Проектирование нефтепроводов

Проектное бюро завода «ОЗРМ» в сотрудничестве с проектным институтом ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет проектирование нефтепроводов, трубопроводов нефтяных и газовых месторождений

Проектирование нефтепроводов

Основные направления проектно-изыскательских работ в области трубопроводного транспорта проектного бюро завода и проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть» являются:

  • проектирование нефтепроводов;
  • проектирование трубопроводов нефтяных месторождений;
  • проектирование трубопроводов нефтяных и газовых месторождений;
  • проектирование трубопроводов газоконденсатных месторождений;
  • проектирование магистральных нефтепроводов;
  • проектирование трубопроводов нефти;
  • проектирование нефтяных трубопроводов;
  • проектирование трубопроводов нефтепродуктов;
  • проектирование нефтепроводов месторождений нефти;
  • проектирование нефтепроводов нефтебазы;
  • проектирование нефтепроводов склада нефти;
  • проектирование нефтепроводов склада нефтепродуктов;
  • проектирование нефтепроводов склада ГСМ;
  • проектирование нефтепроводов нефтеперерабатывающего завода;
  • проектирование нефтепроводов мини НПЗ и НПЗ;
  • проектирование нефтепроводов резервуарного парка нефти;
  • проектирование нефтепроводов ЛПДС;
  • проектирование нефтепроводов транспорт нефти;
  • проектирование конденсатопроводов;
  • проектирование насосных станций объектов трубопроводного транспорта нефти;
  • проектирование объектов трубопроводного транспорта нефти;
  • инфраструктура трубопроводов для добычи и транспорта нефти;
  • инфраструктура трубопроводов для добычи и транспорта конденсата.

ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (взамен ВНТП 3-77, ПТУСП 01-63, СН 433-79)
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ СБОРА, ТРАНСПОРТА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВНТП 3-85

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

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

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

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

1.2. В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:
а) рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;
б) использование электронно-вычислительной техники (системы САПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального, а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды, общепромысловых инженерных коммуникаций, транспортных схем и схем организации текущих ремонтов;
в) применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения от скважин до потребителей;
г) осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти или ЦПС;
д) транспортирование газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС) до ЦПС;
е) обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;
ж) комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;
з) максимальное применение бескомпрессорного транспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;
и) применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированных средств телемеханики и т.п.;
к) применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;
л) осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов электрохимической защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения и т.д.;
м) применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектов производственно-вспомогательного назначения;
н) использование суперблоков, проектирование центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;
п) применение блочных автоматизированных КС повышенной единичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, в том числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;
р) применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;
с) использование неметаллических труб.

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

1.4. При проектировании объектов обустройства нефтяных месторождений, в продукции скважин которых имеется высокое содержание сероводорода, до разработки отдельной инструкции специализированной организацией, следует руководствоваться следующими нормативными документами:
а) «Инструкцией по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород (содержание сероводорода до 6% об.)» Миннефтепрома и Госгортехнадзора СССР и дополнением Госгортехнадзора к разделу 5 данной Инструкции;
б) «Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ» Миннефтепрома;
в) ГОСТ 17365-71;
г) «Инструкцией по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродастой стали для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород» Миннефтегазстроя;
д) «Рекомендациями по выбору материалов, термообработке и применению труб на месторождениях газа, содержащего сероводород» Мингазпрома.

1.5. При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальной агрессивности среды:
а) предотвращение попадания в добываемую нефть, газ и сточные воды кислорода из атмосферы;
б) исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;
в) снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

1.6. В зависимости от коррозионных свойств среды, условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотрены следующие способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:
а) термообработка аппаратов, труб и сварных швов;
б) применение коррозионно-стойких материалов;
в) химическая нейтрализация агрессивной среды;
г) защита оборудования антикоррозионными покрытиями;
д) применение ингибиторов коррозии.

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

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

Указанные материалы должны представляться проектным организациям до начала проектирования.

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

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

  • нефти — от скважин до сооружений магистрального транспорта нефти или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
  • газа — от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);
  • пластовой воды — от пунктов отделения вода от нефти до пунктов ее использования.

