пропарки загрузки фильтра передвижными паровыми установками или от котельной.

6.3.4.15 На фильтровальных станциях по очистке пластовых и сточных вод предусматривают специальное устройство для периодической догрузки и полной замены фильтрующего материала. Емкость склада для загрузочного материала составляет не менее 0,5 объема загрузки фильтров станции при замене его в фильтрах через 1-2 года.

6.3.4.16 Регенерацию отработанного песка проводят с помощью ПАВ в сочетании с пропаркой острым паром.

6.3.4.17 Уловленную обводненную нефть возвращают в технологический процесс подготовки нефти.

6.3.4.18 Для очистки пластовых, производственно-дождевых вод методом динамического отстаивания применяют вертикальные резервуары.

Условия применения резервуаров приведены в таблице 3.


Таблица 3 - Условия применения резервуаров для очистки сточных вод

Условие

Показатель

Содержание нефти в воде, поступающей на очистку, мг/л, не более

1000

Кратковременно (в сумме не более 2 ч в сутки) допустимо содержание нефтепродуктов в поступающей воде, %, не более

1

Содержание твердых механических примесей в воде, поступающей на очистку, мг/л, не более

200

Содержание нефтепродуктов в очищенной воде, мг/л, не более

50

Содержание твердых механических примесей в очищенной воде, мг/л, не более

40

6.3.4.19 Подачу сточных вод в резервуар предусматривают через специальное устройство, позволяющее обеспечить равномерное распределение потока.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Текст документа вы можете получить на ваш адрес электронной почты, 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

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование

Название документа: ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование

Номер документа: 58367-2019

Вид документа: ГОСТ Р

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Опубликован: Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2019 год
Дата принятия: 12 марта 2019

Дата начала действия: 15 апреля 2019
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах