Сооружения технологического комплекса, размещаемые на ЦПС, часть 1

2.69. На центральном пункте сбора (ЦПС) следует предусматривать преимущественно в блочном и блочно-комплексном 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 следующее 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 одиночной 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 вода комплектной поставки в блочно-промышленном 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 процессу; 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 атом, 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 жидкостей 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 эвакуация 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 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 жидкостей 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 направляется 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 помещения, при условии кругового обслуживания - шириной не менее 1 м. Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим часть агрегата, в этом случае расстояние между отдельными агрегатами определяются технологической целесообразностью и возможностью их обслуживания; г) проходы для осмотра и периодической проверки в 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; д) проходы между компрессорами не менее 1,5 м. ширина прохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой до 0,8 м) должны быть не менее 1м; з) ремонтные площадки, достаточные для разборки и очистки 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. Длина 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 категории В, Г, Д должно бить 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 площади, но не ближе 10 м от печей нагрева, следует устанавливать запорную арматуру.

2.95. Подземные 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) Инструкция по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов промышленных предприятий;

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

в) Перечнем 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 должен превышать предельно допустимых 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) "Инструкция 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, определенными 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. Понижаемые 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 ЦДС;

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

д) ремонтные площадки с въездом автотранспорта, для демонтажа оборудования, расположенного вод 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 диметра 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 должен осуществляться средствами механизации, вбираемыми в зависимости от места размещения аппаратуры.

Демонтаж и монтаж арматуры, расположенной под навесом и в зданиях, должны предусматриваться стационарными кранами и монорельсами, предназначенными для ремонта машинного оборудования и 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 подготовка 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 воды не более 5 - 10 % (мас).

2.120. Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин (на ЦПС или на месторождения) 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 оброс с предохранительных клапанов следует направлять на факел.

Установки подготовки нефти (УПН)

2.126. Установки подготовки нефти являются составной частью единого технологического комплекса сооружения 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" деэмульгации 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.) определяется ГОСТ 9965-76 и, в отдельных случаях, специальными техническими условиями.

Для нефтей с 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 магистрального транспорта суммарный объем резервуарных емкостей должен 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 противокоррозийоное 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) "Инструкция 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 учет​а нефти

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 трубопровода до и после преобразователей расхода, запорно-регулируемой аппаратурой с устройством контроля протечек);

б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

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

г) гидропоршневая 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.

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

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

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

• при производительности до 1000 м³/сут - 1 агрегат;
• при производительности от 1001 м³/сут и выше - не менее двух агрегатов.

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

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

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

Установка подготовки газа (УПГ)

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

а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка осушки газа от влаги.

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

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка НТК с впрыском гликоля.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.162. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м3 газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).

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

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

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

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

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

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

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

б) применяемая аппаратура компрессорной станции, предназначенная для работы с газом, в котором содержится сероводород с парциальным давлением более 0,0003 МПа (0,003 кгс/см²) в обязательном порядке должна быть согласована с организацией-разработчиком этого оборудования - Минхиммашем;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

а) от протечек сальников компрессорных цилиндров;

б) из фонаря компрессорных цилиндров;

в) из картера газомоторного двигателя.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При проектировании компрессорной станции самостоятельным объектом маслохозяйство ГКО должно включать:

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

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

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

г) насосы для перекачки свежего и отработанного масла;

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

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

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

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

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

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

<< назад / к содержанию / вперед >>