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

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

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

1.12. Расчет и установку предохранительных клапанов следует выполнять в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением» и «Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см2, и защите их от превышения давления».

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

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

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

  • применения высокопроизводительного оборудования;
  • рациональной компоновки блочно-комплектных установок и оборудования;
  • максимального размещения оборудования вне зданий.

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

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

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

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

1.17. При проектировании технологических установок различного назначения, компрессорных и насосных станций следует предусматривать:
а) применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновых конструкций и остекления;
б) автоматическое регулирование расхода тепла с помощью средств автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;
в) вторичное использование и утилизацию технологической тепловой энергии путем внедрения противоточных процессов и экономайзеров;
г) использование тепла дымовых газов технологических печей, выхлопных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утилизаторов или другого теплоулавливающего оборудования;
д) использование тепла, содержащегося в выбрасываемом воздухе вентиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше 30 °С и объеме 50000 м3/ч и выше.

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

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

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

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

а) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

Общая часть

2.1. Объекты сбора и транспорта продукции скважин должны обеспечивать:

а) герметизированный сбор и транспорт продукции скважин до ЦПС, бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации до ЦПС, ГПЗ, на собственные нужды и другим потребителям;
б) замер продукции скважин;
в) отделение газа от нефти;
г) учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам;
д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;
е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;
ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.

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

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

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

  • операторную;
  • блок обогрева рабочих;
  • блок мелкого ремонта и хранения инвентаря;
  • площадку для стоянки спецтехники и автотранспорта.

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

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

2.7. Размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках ДНС, УПС, СУ, изоляцию технологических трубопроводов оборудования и аппаратов следует проектировать в соответствии с требованиями п.п.2.87, 2.89¸2.96 настоящих Норм.

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

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

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

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

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

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

Обустройство устьев эксплуатационных нефтяных скважин

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

  1. приустьевая площадка;
  2. площадка под инвентарные приемные мостки;
  3. площадка под ремонтный агрегат;
  4. якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
  5. фундамент под станок-качалку;
  6. станция управления ЭЦН или станком-качалкой (ШГН);
  7. наземное оборудование для эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами;
  8. трансформаторные подстанции;
  9. обвалование территории устьев скважин;
  10. канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.

При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:

  1. узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;
  2. устройство для закачки реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.

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

Обустройство кустов скважин

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

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

2.15. Суммарный свободный дебит одного куста скважин должен приниматься не выше 4000 м3/сутки (по нефти), а газовый фактор — не более 200 м3/м3.

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

Количество скважин в группе не должно превышать четырех.

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

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

  1. приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
  2. замерные установки;
  3. технологические трубопроводы;
  4. блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;
  5. газораспределительные блоки (гребенки);
  6. площадки под ремонтный агрегат;
  7. якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
  8. фундаменты под станки-качалки;
  9. станции управления ЭЦН и ШГН;
  10. трансформаторные подстанции;
  11. площадки под инвентарные приемные мостки;
  12. емкость-сборник;
  13. блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки.

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

Примечания:

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

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

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

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

Замерные установки

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

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

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

Сепарационные установки

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

При проектировании сепарационных установок должны учитываться следующие основные требования:

  • использование трубопроводов сбора для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;
  • обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;
  • обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения газожидкостной смеси в сепараторе;
  • использование технологических методов воздействия при сепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами;
  • блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок;
  • отделение газа от капельной жидкости.

2.22. Проектирование сепарационных установок должно осуществляться в соответствии с требованиями «Руководства по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированию нефтяных сепараторов», «Методических указаний по сепарации обводненных нефтей», «Методических указаний по выбору и применению каплеуловителей в сепарационных установках» Миннефтепрома.

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

  • узел распределения потока по сепараторам;
  • блок сепараторов;
  • узел предварительного отбора газа (депульсатор);
  • выносной каплеуловитель;
  • факел для аварийного сжигания газа;
  • емкость-сборник.

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

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

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

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

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

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

Трубопроводы нефти и газа

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

  1. выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок;
  2. нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;
  3. нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
  4. нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;
  5. газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;
  6. газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов»; технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок — в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188¸2.205).

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

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

Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:

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

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

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

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

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

  • покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);
  • механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;
  • ввод растворителей;
  • пропарку и другие мероприятия.

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

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

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

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

2.38. Выбор материала труб для промысловых трубопроводов следует производить в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» Миннефтепрома, Миннефтегазстроя, Мингазпрома и «Рекомендациями по выбору стальных электросварных труб для промысловых внеплощадочных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений на давление до 9,6 МПа (96 кгс/см2) Миннефтепрома.

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

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

  • при рабочих давлениях до 4 МПа включительно равным заводскому испытательному давлению устанавливаемой запорной арматуры;
  • при рабочих давлениях свыше 4 МПа до 10 МПа равным давлению, вызывающему напряжение в металле трубы не более 0,9 предела текучести.

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

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

  • формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;
  • ввод ингибиторов коррозии;
  • внутреннее защитное покрытие труб.

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

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

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

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

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

(Измененная редакция, Изм. № 1)

Дожимные насосные станции

2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС может включать :

  1. первую ступень сепарации нефти;
  2. предварительный сброс воды (при необходимости);
  3. нагрев продукции скважин (при необходимости);
  4. транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
  5. бескомпрессорный транспорт нефтяного газа I ступени* на ЦПС, ГПЗ и др.;
  6. транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему ППД;
  7. бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
  8. закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

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

  • блок предварительного отбора газа;
  • блок сепарации нефти;
  • блок насосной (с буферной емкостью);
  • блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
  • блок аварийных емкостей;
  • блок замера нефти;
  • блок замера газа;
  • блок замера воды;
  • блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА;
  • блок нагрева продукции скважин (при необходимости);
  • блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
  • блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
  • емкость дренажная подземная.

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

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

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

2.46. При проектировании дожимных насосных станций необходимо предусматривать:

  1. компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке;
  2. сепарацию нефти с предварительным отбором газа;
  3. этажное расположение оборудования;
  4. учет нефти, газа и воды по бригадам;
  5. технологические процессы предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и, как правило, осуществление процесса при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;
  6. получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки.

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

При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 м3 в качестве аварийных следует предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого не более 3000 м3. При этом необходимо предусматривать концевую сепарационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой должна обеспечивать сепарацию максимального объема жидкости, поступающей на ДНС. Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.

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

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

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

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

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

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

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

Компрессорная воздуха

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

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

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

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

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

2.58. Рабочее давление компрессорных низкого давления следует принимать не менее 0,8 МПа (8 кгс/см2).

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

Узлы ввода реагента

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

  • блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
  • блок для дозирования и подачи ингибиторов;
  • блок для подачи химреагентов;
  • склад для хранения химреагентов.

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

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

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

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

Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС.

2.64. В факельную систему следует направлять:

  • нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспорту ввиду их остановки на ремонт или в аварийной ситуации;
  • газ от продувки оборудования и трубопроводов.

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

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

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

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

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

б) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА,

РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА ЦПС

Общая часть

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

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

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

2.72. Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС должен обеспечивать следующие процессы:
а) прием и предварительное разделение поступающей продукции скважин;
б) прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;
в) подготовку нефти;
г) подготовку и утилизацию пластовой и производственно-дождевых вод;
д) прием и учет товарной нефти;
е) прием и подготовку газа к транспорту;
ж) подачу товарной нефти на сооружения магистрального транспорта.

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

а) применение блочных и блочно-комплектных устройств основного технологического назначения, блок-боксов и складывающихся комплектных зданий (СКЗ) для объектов производственно-вспомогательного назначения;
б) блокирование в единый технологический узел с этажной компоновкой основного технологического оборудования;
в) применение аппаратов совместной подготовки нефти и воды;
г) применение оптимизаторов технологических процессов;
д) применение емкостной аппаратуры с большой единичной мощностью;
е) применение аппаратов воздушного охлаждения;
ж) объединение внутриплощадочных коммуникаций общим конструктивным решением;
з) использование несущей способности аппаратуры и трубопроводов большого диаметра для прокладки трубопроводов малых диаметров;
и) применение ингибиторов коррозии;
к) применение неметаллических трубопроводов в соответствии с «Инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб».

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

2.74. Компоновочные решения технологического комплекса сооружений ЦПС должны обеспечивать:
а) максимальную индустриализацию строительства на базе унифицированных блоков и блочно-комплектных устройств;
б) минимальные капитальные и эксплуатационные затраты;
в) необходимую последовательность ведения технологических процессов с минимальным количеством встречных перекачек;
г) работу сооружений по запроектированному технологическому режиму;
д) свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборам контроля и автоматизации;
е) возможность ведения ремонтных работ с помощью средств механизации;
ж) вынос максимально возможного количества оборудования на открытую площадку;
з) оптимальные размеры рабочей площади агрегата, технологического блока, установки;
и) соблюдение требований правил безопасности и противопожарных норм. .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.81. Для аппаратов и оборудования, размещаемых на открытых площадках, должны быть предусмотрены:
а) обогрев аппаратов, исключающий замерзание воды и жидкостей, при их эксплуатации и прекращении работы;
б) возможность быстрой эвакуации воды и застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении работы;
в) устройства для защиты движущихся частей оборудования от атмосферных осадков;
г) средства защиты от коррозии, вызываемой атмосферными осадками;
д) местные укрытия, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации средств автоматизации, регулирующей арматуры.

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

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

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

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

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

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

Количество стояков принимается по расчету, но не менее двух.

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

2.86. Расстояния между аппаратами, колоннами, теплообменниками, разделительными емкостями, отстойниками и другим оборудованием, расположенными внутри одной технологической установки, следует принимать исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания и техники безопасности. При этом необходимо предусматривать:
а) основные проходы по фронту обслуживания щитов управления, а также в местах постоянного пребывания работающих — шириной не менее 2 м;
б) основные проходы по фронту обслуживания машин (компрессоров, насосов и т.п.) и аппаратов, имеющих местные контрольно-измерительные приборы и другие, при наличии постоянных рабочих мест — шириной не менее 1,5 м;
в) проходы между аппаратами, а также между аппаратами и стенами помещений при условии кругового обслуживания — шириной не менее 1 м. Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим часть агрегата, в этом случае расстояние между отдельными аппаратами агрегата определяется технологической целесообразностью и возможностью их обслуживания;
г) проходы для осмотра и периодической проверки и регулировки аппаратов и приборов — шириной не менее 0,8 м;
д) проходы между отдельно стоящими насосами — шириной не менее 0,8 м;
е) проходы у оконных проемов — шириной не менее 1 м;
ж) проходы между компрессорами не менее 1,5 м. Ширина прохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой до 0,8 м) должна быть не менее 1 м;
з) ремонтные площадки, достаточные для разборки и чистки аппаратов и их частей.

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

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

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

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

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

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

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

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

  • при высоте до 30 м — 5200 м2;
  • при высоте 30 м и выше — 3000 м2.

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

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

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

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

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

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

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

При расположении наружной установки у глухой стены производственного здания и необходимости обслуживания этой установки из расположенных в здании помещений, в глухой стене производственного здания допускается устройство выходов на наружную установку при соблюдении следующих условий:
а) выходы должны быть защищены самозакрывающимися противопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа при наличии пандуса высотой не менее 0,15 м;
б) в расчете путей эвакуации эти выходы не учитываются;
в) расстояние от этих выходов до аппаратов и емкостей, расположенных на наружной установке, должны быть не менее 4 м;
г) категория по пожарной опасности наружной установки и помещения, из которого предусмотрен выход, должны быть одинаковыми.

2.91. К одной из стен здания с производствами категорий А, Б, Е допускается примыкание наружной установки без противопожарного разрыва между ними при соблюдении следующих условий:
а) сумма площадей этажа здания (или части здания между противопожарными стенами) и наружной установки не превышает допускаемой площади;
б) ширина наружной установки должна быть не более 30 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

2.96. Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений ЦПС следует проектировать в соответствии с требованиями:
а) Инструкции по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов промышленных предприятий;
б) Указаний по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов предприятий нефтяной и химической промышленности;
в) Перечней изделий, материалов и теплоизоляционных конструкций, применяемых при производстве работ и составляемых ежегодно трестом «Теплоизоляция», и других нормативных документов.

Теплоизоляция аппаратуры и оборудования должна выполняться из несгораемых материалов.

2.97. Уровень шума и вибрации оборудования, устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должны превышать предельно допустимые по санитарным нормам. При вынужденном применении высокошумных агрегатов следует предусматривать:
а) установку глушителей шума;
б) дистанционное управление;
в) звукоизолированные кабины наблюдения.

2.98. Противокоррозионные покрытия внутренних поверхностей отстойной и другой емкостной аппаратуры необходимо предусматривать в соответствии с требованиями следующих руководящих материалов:
а) «Руководства по технологии нанесения защитных покрытий на внутреннюю поверхность резервуаров и технологических аппаратов на нефтепромыслах»;
б) «Инструкции по защите от коррозии эпоксидными составами внутренних поверхностей резервуаров для хранения нефтей и нефтепродуктов в нижней части разных емкостей взамен торкрет-покрытий» Миннефтепрома.

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

2.100. Нормы резервирования насосно-компрессорного оборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовки нефти и газа, должны приниматься из расчета:
а) для компрессорных станций — один резервный компрессор при числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессора при числе рабочих компрессоров более пяти;
б) для насосных — один резервный насос для группы от одного до пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей и др.) резерв может быть увеличен;
в) для насосно-компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривается;
г) для компрессоров воздуха предусматривается резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительный резерв не предусматривается.

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

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

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

2.103. Топливный газ для печей нагрева должен удовлетворять следующим требованиям:
а) давление и физико-химическая характеристика должны соответствовать техническим условиям на поставку печей нагрева;
б) в нем должна отсутствовать капельная жидкость.

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

При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться требованиями, изложенными в п.п.2.53¸2.59 настоящих Норм.

2.105. Для объектов и установок ЦПС необходимо предусматривать единую систему воздухоснабжения. При этом на каждом отдельном объекте (установке), потребляющем 10 нм3 воздуха в час и более, следует предусматривать ресивер сжатого воздуха с обеспечением не менее 0,5 ч работы установки без подачи воздуха из сети, а также аварийную сигнализацию, предупреждающую о недопустимом понижении давления воздуха.

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

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

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

2.108. Механизация труда на объектах и сооружениях ЦПС должна предусматривать:
а) максимальное применение передвижных подъемно-транспортных средств (пневмоколесных и автомобильных кранов, автопогрузчиков и др.);
б) комплексную механизацию, исключающую использование тяжелого физического труда;
в) механизацию демонтажных работ по всему комплексу оборудования ЦПС;
г) компоновочные решения, позволяющие обслуживать ремонтные работы передвижными подъемно-транспортными средствами;
д) ремонтные площадки с въездом автотранспорта, для демонтажа оборудования, расположенного под навесом.

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

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

2.111. Для механизации работ на колонных и других аппаратах следует предусматривать:
а) установку на колоннах кран-укосин, грузоподъемность и вылет которых необходимо принимать с учетом диаметра колонны и размеров вспомогательных площадок;
б) для аппаратов воздушного охлаждения и теплообменных аппаратов — передвижные краны и экстракторы.

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

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

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

2.114. Ремонтные работы на печах должны производиться передвижными кранами.

2.115. Компоновка блоков установок подготовки нефти, а также компоновка установок в целом должна выполняться из условия обеспечения:
а) принятого технологического режима установки;
б) минимального количества встречных перекачек;
в) свободного доступа к местам обслуживания оборудования, приборам контроля и автоматизации, а также арматуре при их обслуживании и ремонте;
г) возможности ведения ремонтных работ с помощью средств механизации;
д) требований норм противопожарного проектирования.

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

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

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

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

Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары.

