- •Нормы технологического проектирования
- •1. Общие положения
- •2. Сбор, транспорт, подготовка нефти, газа и воды а) сооружения технологического комплекса, размещаемые на месторождении Общая часть
- •Обустройство устьев эксплуатационных нефтяных скважин
- •Обустройство кустов скважин
- •Замерные установки
- •Сепарационные установки
- •Трубопроводы нефти и газа
- •Дожимные насосные станции
- •Компрессорная воздуха
- •Узлы ввода реагента
- •Факельная система для аварийного сжигания газа днс
- •Б) сооружения технологического комплекса, размещаемые на цпс Общая часть
- •Установки предварительного сброса пластовых вод (упс)
- •Установки подготовки нефти (упн)
- •Резервуарные парки
- •Узлы учета нефти
- •Классификация узлов учета нефти
- •Нефтенасосные станции
- •Установки подготовки газа (упг)
- •Компрессорные станции (кс)
- •Технологические трубопроводы
- •Факельная система цпс
- •В) сооружения при газлифтной добыче нефти Общая часть
- •Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации
- •Обустройство газовых скважин
- •Газлифтные компрессорные станции
- •Узел предварительной очистки газа на входе в кс
- •Узлы замера и регулирования
- •Аппараты воздушного охлаждения
- •Факельная система кс
- •Внеплощадочные газопроводы
- •Технологические трубопроводы кустов газовых скважин
- •Г) автоматизация технологических процессов Общая часть
- •Пункты управления
- •Д) связь и сигнализация Общая часть
- •Виды производственной связи
- •Внутрипроизводственная связь
- •Узлы связи и станционные устройства
- •Линейные сооружения
- •Е) электроснабжение и электрооборудование
- •Категории электроприемников по надежности электроснабжения нефтяных промыслов в районах крайнего Севера и местностях, приравненных к ним
- •Категории электроприемников по надежности нефтяных промыслов других нефтедобывающих районов страны
- •Коэффициенты для расчета электрических нагрузок
- •3. Требования к водоснабжению, канализации, заводнению нефтяных пластов Водопотребители и нормы водопотребления. Требования к водоснабжению
- •Нормы расхода воды на производственные нужды
- •Требования к качеству воды
- •Требования к системам водоснабжения
- •Особые требования к водопроводным сооружениям
- •Требования к канализации и расходные показатели сточных вод
- •Требования к схемам сбора, очистки и утилизации сточных вод
- •Особые требования к канализационным сооружениям
- •Требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов и расходы ее
- •Требования к схемам заводнения
- •Особые требования к сооружениям и водоводам системы заводнения
- •Особые требования к системам поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях Западной Сибири
- •4. Требования к теплоснабжению, отоплению, вентиляции и кондиционированию воздуха Общая часть
- •Требования к теплоснабжению
- •Требования к отоплению
- •Требования к вентиляции и кондиционированию воздуха
- •5. Основные меропиятия по охране труда, окружащей среды и технике безопасности Охрана труда и техника безопасности
- •Охрана окружающей среды
- •Охрана земель и водоемов
- •6. Основные противопожарные требования Общая часть
- •А) требования к генеральному плану
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения, м
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на центральных пунктах сбора нефти, газа и воды, м
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации
- •Б) пожаротушение
- •Требования к лафетным установкам и водяным оросительным системам
- •Пенотушение
- •В) пожаphoe депо, пожарная сигнализация и связь
- •7. Фонды времени и режим работы рабочих, нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и итр. Замыкающие затраты и трудоемкость продукции Фонд времени
- •Режим работы
- •Нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и итр
- •Замыкающие затраты и трудоемкость продукции
- •Сокращения
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.
Таблица 1
Классификация узлов учета нефти
Классификация узлов учета нефти |
Назначение |
Степень подготовки нефти |
Узел товарного учета |
Предназначен для сдачи товарной нефти нефтедобывающими объединениями Главтранснефти и другим потребителям |
По ГОСТ 9965-76 |
Оперативные узлы промыслового (цехового) учета |
Предназначены для учета добычи нефти промыслом (цехом) |
Не нормируется |
Узлы бригадного учета |
Предназначены для учета продукции скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефти |
Не нормируется |
2.138. Для узлов товарного и оперативного учета нефти рекомендуется, как правило, применять турбинные расходомеры - счетчики жидкости.
Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть стабильным и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемого объема (количества жидкости) более чем на ±10% - для узлов товарного учета и на ±20% - для оперативных узлов промыслового и бригадного учета нефти.
Предел допускаемой относительной погрешности определения массы:
в узлах товарного учета нефти не должен превышать ±0,5% объема нефти;
в оперативных узлах промыслового и бригадного учета ±4,0%.
2.139. При проектировании турбинных расходомеров в оперативных узлах учета должны соблюдаться следующие условия:
а) поток жидкости через узел учета должен быть однофазным (без выделения растворенного газа);
б) поток жидкости через узел учета не должен расслаиваться на нефть (нефтяную эмульсию) и воду.
2.140. В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:
а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;
г) трубопоршневая установка.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.141. В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:
а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);
в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.
Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.
Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.
2.142. Узлы учета следует оснащать средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.
2.143. При опорожнении измерительных линий и фильтров узлов учета для сбора нефти должна предусматриваться отдельная заглубленная емкость или использоваться имеющаяся.
2.144. В обоснованных технико-экономическими расчетами случаях в качестве оперативных узлов бригадного учета нефти следует использовать:
а) измерительную часть групповых замерных установок типа "Спутник" со счетчиком типа ТОР;
б) групповые замерные установки типа "Спутник", по которым сумма периодических измерений продукции скважин характеризует данные о добытой жидкости бригадой по добыче нефти.
В оперативных узлах учета должны быть предусмотрены отводы с задвижками для присоединения передвижной трубопоршневой установки (ТПУ), а при применении стационарной ТПУ расстояние от нее до узлов товарного учета не должно превышать 500 м.
2.145. При узлах бригадного учета продукции скважин следует предусматривать узел замера газа.