Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

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)

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

 

Дата введения 1986-03-01

 

 

В разработке ВНТП 3-85 принимали участие:

Зам. главного инженера института А.Ф.Бочкарев

Начальник отдела ВиК С.В.Мурашкин

Начальник технологического отдела N 1 В.С.Абкин

Гл. специалист технологического отдела N 2 Ю.Н.Дмитриев

Гл. специалист отдела АиТ Е.В.Степанов

Гл. специалист технического отдела Б.А.Колоярцев

Гл. специалист строительного отдела Г.Е.Романов

Начальник сантехнического отдела В.И.Беловольский

 

ВНЕСЕНЫ Государственным институтом по проектированию иисследовательским работам в нефтяной промышленности"Гипровостокнефть"

 

СОГЛАСОВАНЫ:

Госгортехнадзор СССР письмо от 08.10.85 N 04-20/433

ГУПО МВД СССР письмо от 06.11.85 N 7/6/3691

ЦК профсоюза нефтяной и газовой промышленности протоколомот 10.09.85 N 44

 

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства нефтяной промышленности N32 от 10 января 1986 г. по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР письмо от16.12.85 N 45-1107

 

ВЗАМЕН ВНТП 3-77, ПТУСП 01-63, СН 433-79

 

ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное и введенное в действиеМинистерством нефтяной промышленности от 19 апреля 1989 г. № 201.

 

Пересмотр "Норм технологического проектированияобъектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяныхместорождений" 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, учрежденийи предприятий Миннефтепрома, осуществляющих проектирование и строительствообъектов 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 кпредприятиям нефтедобывающей промышленности и СН 433-79, - в части требований кпроектированию объектов нефтедобывающей промышленности.

 

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Нормы содержат требования и положения, обязательныепри проектировании объектов, сооружений и технологических процессовобустройства систем сбора, транспорта, подготовки нефти, нефтяного газа ипластовых вод, заводнения нефтяных пластов, газлифтной эксплуатации нефтяныхскважин, водоснабжения и канализации, телемеханизации, автоматизации имеханизации производственных процессов, электроснабжения, связи и сигнализации,теплоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а такжетребования по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды нанефтяных 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 идр.).

При реконструкции или техническом перевооружениидействующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую илиподлежащую техническому перевооружению часть.

1.2. В проектах обустройства нефтяных месторожденийнеобходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-техническихдостижений и прогрессивных технических решений:

а) рациональное использование природных ресурсов иэкономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовыхресурсов;

б) использование электронно-вычислительной техники (системыСАПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального,а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки итранспортирования 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 путидвижения от скважин до потребителей;

г) осуществление однотрубного герметизированного сборанефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти или ЦПС;

д) транспортирование газонасыщенной нефти от ДНС илипунктов сбора (ПС) до ЦПС;

е) обезвоживание и обессоливание предварительнообезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (принеобходимости термической) на концевых ступенях;

ж) комплексную автоматизацию и телемеханизациютехнологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа сбезрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;

з) максимальное применение бескомпрессорноготранспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации допотребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;

и) применение методов кустового строительства скважин приобустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок,оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебитаскважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированныхсредств телемеханики и т.п.;

к) применение высокоэффективных ингибиторов коррозии втрубопроводных системах при транспортировании продукции скважин иреагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;

л) осуществление коридорной объединенной прокладкипромысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики,автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем иобъектов электрохимической защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения ит.д.;

м) применение в максимально возможных объемах блочного иблочно-комплектного оборудования и установок основного технологическогоназначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектовпроизводственно-вспомогательного назначения;

н) использование суперблоков, проектирование центральныхпунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппаратуры иоборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, сэтажным (ярусным) размещением технологического оборудования;

п) применение блочных автоматизированных КС повышеннойединичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, втом числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;

р) применение индустриальных методов строительства объектовинфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальныхзаготовок;

с) использование неметаллических труб.

1.3. Нормы не распространяются на проектирование объектовобустройства газовых и газоконденсатных месторождений, объектов подготовки ипереработки природного газа, переработки нефтяного газа, хранения и транспортасжиженных газов, складов для хранения нефти и нефтепродуктов, магистральныхнефте-, продукто- и газопроводов, на строительство разведочных иэксплуатационных скважин, а также нефтяных месторождений; с высоким содержаниемсероводорода (в соответствии с градацией, принятой в "Нормахпроектирования промысловых стальных трубопроводов"), морских, разрабатываемыхшахтным способом, расположенных в зоне вечномерзлых грунтов, с сейсмичностьюсвыше 6 баллов, с карстовыми образованиями, в районах горных выработок,просадочных грунтов.

1.4. При проектировании объектов обустройства нефтяныхместорождений, в продукции скважин которых имеется высокое содержаниесероводорода, до разработки отдельной инструкции специализированнойорганизацией, следует руководствоваться следующими нормативными документами:

а) "Инструкцией по безопасности работ при разработкенефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород(содержание сероводорода до 6% об.)" Миннефтепрома и Госгортехнадзора СССРи дополнением Госгортехнадзора к разделу 5 данной Инструкции;

б) "Инструкцией по безопасному ведению работ приразведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений свысоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ"Миннефтепрома;

в) ГОСТ 17365-71;

г) "Инструкцией по технологии сварки, по термическойобработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродастой стали длятранспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород"Миннефтегазстроя;

д) "Рекомендациями по выбору материалов,термообработке и применению труб на месторождениях газа, содержащегосероводород" Мингазпрома.

1.5. При проектировании мероприятий по защитенефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозииагрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры,направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальнойагрессивности среды:

а) предотвращение попадания в добываемую нефть, газ источные воды кислорода из атмосферы;

б) исключение возможности смешивания сероводородсодержащихнефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введенияв практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности трубсплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применениякоррозионно-стойких материалов;

в) снижение коррозийной агрессивности среды с помощьюдеаэраторов и других средств.

1.6. В зависимости от коррозионных свойств среды, условийэксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотреныследующие 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 основанииутвержденных схем (проектов) разработки, проектов пробной эксплуатации (ППЭ) идругой технологической проектной документации, разрабатываемой в системеМиннефтепрома.

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

Указанные материалы должны представляться проектныморганизациям до начала проектирования.

1.8. При выборе технологических схем комплексов сбора иподготовки нефти, газа и воды следует руководствоваться "Унифицированнымитехнологическими схемами комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды"Миннефтепрома.

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

нефти - от скважин до сооружений магистрального транспортанефти или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);

газа - от пунктов сепарации до сооружений магистральноготранспорта газа или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);

пластовой воды - от пунктов отделения вода от нефти допунктов ее использования.

1.10. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа иводы должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологическогокомплекса подготовки, транспорта нефти и газа на площадке центрального пунктасбора (ЦПС) на территории или в районе наиболее крупного месторождения инадежную работу объектов, возможность внедрения бригадного метода труда.

При обустройстве крупных месторождений и группыместорождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяногорайона допускается децентрализованное размещение технологических объектов исооружений (УПС, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятыхрешений должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставлениявариантов обустройства в соответствии с "Методикой определенияэкономической эффективности капитальных вложений" Госплана СССР и ГосстрояСССР.

1.11. Соответствие основных параметров блочных иблочно-комплектных установок конкретным условиям их работы должно определятьсярасчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.

1.12. Расчет и установку предохранительных клапанов следуетвыполнять в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопаснойэксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением" и"Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100кгс/см2, и защите их от превышения давления".

1.13. Размещение оборудования на открытых площадках взависимости от климатических условий следует производить в соответствии с"Перечнем технологического оборудования объектов основного производстваобустройства нефтяных месторождений, подлежащего размещению на открытыхплощадках" Миннефтепрома.

1.14. Рабочие площади для размещения отдельных агрегатов иоборудования объектов и сооружений непосредственно на месторождении и ЦПСдолжны определяться с учетом условий безопасности, удобства техническогообслуживания и конкретных требований к трубопроводной обвязке.

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

применения высокопроизводительного оборудования;

рациональной компоновки блочно-комплектных установок иоборудования;

максимального размещения оборудования вне зданий.

1.15. Категорию производств по взрывной, взрывопожарной ипожарной опасности, классификацию взрывоопасных зон следует принимать всоответствии с "Временными указаниями по классификации основныхпроизводств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по ихпожаро- и взрывоопасности" Миннефтепрома, "Указаниями по определениюкатегории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности" иПУЭ; категорию и группу взрывоопасной смеси следует принимать по ГОСТ12.1.011-78.

При применении, производстве или хранении новыхнеорганических, органических и полимерных веществ и материалов, выделяющихвзрыво- и пожароопасные газы, пары и пыль, категории производств по взрывной, взрыво-пожарнойи пожарной опасности определяются в установленном порядке на основаниирезультатов специальных исследований.

1.16. Для объектов, зданий и сооружений с постояннымпребыванием в них обслуживающего персонала специальные требования по температуре,чистоте, влажности и скорости движения воздуха, уровню шума и вибрации должныопределяться в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ12.1.012-78. При отсутствии обслуживающего персонала указанные требования непредъявляются.

Расчет и проектирование шумоглушения на рабочих местахследует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП "Защита отшума".

1.17. При проектировании технологических установокразличного назначения, компрессорных и насосных станций следуетпредусматривать:

а) применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновыхконструкций и остекления;

б) автоматическое регулирование расхода тепла с помощьюсредств автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;

в) вторичное использование и утилизацию технологическойтепловой энергии путем внедрения противоточных процессов и экономайзеров;

г) использование тепла дымовых газов технологических печей,выхлопных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утилизаторов илидругого теплоулавливающего оборудования;

д) использование тепла, содержащегося в выбрасываемомвоздухе вентиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше 30 °С иобъеме 50000 м3/ч и выше.

1.18. Для технологических установок различного назначения сприменением систем охлаждения следует предусматривать по возможности безводныесистемы (использование воздуха или другого охлаждающего агента). Припроектировании циркуляционных систем охлаждения они должны предусматриватьсябез разрыва струи с применением аппаратов воздушного охлаждения.

1.19. При реконструкции, расширении и техническомперевооружении действующих комплексных сборных пунктов, ДНС производительностьюболее 3 млн.т/год, пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованияминастоящих Норм, предъявляемыми к ЦПС.

1.20. Технологические трубопроводы промышленных площадокскважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ,БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УПН и др. следует проектировать в соответствии стребованиями "Инструкции по проектированию технологических стальныхтрубопроводов 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 должныобеспечивать:

а) герметизированный сбор и транспорт продукции скважин доЦПС, бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации до ЦПС, ГПЗ, насобственные нужды и другим потребителям;

б) замер продукции скважин;

в) отделение газа от нефти;

г) учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам ицехам;

д) использование концевых участков нефтесборныхтрубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовкик разделению продукции скважин;

е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое покачеству сбрасываемой пластовой воды;

ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора итранспортирования при обычных температурах.

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

2.3. Соответствие блочных, блочно-комплектных, типовых иповторно применяемых проектов установок сепарации, дожимных насосных станций,установок подготовки нефти, предварительного сброса воды и др. конкретнымусловиям работы при их привязке должно проверяться технологическим расчетомматериального баланса по принятому режиму их работы, по результатам которогоуточняются расходные показатели и правильность подбора каждого видаоборудования.

2.4. При размещении на ДНС или кусте скважин опорногопункта 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 предусматриватьсокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов иприменения эффективных теплоизоляционных материалов при наземной и надземнойпрокладке их.

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

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

2.8. Механизацию труда на объектах и сооружениях системысбора и транспорта продукции скважины следует предусматривать в соответствии стребованиями п.п.2.108-2.114 настоящих Норм.

2.9. Режим работы системы сбора и транспорта продукциискважин должен быть непрерывным, круглосуточным, с расчетной продолжительностьютехнологического процесса 365 суток.

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

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

Каждая бригада должна иметь самостоятельную технологическуюлинию по сепарации, предварительному сбросу воды, учету и транспорту продукциискважин, до создания и внедрения других методов учета продукции, не требующихтехнологических линий для каждой бригады. Сооружения по аварийному хранениюпродукции скважин (концевая сепарационная установка, аварийные емкости) должныпроектироваться общими. Во всех остальных случаях на ДНС должнапредусматриваться одна технологическая линия.

2.11. Спуск пожаро- и взрывоопасных продуктов изтехнологических аппаратов, ДНС, СУ, КС, УПГ, величину предельно допустимогоуровня шума, вибрации, контроля состояния воздушной среды, предупредительныемеры и способы защиты оборудования от коррозии следует проектировать всоответствии 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 отспособа 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 скважингидропоршневыми насосами;

8) трансформаторные подстанции;

9) обвалование территории устьев скважин;

10) канализационная емкость-сборник с инвентарнымиподдонами.

При необходимости на площадке устьев скважинпредусматриваются:

1) узлы для запуска очистных устройств выкидныхтрубопроводов;

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 длянефтяных и газовых скважин".

 

Обустройство кустов скважин

 

2.14. Куст скважин - специальная площадка естественного илиискусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьямискважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние неменее 50 м, а также технологическим оборудованием и эксплуатационнымисооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонтаскважин, 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 долженприниматься не выше 4000 м3/сутки (по нефти), а газовый фактор - неболее 200 м33.

2.16. Устья скважин в кусте должны располагаться на однойпрямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускаетсяразмещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м - дляусловий Западной Сибири (в заболоченной местности) и не менее 20 м - дляскважин, 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 накусте 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 идр.;

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 блокиводораспределительной гребенки.

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

Примечания:

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

2. Размещение сооружений на кусте скважиндолжно учитывать возможность применения третичных методов и перевода скважин намеханизированную добычу, когда такое решение предусматривается втехнологической схеме разработки.

3. Загрязненные стоки при ремонте скважиндолжны собираться в инвентарные поддоны и емкости, которыми должны бытьоснащены ремонтные бригады.

 

2.18. Трубопроводы на кусте скважин должны проектироватьсяв соответствии с требованиями подраздела "Технологическиетрубопроводы" настоящих Норм. Прокладку трубопроводов на кусте следуетпредусматривать, как правило, подземной.

 

Замерные установки

 

2.19. В качестве замерных установок следует применятьустановки типа "Спутник", "Биус" и других модификаций.Количество установок и их размещение должно определяться технико-экономическимрасчетом.

2.20. Соответствие паспортных данных замерных установокконкретным условиям работы должно проверяться расчетом с учетомфизико-химических свойств продукции скважин.

На площадках замерных установок при необходимости должнапредусматриваться установка блоков закачки реагента-деэмульгатора и ингибиторакоррозии.

 

Сепарационные установки

 

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

При проектировании сепарационных установок должныучитываться следующие основные требования:

использование трубопроводов сбора для подготовки продукциискважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структурытечения;

обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин всепараторы с учетом структуры течения газожидкостной смеси;

обеспечение благоприятных гидродинамических условий дляразделения газожидкостной смеси в сепараторе;

использование технологических методов воздействия присепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами;

блочность, агрегатирование и унификация внешних ивнутренних узлов сепарационных установок;

отделение газа от капельной жидкости.

2.22. Проектирование сепарационных установок должноосуществляться в соответствии с требованиями "Руководства попроектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений и конструированиюнефтяных сепараторов", "Методических указаний по сепарацииобводненных нефтей", "Методических указаний по выбору и применениюкаплеуловителей 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 энергетическихвозможностей нефтяной залежи, физико-химических характеристик свойств нефти,конечного целевого использования углеводородного сырья (технологической схемыпоследующей подготовки и транспорта нефти и газа до пунктов их потребления).

Для отдельных ступеней сепарации нефти следует применятьблочные автоматизированные установки (типа УБС, УБС-М, УБСН, сепараторынефтегазовые типа НГС и др.). Сепарационные установки одной ступени сепарациидолжны компоноваться, как правило, из однотипных аппаратов.

2.25. Производительность сепараторов по жидкости должнаприниматься в соответствии с "Методическими указаниями по сепарацииобводненных нефтей", производительность по газу следует проверять расчетомпо действующим методикам.

При выборе сепараторов для нефтей, склонных кпенообразованию, расчет их следует выполнять по данным научно-исследовательскихорганизаций.

2.26. Производительность и давление насосов сепарационныхустановок типа УБСН должна проверяться расчетным путем по графикам совместнойработы насоса и трубопровода.

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

 

Трубопроводы нефти и газа

 

2.28. В систему сбора и транспорта продукции нефтяныхскважин входят:

1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукциискважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы,нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок допунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;

3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной илиразгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС доЦПС;

4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПСдо сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа отустановок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ исобственных нужд промпредприятий;

6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС досооружений магистрального транспорта газа.

2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать всоответствии с требованиями "Норм проектирования промысловых стальныхтрубопроводов"; технологические трубопроводы в пределах промышленныхплощадок - в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188¸2.205).

2.30. Гидравлический расчет системы сбора продукции скважиндолжен выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработкиместорождения и другой технологической проектной документации на разработкуместорождения, а также научных рекомендаций по реологическим ифизико-химическим свойствам нефти, газа и воды, выданных проектной организациидо начала проектирования.

2.31. Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора отскважин до ДНС при движении по ним нефтегазовых (нефтеводогазовых) смесейследует выполнять по "Методике гидравлического расчета трубопроводов исистем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей".

Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:

на максимальную добычу жидкости, принимаемую по даннымтехнологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующуюобводненности на этот период;

на максимальную вязкость и соответствующую ей добычужидкости.

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

2.32. Гидравлический расчет трубопроводов при движении поним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формулеДарси-Вейсбаха.

2.33. Минимальный условный диаметр выкидного трубопроводаот нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. Проектирование выкидныхтрубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновыватьсятехнико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетомспецифических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемойнефти (жидкости).

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

покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки идр.);

механическую очистку внутренних стенок трубопроводов отпарафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;

ввод растворителей;

пропарку и другие мероприятия.

2.35. Трубопроводы для транспорта нефти с температуройзастывания на 15 °С и более превышающей температуру грунта на глубине ихукладки должны проектироваться в соответствии с требованиями "Методикиопределения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновыенефти". Температура застывания нефтей должна определяться по"Методике определения температуры застывания парафиновых нефтей.Реологические свойства".

Для обеспечения транспортирования по трубопроводам нефти стемпературой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине укладкитрубопровода с высокой вязкостью (7.0-10.0 Ст) следует предусматриватьинженерные решения (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение смаловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).

2.36. Выкидные трубопроводы от скважин должныпроектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки сдругими инженерными коммуникациями.

2.37. Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей игазов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) иоднотипных нефтей в каждом отдельном случае должен проектироваться на основаниитехнико-экономических обоснований с учетом конкретных условий, целевогоназначения использования нефти и газа, возможности осуществлениятехнологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, газа иводы, магистрального транспорта их до потребителей.

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

2.39. Давление испытания на прочность промысловыхтрубопроводов для всех нефтедобывающих районов страны (за исключением районовКрайнего Севера и приравненных к ним) следует принимать в соответствии стребованиями норм "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемкиработ".

Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним давлениеиспытания промысловых трубопроводов на прочность с учетом гидростатическогонапора жидкости в трубах следует принимать:

при рабочих давлениях до 4 МПа включительно равнымзаводскому испытательному давлению устанавливаемой запорной арматуры;

при рабочих давлениях свыше 4 МПа до 10 МПа равнымдавлению, вызывающему напряжение в металле трубы не более 0,9 пределатекучести.

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

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

формирование структуры потока, предотвращающей расслоениефаз и выделение жидкости;

ввод ингибиторов коррозии;

внутреннее защитное покрытие труб.

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

Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ25812-83.

2.41. Гидравлический расчет газопроводов следуетпроизводить по формуле ВНИИгаза в соответствии с "Указаниями погидравлическому расчету подземных магистральных газопроводов при стационарномрежиме" Мингазпрома.

При транспорте газа без вывода конденсата (газожидкостнойсмеси) гидравлические расчеты следует выполнять согласно "Инструкции погидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостныхсмесей" ВНИИгаза, Мингазпрома.

2.42. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующихвлажный нефтяной газ, должны предусматриваться конденсатосборники с размещениемих в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарныйобъем конденсатосборников следует предусматривать на прием конденсата,образовавшегося в течение двух суток на расчетном участке его выпадения спериодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличииконденсатопровода или нефтесборного трубопровода - автоматизированную продувкуили откачку конденсата в трубопроводы.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

Дожимные насосные станции

 

2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС можетвключать :

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.;

_____________

* Присоответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорныйтранспорт газа.

 

6) транспортирование при наличии предварительного сбросаподготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовойводы;

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

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

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

блок предварительного отбора газа;

блок сепарации нефти;

блок насосной (с буферной емкостью);

блок предварительного обезвоживания и очистки пластовойводы;

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 передпервой ступенью сепарации;

блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;

емкость дренажная подземная.

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

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

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

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

2.46. При проектировании дожимных насосных станцийнеобходимо предусматривать:

1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведенияосновных 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 обезвоживанияи очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первойступени сепарации и, как правило, осуществление процесса при естественнойтемпературе 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 аварийныегоризонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давлениесепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимальногообъема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Расчет производитсяпо среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.

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

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

2.48. При размещении ДНC на месторождениях, расположенных взаболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты, пустынях(Тюменская, Томская, Иркутская области, Коми АССР, Якутская АССР, Красноярскийкрай, Туркменская ССР), суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС долженприниматься из расчетам 8-12-часового запаса поступающей жидкости. КоличествоРВС и их номинальный единичный объем определяются технико-экономическимирасчетами.

2.49. Высота расположения буферной емкости насоса должнаопределяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкостии приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационногозапаса насоса; высота постамента под сепараторы ступени сепарации - с учетомразности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкостии потерь давления в трубопроводе.

Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНСследует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов ввертикальной плоскости.

2.50. Дожимные насосные станции должны проектироватьсяблочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, безпостоянного обслуживающего персонала.

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

2.52. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования иаварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжиганиягаза.

 

Компрессорная воздуха

 

2.53. При проектировании компрессорных воздуха следуетруководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатациистационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов".

2.54. С целью обеспечения нормальной работы приборов КиАнеобходимо предусматривать в составе компрессорной аппаратуру для осушки иочистки воздуха.

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

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

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

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

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

 

Узлы ввода реагента

 

2.60. Узлы ввода реагента объектов и сооружений сбора итранспорта 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 должныиспользоваться блоки заводского изготовления.

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

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.62. Склад для хранения химреагентов должен иметьгрузоподъемное устройство, размещаться в здании или под навесом с соблюдениемправил пожарной безопасности.

2.63. Норма запаса реагентов на складе при хранении его вбочках - до 30 суток. При доставке реагентов водным транспортом норму запасов искладирования 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 поподготовке 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 расчетнымпутем с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздухав соответствии с "Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредныхвеществ, содержащихся в выбросах предприятий", а также допустимых тепловыхвоздействий на человека и объекты, и быть не менее 10 м - для газов, несодержащих сероводород, и 35 м - для газов, содержащих сероводород. При этомскорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключениявозможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

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

2.66. На трубопроводе перед факельной трубой необходимопредусматривать установку огнепреградителей. При отсутствии в составе ДНСконцевой сепарационной установки и аварийных емкостей типа РВС установкаогнепреградителей не предусматривается.

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

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

 

б) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА,

РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА ЦПС

 

Общая часть

 

2.69. На центральном пункте сбора (ЦПС) следуетпредусматривать преимущественно в блочном и блочно-комплектном исполнениикомплекс сооружений, обеспечивающий последовательное проведение непрерывных,взаимозависимых технологических процессов по приему, подготовке итранспортированию нефти, газа и воды.

2.70. Поступающая на ЦПС продукция скважин в зависимости отконкретных условий должна подаваться через все технологические сооружения ееподготовки за счет максимального использования энергетических возможностейпродуктивных пластов месторождения или насосов механизированной добычи нефти иДНС, или за счет использования сырьевых насосов в составе сооружений подготовкинефти. Вариант подачи продукции скважин должен обосновыватьсятехнико-экономическими расчетами.

2.71. Целесообразность размещения всего комплексасооружений по подготовке продукции скважин на ЦПС или части этих сооружений наместорождении (сепарационные установки, установка предварительного сбросапластовой воды, ДНС и др.) должна в каждом конкретном случае определятьсятехнико-экономическими расчетами.

2.72. Технологический комплекс по подготовкепродукции скважин на ЦПС должен обеспечивать следующие процессы:

а) прием и предварительное разделение поступающей продукциискважин;

б) прием и учет продукции, поступающей от ближайшихскважин;

в) подготовку нефти;

г) подготовку и утилизацию пластовой ипроизводственно-дождевых вод;

д) прием и учет товарной нефти;

е) прием и подготовку газа к транспорту;

ж) подачу товарной нефти на сооружения магистральноготранспорта.

2.73. Проектные решения по сооружениям технологическогокомплекса ЦПС должны предусматривать внедрение следующих основныхнаучно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

а) применение блочных и блочно-комплектных устройствосновного технологического назначения, блок-боксов и складывающихся комплектныхзданий (СКЗ) для объектов производственно-вспомогательного назначения;

б) блокирование в единый технологический узел с этажнойкомпоновкой основного технологического оборудования;

в) применение аппаратов совместной подготовки нефти и воды;

г) применение оптимизаторов технологических процессов;

д) применение емкостной аппаратуры с большой единичноймощностью;

е) применение аппаратов воздушного охлаждения;

ж) объединение внутриплощадочных коммуникаций общимконструктивным решением;

з) использование несущей способности аппаратуры итрубопроводов большого диаметра для прокладки трубопроводов малых диаметров;

и) применение ингибиторов коррозии;

к) применение неметаллических трубопроводов в соответствиис "Инструкцией по проектированию технологических трубопроводов изпластмассовых труб".

При этом следует ориентироваться на проектные решениякомплексов центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и водыкомплектной поставки в блочно-комплектном исполнении с высокой степеньюавтоматизации и заводской готовности.

2.74. Компоновочные решения технологического комплексасооружений ЦПС должны обеспечивать:

а) максимальную индустриализацию строительства на базеунифицированных блоков и блочно-комплектных устройств;

б) минимальные капитальные и эксплуатационные затраты;

в) необходимую последовательность ведения технологическихпроцессов с минимальным количеством встречных перекачек;

г) работу сооружений по запроектированному технологическомурежиму;

д) свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборамконтроля и автоматизации;

е) возможность ведения ремонтных работ с помощью средствмеханизации;

ж) вынос максимально возможного количества оборудования наоткрытую площадку;

з) оптимальные размеры рабочей площади агрегата,технологического блока, установки;

и) соблюдение требований правил безопасности ипротивопожарных норм. .

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

2.76. При привязке объектов по подготовке нефти и газа вблочном и блочно-комплектном исполнении, а также типовых проектов, проектовповторного применения необходимо производить технологический расчетматериального баланса всей технологической схемы для конкретных условий сучетом качества нефти и газа и степени их подготовки.

По результатам расчетов должны быть уточнены такжерасходные показатели и определена возможность использования каждого видаоборудования.

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

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

При суммарной мощности ЦПС или УПН, не отвечающей этимтребованиям, мощность и количество технологических линий должны определятьсяпроектом.

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

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

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

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

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

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

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

2.81. Для аппаратов и оборудования, размещаемых на открытыхплощадках, должны быть предусмотрены:

а) обогрев аппаратов, исключающий замерзание воды ижидкостей, при их эксплуатации и прекращении работы;

б) возможность быстрой эвакуации воды и застывающихжидкостей из аппаратов при прекращении работы;

в) устройства для защиты движущихся частей оборудования отатмосферных осадков;

г) средства защиты от коррозии, вызываемой атмосферными осадками;

д) местные укрытия, обеспечивающие нормальные условияэксплуатации средств автоматизации, регулирующей арматуры.

2.82. Размещение внутри технологической этажеркипроизводственных и вспомогательных помещений не допускается.

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

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

2.83. В случаях размещения на этажерках технологическогооборудования, содержащего ЛВЖ, ГЖ и ШФЛУ, при эксплуатации или текущем ремонтекоторого возможны проливы, необходимо предусматривать устройство сплошныхперекрытий ярусов; по периметру перекрытий и в местах проемов устройствосплошных бортов высотой не менее 0,15 м, металлических поддонов, пандусов у выходовна лестницы, а также создание уклонов в перекрытиях и поддонах кканализационным трапам.

Примечание. Требования пункта нераспространяются на сепараторы и отстойники нефти.

 

2.84. В местах пересечения перекрытия ярусов этажероктрубопроводами, гильзы, ограждающие проемы в перекрытиях, должны иметь высотунад перекрытием не менее 0,15 м. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферныхосадков с площадки перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимопредусматривать стояки для слива диаметром по расчету, но не менее 200 мм.

Количество стояков принимается по расчету, но не менеедвух.

2.85. Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадковдолжен осуществляться в специальную емкость, откуда атмосферные осадкиоткачиваются в канализацию. В случае разлива ЛВЖ, ГЖ или СУГ - они откачиваютсяв емкость хранения (аварийную, складскую и др.) или направляются втехнологический процесс.

2.86. Расстояния между аппаратами, колоннами,теплообменниками, разделительными емкостями, отстойниками и другимоборудованием, расположенными внутри одной технологической установки, следуетпринимать исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания итехники безопасности. При этом необходимо предусматривать:

а) основные проходы по фронту обслуживания щитовуправления, а также в местах постоянного пребывания работающих - шириной неменее 2 м;

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

в) проходы между аппаратами, а также между аппаратами истенами помещений при условии кругового обслуживания - шириной не менее 1 м.Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим часть агрегата, вэтом случае расстояние между отдельными аппаратами агрегата определяетсятехнологической целесообразностью и возможностью их обслуживания;

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

д) проходы между отдельно стоящими насосами - шириной неменее 0,8 м;

е) проходы у оконных проемов - шириной не менее 1 м;

ж) проходы между компрессорами не менее 1,5 м. Ширинапрохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой до 0,8 м) должна бытьне менее 1 м;

з) ремонтные площадки, достаточные для разборки и чисткиаппаратов и их частей.

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

2. Минимальные расстояния для проходовустанавливаются между наиболее выступающими частями оборудования с учетомфундаментов, изоляции, ограждения и других дополнительных устройств.

3. Допускается установка на одномфундаменте двух насосов и более, в этом случае расстояние между насосамиопределяется условиями их обслуживания.

 

2.87. Наружные площадки для установки технологическогооборудования при условии постоянного обслуживания его следует проектировать сбетонным покрытием.

Указанные площадки должны быть на 15 см выше планировочнойотметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее0,003. При возможном разливе горючих жидкостей площадки следует ограждатьбетонным бортом высотой не менее 15 см.

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

Аварийные трубопроводы должны иметь постоянный уклон всторону этих емкостей, быть по возможности прямолинейными с минимальнымколичеством отводов и поворотов.

2.89. Площадь отдельно стоящей наружной установки спроизводственными 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 установкипринимается по площади на нулевой отметке. Границы установки определяютсярасстоянием 2 м от прямых линий, соединяющих максимально выступающие частиаппаратов, постаментов и колонн этажерок.

2. Ширина отдельно стоящей наружнойустановки или ее секций должна быть не более 42 м при высоте этажерки иоборудования до 18 м и не более 36 м при высоте этажерки и оборудования более18 м (с учетом указаний п.6.8).

3. Высотой установки следует считатьмаксимальную высоту оборудования или этажерки, занимающей не менее 30% общейплощади установки.

4. Наибольшая площадь допускается дляотдельно 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 спроизводственными зданиями категории А, Б, Е, могут располагаться по обестороны здания или между двумя зданиями.

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

При расположении наружной установки у глухой стеныпроизводственного здания и необходимости обслуживания этой установки израсположенных в здании помещений, в глухой стене производственного зданиядопускается устройство выходов на наружную установку при соблюдении следующихусловий:

а) выходы должны быть защищены самозакрывающимисяпротивопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа приналичии 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 ипомещения, 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 разрывамежду ними при соблюдении следующих условий:

а) сумма площадей этажа здания (или части здания междупротивопожарными стенами) и наружной установки не превышает допускаемойплощади;

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 иразмещенные вне помещений, следует, как правило, располагать у глухой стены илинапротив простенков этих помещений.

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

Расстояние от указанных аппаратов до проемов помещений спроизводствами категорий В, Г, Д должно быть не менее 10 м. При расстояниименее 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 иГЖ, не нормируется.

2.93. Площадки печей и блоков нагрева нефти инефтепродуктов следует ограждать сплошной стеной или земляным валом высотой неменее 0,5 м - для печей типа БН, НН и ТП, бордюрным камнем высотой не менее0,15 м - для трубчатых печей типа ПТБ.

2.94. Для аварийного отключения блоков и печей нагрева (вслучае прогара, разрыва трубопровода и др.) на входе и выходе нефти и газа запределами площадки, но не ближе 10 м от печей нагрева, следует устанавливатьзапорную арматуру.

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

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

2.96. Тепловую изоляцию технологических трубопроводов,оборудования и аппаратуры сооружений ЦПС следует проектировать в соответствии стребованиями:

а) Инструкции по проектированию тепловой изоляцииоборудования и трубопроводов промышленных предприятий;

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

в) Перечней изделий, материалов и теплоизоляционныхконструкций, применяемых при производстве работ и составляемых ежегодно трестом"Теплоизоляция", и других нормативных документов.

Теплоизоляция аппаратуры и оборудования должна выполнятьсяиз несгораемых материалов.

2.97. Уровень шума и вибрации оборудования,устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должны превышатьпредельно допустимые по санитарным нормам. При вынужденном применении высокошумныхагрегатов следует предусматривать:

а) установку глушителей шума;

б) дистанционное управление;

в) звукоизолированные кабины наблюдения.

2.98. Противокоррозионные покрытия внутренних поверхностейотстойной и другой емкостной аппаратуры необходимо предусматривать всоответствии с требованиями следующих руководящих материалов:

а) "Руководства по технологии нанесения защитныхпокрытий на внутреннюю поверхность резервуаров и технологических аппаратов нанефтепромыслах";

б) "Инструкции по защите от коррозии эпоксиднымисоставами внутренних поверхностей резервуаров для хранения нефтей инефтепродуктов в нижней части разных емкостей взамен торкрет-покрытий"Миннефтепрома.

2.99. Сооружения технологического комплекса ЦПС и УПНдолжны проектироваться из расчета непрерывного круглосуточного режима работыоборудования в течение 350 суток (8400 часов). Мощность (производительность)ЦПС (УПН) определяется по товарной нефти. Потери при подготовке нефти должныприниматься дифференцированно по районам в соответствии с нормативамитехнологических потерь, определяемыми в соответствии с "Методическимиуказаниями по определению технологических потерь нефти на предприятияхМинистерства нефтяной промышленности".

2.100. Нормы резервирования насосно-компрессорногооборудования, обеспечивающие непрерывность технологических процессов подготовкинефти и газа, должны приниматься из расчета:

а) для компрессорных станций - один резервный компрессорпри числе рабочих компрессоров от одного до пяти и два резервных компрессорапри числе рабочих компрессоров более пяти;

б) для насосных - один резервный насос для группы от одногодо пяти рабочих насосов; при обосновании (перекачке агрессивных жидкостей идр.) резерв может быть увеличен;

в) для насосно-компрессорного оборудования, работающегопериодически, резерв не предусматривается;

г) для компрессоров воздуха предусматривается резервныйкомпрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба дляснабжения воздухом ЦПС. При наличии резервного агрегата в блоках дополнительныйрезерв не предусматривается.

2.101. Теплообменная аппаратура установок подготовки нефтидолжна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущимремонтом.

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

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

2.103. Топливный газ для печей нагрева должен удовлетворятьследующим требованиям:

а) давление и физико-химическая характеристика должнысоответствовать техническим условиям на поставку печей нагрева;

б) в нем должна отсутствовать капельная жидкость.

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

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

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

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

2.106. Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый вединую систему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям ОСТ51.40-83.

2.107. Нормы запасов реагентов и смазочных материалов нарасходных складах ЦПС должны приниматься в размере 20-30 суточной потребности.Неснижаемые запасы масла для компрессорных станций должны составлять не менее50% объема масляных систем установленных компрессоров, включая запас напополнение системы из расчета 45-дневной потребности.

2.108. Механизация труда на объектах и сооружениях ЦПСдолжна предусматривать:

а) максимальное применение передвижныхподъемно-транспортных средств (пневмоколесных и автомобильных кранов,автопогрузчиков и др.);

б) комплексную механизацию, исключающую использованиетяжелого физического труда;

в) механизацию демонтажных работ по всему комплексуоборудования ЦПС;

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

д) ремонтные площадки с въездом автотранспорта, длядемонтажа оборудования, расположенного под навесом.

2.109. В компрессорных и насосных, размещаемых в закрытыхзданиях и под навесами, следует использовать стационарные ручные подвесные либомостовые краны, монорельсы, исполнение которых должно соответствовать категориивзрывоопасности помещения, с грузоподъемностью, рассчитанной на массу наиболеетяжелого узла агрегата. Для малогабаритного компрессорного и насосногооборудования грузоподъемность крана необходимо принимать по массе агрегата.

2.110. Для одиночных агрегатов, расположенных на открытыхплощадках, следует при невозможности использования передвижных кранов применятьручные передвижные монорельсовые устройства.

2.111. Для механизации работ на колонных и других аппаратахследует предусматривать:

а) установку на колоннах кран-укосин, грузоподъемность ивылет которых необходимо принимать с учетом диаметра колонны и размероввспомогательных площадок;

б) для аппаратов воздушного охлаждения и теплообменныхаппаратов - передвижные краны и экстракторы.

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

2.113. Демонтаж и монтаж трубопроводной арматуры массойболее 50 кг должны осуществляться средствами механизации, выбираемыми взависимости от места размещения арматуры.,

Демонтаж и монтаж арматуры, расположенной под навесом и взданиях, должны предусматриваться стационарными кранами и монорельсами,предназначенными для ремонта машинного оборудования, а арматуры, установленнойна открытой площадке, - преимущественно передвижными подъемно-транспортнымисредствами.

2.114. Ремонтные работы на печах должны производитьсяпередвижными кранами.

2.115. Компоновка блоков установок подготовки нефти, атакже 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 иремонте;

г) возможности ведения ремонтных работ с помощью средствмеханизации;

д) требований норм противопожарного проектирования.

2.116. Проектные решения должны предусматривать возможностьопорожнения аппаратуры при пожаре или аварии в специально предназначенные дляэтой цели аварийные или дренажные емкости.

Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов,оборудования и трубопроводов следует преимущественно применять самотечнуюсистему опорожнения. Применение принудительной системы допускается приневозможности выполнения самотечной системы.

Объем аварийной (дренажной) емкости должен быть не менее30% суммарного объема всего продукта, находящегося в оборудовании, но не менееобъема наибольшего аппарата.

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

Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать всырьевые резервуары.

2.117. При проектировании компрессорных станций следуетучитывать требования раздела 5 "Правил безопасности при эксплуатациигазоперерабатывающих заводов" Миннефтепрома.

2.118. При проектировании установок подготовки нефтяногогаза способом НТК следует руководствоваться требованиями правил безопасности внефтегазодобывающей промышленности, а также "Нормативами техникибезопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование дляхимических и нефтехимических производств" Министерств нефтехимической инефтеперерабатывающей промышленности.

 

Установки предварительного сброса пластовых вод(УПС)

 

2.119. Объекты предварительного разделения продукциискважин должны рассматриваться как составная часть единого технологическогокомплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению передпоступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отборомгаза;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в нейне более 5-10% (маc).

2.120. Размещение объектов предварительного разделенияпродукции скважин (на ЦПС или на месторождении) должно обосновыватьсятехнико-экономическими расчетами.

2.121. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должнапредусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участкахнефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличиисоответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подачаводы, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

2.122. Процесс предварительного обезвоживания нефти долженпредусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукциискважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низкихтемпературах процесса предварительного обезвоживания нефти.

2.123. Предварительное обезвоживание нефти должнопреимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти иводы. 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 предварительногообезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением,обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, принеобходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

2.124. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающихпроведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращенияпотерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.

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

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

 

Установки подготовки нефти (УПН)

 

2.126. Установки подготовки нефти являются составной частьюединого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукциискважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.

2.127. Технологический комплекс сооружений по подготовкенефти должен, как правило, обеспечивать:

а) глубокое обезвоживание нефти;

б) обессоливание;

в) снижение упругости паров товарной нефти;

г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторнуюподготовку;

д) повторное использование реагента и тепла дренажных водпутем возврата их в начало процесса.

2.128. Технологическая схема процесса подготовки нефтидолжна обеспечивать:

а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;

б) требуемое качество товарной нефти;

в) гибкость и маневренность работы установки;

г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов приремонтах и аварийных остановках;

д) использование тепла продукции скважин;

е) возможность использования оборудования в блочно-комплектномисполнении.

2.129. При проектировании УПН должны рассматриватьсяследующие основные технологические варианты:

а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии притранспортировке ее через все сооружения УПН за счет энергии пласта, насосов механизированнойдобычи нефти или дожимных насосных станций;

б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке еесырьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.

Выбор оптимального варианта должен производиться наосновании технико-экономических расчетов.

В технически обоснованных случаях подготовку тяжелых нефтейсо сложными физико-химическими свойствами, с повышенным содержаниеммеханических примесей (сульфидов железа и др.) допускается проводить впромывных технологических резервуарах.

2.130. При проектировании УПН должны предусматриватьсяследующие 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 иподсобно-вспомогательного назначения;

г) размещение оборудования и аппаратуры на открытыхплощадках.

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

Для нефтей о высоким содержанием углеводородов С15в целях уменьшения потерь от испарения из резервуаров промыслов и магистральныхнефтепроводов следует предусматривать проведение стабилизации нефти. Глубинаотбора легких углеводородов и метод стабилизации должны быть обоснованы вкаждом конкретном случае технико-экономическими расчетами с учетом содержания внефти углеводородов С15 и направления использованияпродуктов стабилизации.

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

 

Резервуарные парки

 

2.133. Для установок подготовки нефти следуетпредусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНСили УПС) и товарной (подготовленной) нефти:

а) для сырья - суточный объем, поступающий на установкуподготовки нефти;

б) для товарной нефти - объем суточной производительностиУПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;

в) при использовании резервуарного парка одновременно длянужд ЦПС и головных сооружений магистралъного транспорта суммарный объемрезервуарных емкостей и их количество должны определяться с учетом совмещенногографика их работы.

В качестве резервуарных емкостей следует предусматриватьстальные резервуары типа РВС.

2.134. Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаровдолжно осуществляться в соответствии с требованиями "Рекомендаций попроектированию газоуравнительных систем" Миннефтепрома.

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

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

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

2.136. Внутренние поверхности металлических резервуаров иустройств должны иметь противокоррозийное покрытие. Необходимость примененияингибиторов коррозии для защиты внутренних поверхностей аппаратов илипротекторной защиты их принимается в соответствии с рекомендацияминаучно-исследовательских организаций.

 

Узлы учета нефти

 

2.137. Узлы учета нефти должны проектироваться всоответствии с требованиями нормативных документов:

а) "Инструкции по определению количества нефти наавтоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетныхоперациях" Миннефтепрома и Госстандарта СССР;

б) "Временных рекомендаций по проектированию иэксплуатации узлов учета нефти с турбинными счетчиками" Миннефтепрома;

в) "Основных требований к техническим средствамизмерения при организации бригадного учета нефти" Миннефтепрома;

г) "Положения о бригаде по добыче нефти и газа прикомплексной 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 нефтирекомендуется, как правило, применять турбинные расходомеры - счетчикижидкости.

Режим перекачки нефти через узлы учета должен бытьстабильным и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемогообъема (количества жидкости) более чем на ±10% - для узлов товарногоучета и на ±20% - для оперативных узлов промыслового и бригадного учетанефти.

Предел допускаемой относительной погрешности определениямассы:

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 воперативных 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 расслаиватьсяна нефть (нефтяную эмульсию) и воду.

2.140. В составе узла товарного учета нефти следуетпредусматривать:

а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии снеобходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами,струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователейрасхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционныйнасос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматическийпоточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации ипередачи результатов измерения;

г) трубопоршневая установка.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.141. В оперативный узел промыслового и бригадного учетанефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:

а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимымисредствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами,струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователейрасхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (дляоперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);

в) вторичные приборы обработки, хранения и индикациирезультатов измерения.

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

Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.

2.142. Узлы учета следует оснащать средствами малоймеханизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышекфильтров.

2.143. При опорожнении измерительных линий и фильтров узловучета для сбора нефти должна предусматриваться отдельная заглубленная емкостьили использоваться имеющаяся.

2.144. В обоснованных технико-экономическими расчетамислучаях в качестве оперативных узлов бригадного учета нефти следуетиспользовать:

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 данныео добытой жидкости бригадой по добыче нефти.

В оперативных узлах учета должны быть предусмотрены отводыс задвижками для присоединения передвижной трубопоршневой установки (ТПУ), апри применении стационарной ТПУ расстояние от нее до узлов товарного учета недолжно превышать 500 м.

2.145. При узлах бригадного учета продукции скважин следуетпредусматривать узел замера газа.

 

Нефтенасосные станции

 

2.146. Нефтенасосные станции в зависимости от своегоназначения предусматриваются:

а) для технологических перекачек на установках подготовкинефти;

б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;

в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.

Функции различных типов насосных могут совмещаться в однойстанции.

2.147. Нефтенасосные станции должны проектироватьсяблочными, автоматизированными, заводского изготовления. Компоновки насосныхстанций различного назначения решаются проектом.

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

2.149. Производительность рабочих насосных агрегатовопределяется по максимальному количеству жидкости, поступающей на насоснуюстанцию. Суммарная производительность насосов должна приниматься из расчета ихработы в течение 23 часов в сутки.

2.150. Для нефтенасосных станций внутрирезервуарнойперекачки товарной нефти количество рабочих насосов определяется в зависимостиот их производительности:

при производительности до 1000 м3/сут - 1агрегат;

при производительности от 1001 м3/сут и выше -не менее двух агрегатов.

2.151. Производительность рабочих насосов для перекачкинекондиционной 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 работынасосов и трубопровода.

2.153. Для сбора утечек нефти от сальников насосовнеобходимо предусматривать герметичную емкость с выводом от нее сигналаверхнего уровня на щит оператора.

 

Установки подготовки газа (УПГ)

 

2.154. В зависимости от направления использования нефтяногогаза и условий его транспорта до потребителей следует применять следующиеспособы подготовки газа:

а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;

б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влагиспособом низкотемпературной конденсации (НТК).

2.155. При бескомпрессорном транспорте смеси газов первой иконцевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должнапредусматривать:

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

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

Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газовпервой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следуетпредусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами необеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии иподтверждается технико-экономическими расчетами.

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

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

2.157. Выделившийся при подготовке газа углеводородныйконденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит кувеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленногоГОСТ 9965-76, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарацииуглеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при егокомпрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае определятьсятехнико-экономическими расчетами.

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

При транспорте газа в двухфазном состоянии при давлениипервой ступени сепарации состав сооружений УПГ в общем случае может бытьследующим:

а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;

б) установка осушки газа от влаги.

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

а) компрессорная станция для газов концевых ступенейсепарации;

б) установка НТК с впрыском гликоля.