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

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

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС)

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

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:
а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в «отстойные» аппараты;
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней не более 5-10% (маc).

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

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

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

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

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

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

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

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

Установки подготовки нефти (УПН)

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

2.127. Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен, как правило, обеспечивать:
а) глубокое обезвоживание нефти;
б) обессоливание;
в) снижение упругости паров товарной нефти;
г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;
д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

2.128. Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:
а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;
б) требуемое качество товарной нефти;
в) гибкость и маневренность работы установки;
г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;
д) использование тепла продукции скважин;
е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном исполнении.

2.129. При проектировании УПН должны рассматриваться следующие основные технологические варианты:
а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспортировке ее через все сооружения УПН за счет энергии пласта, насосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных станций;
б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сырьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.

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

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

2.130. При проектировании УПН должны предусматриваться следующие мероприятия по сохранению тепла продукции и уменьшению его расхода:
а) теплоизоляция труб и аппаратов;
б) преимущественное применение «холодных методов» деэмульсации нефти с использованием реагентов-деэмульгаторов;
в) максимальная блокировка зданий производственного и подсобно-вспомогательного назначения;
г) размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках.

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

Для нефтей о высоким содержанием углеводородов С1-С5 в целях уменьшения потерь от испарения из резервуаров промыслов и магистральных нефтепроводов следует предусматривать проведение стабилизации нефти. Глубина отбора легких углеводородов и метод стабилизации должны быть обоснованы в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами с учетом содержания в нефти углеводородов С1-С5 и направления использования продуктов стабилизации.

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

Резервуарные парки

2.133. Для установок подготовки нефти следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти:
а) для сырья — суточный объем, поступающий на установку подготовки нефти;
б) для товарной нефти — объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистралъного транспорта суммарный объем резервуарных емкостей и их количество должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.

В качестве резервуарных емкостей следует предусматривать стальные резервуары типа РВС.

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

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

2.135. В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.). При этом газ должен направляться на компрессорную установку или, в обоснованных случаях, сбрасываться на факел.

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

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

Узлы учета нефти

2.137. Узлы учета нефти должны проектироваться в соответствии с требованиями нормативных документов:
а) «Инструкции по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях» Миннефтепрома и Госстандарта СССР;
б) «Временных рекомендаций по проектированию и эксплуатации узлов учета нефти с турбинными счетчиками» Миннефтепрома;
в) «Основных требований к техническим средствам измерения при организации бригадного учета нефти» Миннефтепрома;
г) «Положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду» Миннефтепрома.

Классификация узлов учета нефти

Узел товарного учета
Предназначен для сдачи товарной нефти нефтедобывающими объединениями Главтранснефти и другим потребителям
По ГОСТ 9965-76

Оперативные узлы промыслового (цехового) учета
Предназначены для учета добычи нефти промыслом (цехом)
Не нормируется

Узлы бригадного учета
Предназначены для учета продукции скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефти
Не нормируется

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

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

Предел допускаемой относительной погрешности определения массы:

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

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

2.139. При проектировании турбинных расходомеров в оперативных узлах учета должны соблюдаться следующие условия:
а) поток жидкости через узел учета должен быть однофазным (без выделения растворенного газа);
б) поток жидкости через узел учета не должен расслаиваться на нефть (нефтяную эмульсию) и воду.

2.140. В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:
а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы — влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;
г) трубопоршневая установка.

2.141. В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:
а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);
в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.

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

Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.

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

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

2.144. В обоснованных технико-экономическими расчетами случаях в качестве оперативных узлов бригадного учета нефти следует использовать:
а) измерительную часть групповых замерных установок типа «Спутник» со счетчиком типа ТОР;
б) групповые замерные установки типа «Спутник», по которым сумма периодических измерений продукции скважин характеризует данные о добытой жидкости бригадой по добыче нефти.

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

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

Нефтенасосные станции

2.146. Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения предусматриваются:
а) для технологических перекачек на установках подготовки нефти;
б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;
в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.

Функции различных типов насосных могут совмещаться в одной станции.

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

Проектирование нефтебаз