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, ГНС, 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 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 (внеплощадных) систем сбора и транспорта продукции 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 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) якори 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 соответствия 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 на 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/в сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м³/в сутки.

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 и 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, агрегирование 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 агрегатов.

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, обеспечивавшие 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 стальных промысловых 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 от 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 решениями.

2.37. Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей и газов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) и однотипных нефтей в каждом отдельном случае должны 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 течении двух суток на расчетном участке его выпадения с периодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода - автоматизированную продувку или откачку конденсата в конденсатопровод.

Дожимные насосные станции

2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительное обезвоживание нефти (при необходимости);

3) нагрев продукции скважин (при необходимости);

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа 1 ступени* на ЦПС, ГНЗ и др.

* При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорный транспорт газа.

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

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

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

2.44. В состав ДНС должны 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 забора нефти;
• блок забора газа;
• блок забора 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.

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, подключенным к ДНС.

2.46. При проектирования 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 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 ДНС 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 расчета 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 1 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 %-ный 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, причем насосная должна иметь резерв в количестве одного насоса.

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 предприятия", 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.

<< назад / к содержанию / вперед >>