В зависимости от условий компрессорного транспорта газасостав сооружений 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 нефтяногогаза необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

а) установки осушки газа должны, как правило, быть вблочно-комплектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов вблочном исполнении;

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

Расчетами должны быть уточнены расходные показатели дляконкретных условий привязки установки и определена возможность использованияпринятого в проекте оборудования;

в) осушенный нефтяной газ, подаваемый в магистральныегазопроводы, должен удовлетворять требованиям стандарта "Газы горючиеприродные, подаваемые в магистральные газопроводы", а другим потребителям- по техническим требованиям потребителей.

2.160. Если температура газа, направляемого на осушкуабсорбционным способом, ниже 288 °К (15 °С), необходимо предусматриватьподогрев газа до соответствующей температуры контакта.

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

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

2.163. Установки НТК следует проектировать, руководствуясьтребованиями общей части раздела "Сооружения технологического комплекса,размещаемые на ЦПС" настоящих Норм с учетом требований "Норм техникибезопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование дляхимических и нефтехимических производств"

 

Компрессорные станции (КС)

 

2.164. Компрессорные станции могут быть самостоятельнымиобъектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологическихсооружений ЦПС и предназначены для транспорта нефтяного газа на ГПЗ и другимпотребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газак транспорту и в системе газлифтной добычи нефти.

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

2.165. Составы газов, поступающих на компримирование итопливного для газомоторных компрессоров, отличающиеся от составов, указанных втехнических условиях на поставку компрессоров, должны быть согласованы сзаводами-изготовителями.

2.166. Поступающий на прием компрессоров газ должен бытьочищен от мехпримесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельнойжидкости (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 следующиеусловия:

а) применение компрессора должно быть согласовано сзаводом-изготовителем, за исключением тех случаев, когда компрессор, согласнотехническим условиям на его поставку, может быть использован длякомпримирования газа, содержащего сероводород;

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

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

2.168. В машинных залах компрессорных станций допускаетсяустановка только компрессорных агрегатов и скомпонованного с нимизаводом-изготовителем технологического оборудования (промежуточные газовыехолодильники, маслонасосы, фильтры, холодильники масла, а также обратные,регулирующие и предохранительные клапаны, запорная арматура дренажных линий исброса конденсата).

2.169. Машинный зал КС должен оснащатьсяподъемно-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 коллекторыкомпрессоров должны располагаться вне помещения компрессоров. При этомпрокладка их должна быть надземной и иметь уклон, обеспечивающий их самотечноеопорожнение.

2.171. Каждый компрессорный агрегат должен отключатьсязадвижками, устанавливаемыми на приемных и нагнетательных газопроводах. Нанагнетательных газопроводах между компрессором и задвижкой должен бытьустановлен обратный клапан.

2.172. Нагнетательные коллекторы и газопроводы междукомпрессорами и нагнетательными коллекторами должны быть обеспечены устройствомдля компенсации тепловых удлинений. При установке поршневых компрессоров должныбыть дополнительно приняты меры по уменьшению вибрации трубопроводов (применениедепульсаторов, тугоподвижных опор, плавных поворотов труб и др.).

Расчет средств гашения пульсации и определение допустимыхпределов вибрации должны выполняться по методике Союзкомпрессормаша "Методрасчета колебаний давлений газа и вибраций коммуникаций" с учетомрекомендаций лаборатории динамической устойчивости технологическогооборудования МИНХ и ГП им.Губкина и лаборатории диагностики и динамическойустойчивости ВНИИгаза Мингазпрома.

2.173. Для обеспечения пуска компрессора и возможностирегулирования его производительности за счет перепуска с нагнетания на приемнагнетательный и приемный газопроводы каждой ступени сжатия должны бытьсоединены между собой (при необходимости через холодильник газов).

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

2.175. Запорная арматура на газовых коммуникациях должнаразмещаться вне помещения машинного зала (блок-боксов) и выбираться по нормамдля условий рабочей среды и климатических условий.

2.176. Для удаления газа из внутренней полости поршневогокомпрессора, центробежного компрессора (при ревизии, ремонте и др.) на приемномгазопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой ицилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с установкой на нейзапорной арматуры высокой степени герметичности.

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

Свеча должна размещаться в местах, обеспечивающихбезопасные условия рассеивания газа. При этом не допускать сброса газа в зонуаэродинамической тени здания КС.

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

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.177. Газомоторные компрессоры для удаления газа должныбыть 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 протечексальников и газ из фонаря компрессорных цилиндров. Каждая свеча должна бытьснабжена огнепреградителем. Высота и местоположение свечи определяется порезультатам расчетов рассеивания вредных веществ. Запорная арматура на свечахне ставится.

2.178. При применении поршневых компрессоров необходимопредусматривать маслоотделители, устанавливаемые перед промежуточными иконцевыми холодильниками газа.

2.179. При многоступенчатом компримировании нефтяного газас промежуточным его охлаждением расчеты на выпадение углеводородного конденсатана каждой из ступеней сжатия производить исходя из условий наиболее холодногопериода года. Отделение жидкости от газа после его охлаждения должнопроизводиться в промежуточных и концевых сепараторах.

2.180. Охлаждение газа между промежуточными ступенями ипосле концевой ступени сжатия следует предусматривать водой или воздухом. Выборспособа охлаждения производится на основании технико-экономических расчетов.

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

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

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

Выхлопные трубы газомоторных компрессоров в пределахмашинного зала должны иметь тепловую изоляцию.

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

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.183. Удаление конденсата из технологической аппаратуры игазовых коллекторов продувкой должно, как правило, производиться черезпродувочную емкость, откуда конденсат подается в дренажную емкость, соединеннуюс факельной линией.

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

При проектировании компрессорной станции самостоятельнымобъектом маслохозяйство ГКС должно включать:

а) емкости склада для свежего и отработанного масла посортам;

б) расходную емкость (устанавливается, как правило, впомещении маслохозяйства);

в) промежуточные емкости отработанного масла (применяются вотдельных 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 компрессорнойстанции определяется исходя из ее технико-экономической целесообразности).Состав маслохозяйства уточняется при проектировании в зависимости от типа икомплектности поставки компрессоров.

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

При хранении свежего и отработанного масла на открытойплощадке под навесом следует предусматривать мероприятия, предотвращающие егозастывание.

2.186. На входе и выходе газа из компрессорной станции должнабыть установлена запорная арматура, позволяющая дистанционно отключатьгазокомпрессорную от внешних сетей.

При этом должна быть обеспечена возможность аварийногосброса газа с приема компрессорной станции на факельную линию черездистанционно управляемую задвижку.

2.187. На выкидной линии последней ступени сжатиякомпрессора должен быть установлен предохранительный клапан, срабатывающий придавлении, превышающем рабочее на 10%.

 

Технологические трубопроводы

 

2.188. Трубопроводы, предназначенные для транспортированиянефти, газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ впределах площадки ЦПС и площадок, указанных в п.1.20 настоящих Норм,необходимых для ведения технологического процесса, следует относить ктехнологическим.

2.189. Технологические трубопроводы должны проектироватьсяc учетом общих планировочных решений генплана ЦПС и взаимной увязки сетей. Приэтом следует руководствоваться требованиями "Инструкции по проектированиютехнологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа", а по неметаллическимтрубопроводам -"Инструкции по проектированию технологических трубопроводовиз пластмассовых труб".

2.190. Технологические трубопроводы, транспортирующиенасыщенные растворы МЭА, щелочи и метанола, должны проектироваться как трубопроводыпервой категории.

2.191. За рабочие параметры транспортируемого веществаследует принимать:

а) рабочее давление - давление, равное избыточномумаксимальному давлению, развиваемому источником давления (насосом, компрессороми т.п.), или давление, на которое отрегулированы предохранительные устройства;

б) рабочую температуру - температуру, равную максимальнойположительной или минимальной отрицательной температуре транспортируемоговещества, установленной технологическим регламентом (схемой).

2.192. Прокладку технологических трубопроводов,транспортирующих вредные и взрывоопасные вещества, горючие газы, в том числесжиженные, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости (группа А, Б согласно"Инструкции по проектированию технологических трубопроводов Ру до 10МПа"), следует предусматривать надземной, на несгораемых опорах иэстакадах.

Для транспортировки указанных веществ применение труб изстекла и других хрупких материалов, а также сгораемых и трудносгораемыхматериалов (фторпласта, полиэтилена, винипласта и др.) не допускается.

Примечание.Трубопроводы, которые по технологии процесса не могут прокладываться надземно(дренажные и др.), допускается прокладывать подземно.

 

2.193. На вводах трубопроводов с горючими, взрыво- ипожароопасными веществами перед ЦПС, УПН, УПГ, КС следует предусматриватьотключающую арматуру. Расстояние от отключающей арматуры до установок, а такжевид отключающей арматуры следует принимать по "Инструкции попроектированию технологических трубопроводов РУ до 10 МПа" (приложение 2).

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.194. Диаметры трубопроводов должны определяться с учетомконкретных условий их работы (производительности технологических установок,вязкости и плотности транспортируемого продукта, располагаемого напора и т.д.).

Скорости движения продуктов по трубам при определениидиаметров технологических трубопроводов рекомендуется принимать по даннымтабл.2.

 

Таблица 2

 

 

Наименование

Скорость, м/с

1.

Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора

До 10,0

2.

Газ на всасывании центробежного компрессора

До 15,0

3.

Газ на нагнетании центробежного компрессора

До 18,0

4.

Углеводородный конденсат, отводимый самотеком

0,15-0,3

5.

Сжиженные газы:

 

 

на всасывании насоса

До 1,2

 

на нагнетании насоса

До 3,0

6.

Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты:

 

 

на всасывании насоса

До 1,0

 

на нагнетании насоса

До 3,0

 

самотеком (между аппаратами)

0,2-0,5

7.

Топливный газ к печам

До 30,0

8.

Пар насыщенный водяной

До 30,0

9.

Воздух при давлении до 1,2 МПа (12 кгс/см2)

До 40,0

 

2.195. Выполнение гидравлического расчета технологическихтрубопроводов обязательно:

а) при определении диаметров всасывающих и нагнетательныхтрубопроводов и межступенчатых коммуникаций компрессоров, газовых приемных инагнетательных коллекторов компрессорных станций (установок);

б) при проектировании межплощадочных коммуникацийтехнологических трубопроводов;

в) при проектировании гидравлических систем с замкнутымконтуром циркуляции.

2.196. Для трубопроводов, транспортирующих высоковязкие изастывающие среды, величина уклона, обеспечивающая их опорожнение, должнаопределяться в проекте исходя из конкретных свойств среды и условий прокладкитрубопроводов.

2.197. Тепловая изоляция трубопроводов, обеспечивающихтехнологический процесс, предусматривается для сохранения температурытранспортируемого продукта, предотвращения его застывания, конденсации,испарения, образования гидратных пробок, отложения парафина, смол и т.д.

Если тепловая изоляция не обеспечивает указанныхтребований, трубопроводы должны предусматриваться с теплоспутниками в общейизоляции.

2.198. Теплоспутники должны предусматриваться для обогреванаружных трубопроводов, которыми обеспечивается периодическая подачаконденсирующихся или замерзающих продуктов, а также для всех трубопроводов,транспортирующих застывающие среды, независимо от режима их подачи и местарасположения трубопровода.

2.199. При использовании пара для продувки трубопроводовили горячей воды для их промывки температурная деформация должна определяться сучетом температуры пара или горячей воды.

2.200. Фланцевые соединения на трубопроводах для кислот ищелочей должны быть закрыты съемными защитными кожухами.

2.201. Условные давления и соответствующие им наибольшиерабочие давления по арматуре и деталям трубопроводов в зависимости от маркистали и рабочей температуры транспортируемой среды должны определяться по ГОСТ356-80 "Давления условные, пробные и рабочие".

2.202. Выбор и расчет технологических стальныхтрубопроводов следует производить в зависимости от конкретных условий работы, всоответствии "Пособием по оптимальному выбору труб из углеродистой инизколегированной стали для технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа"(к СН 527-80), "Пособием по расчету на прочность стальных технологическихтрубопроводов на Ру до 10 МПа" (к СН 527-80, 2-я редакция ВНИИмонтажстрояСССР).

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.203. Материал трубопроводов, параметры работы которыхпревышают величины, установленные соответствующими нормативными документами,должен приниматься по заключениям и рекомендациям научно-исследовательскихорганизаций по металловедению и сварке и согласовываться с ГосгортехнадзоромСССР.

2.204. Стальная арматура, устанавливаемая на открытыхплощадках в местностях со средней температурой наиболее холодной пятидневкиниже минус 40 °С, должна иметь соответствующее материальное исполнение илидолжны быть обеспечены условия ее эксплуатации (применение утепленных кожухов сподводом теплоносителя) при обеспечении условий хранения, транспортировки истроительно-монтажных работ при температурах, не ниже указанных в каталоге"Промышленная трубопроводная арматура".

 

Факельная система ЦПС

 

2.205. Факельная система ЦПС должна предусматриваться дляследующих видов сбросов горючих газов и паров:

а) постоянных - от установок регенерации сорбентов,стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;

б) периодических - при освобождении установок или отдельныхаппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийномотключении и пусконаладочных работах;

в) аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов илидругих устройств аварийного сброса.

2.206. На ЦПС следует предусматривать следующие факельныесистемы:

а) низкого давления - для принятия сбросов из аппаратов иоборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа;

б) высокого давления - для принятия сбросов из аппаратовоборудования, работающих под давлением более 0,2 МПа.

2.207. Потери давления в факельной системе низкого давлениядолжны составлять не более 0,015 МПа, высокого давления - не более 0,02 МПа вграницах технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа - от границытехнологических сооружений до выхода из оголовка факельного ствола.

Если факельная система предусматривается для отдельнойустановки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяетсяусловием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и оборудования.

2.208. В состав факельной системы, как правило, должнывходить:

а) общий факельный коллектор;

б) газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС дообщего факельного коллектора;

в) сепараторы;

г) конденсатосборники;

д) факельный ствол.

Примечание.

Если факельный ствол не имеет лабиринтногоуплотнения и факельная система не обеспечена продувочным (затворным) газом,перед факельным стволом должна быть предусмотрена установка огнепреградителя.

 

2.209. При расчете факельных газопроводов ихпроизводительность должна приниматься равной:

а) для газопроводов от отдельных технологических объектовдо общего факельного коллектора - аварийному сбросу от одного или группыаппаратов с наибольшим сбросом;

б) для общего факельного коллектора - аварийному сбросу собъекта ЦПС, на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с другими,с коэффициентом 1,2.

2.210. Количество факельных стволов должно соответствоватьколичеству факельных систем.

Расстояние между факельными стволами определяется изусловия безопасного ремонта одного из них при работающем соседнем факеле.

2.211. Для расчета тепловых напряжений и других расчетов пофакельной системе ЦПС следует руководствоваться "Правилами устройства ибезопасной эксплуатации факельных систем" Минхимпрома, МиннефтехимпромаСССР и др. и "Временными техническими решениями по организации сброса нафакел горючих газов и паров промышленности синтетического каучука инефтехимии" Миннефтехимпрома.

2.212. Высота и место установки факельных стволов должнывыбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающихсельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающегонаправления ветров, учета требований противопожарных норм и результатоврасчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосферевредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.

Минимальная высота факельных стволов должна приниматьсяравной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.

При наличии в сбросных газах сероводорода высота факеладолжна быть не менее 30 м.

Максимальные тепловые напряжения от пламени факела недолжны превышать:

а) у основания факельного ствола (при условии, что персоналможет покинуть опасную зону в течение 20 с) - 4,8 кВт/м2 (17 МДж/м2·ч);

б) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонтаоборудования в течение неограниченного времени - 1,4 кВт/м2 (5 МДж/м2·ч).

2.213. Для сжигания газа с содержанием сероводородаболее 6% маc. должна предусматриваться специальная факельная система.

2.214. Диаметр факельного ствола должен приниматься равнымдиаметру подводящего факельного газопровода.

Допускается принимать диаметр ствола факела меньше диаметраподводящего трубопровода при необходимости обеспечения минимальных потерьдавления сбрасываемого газа и увеличения скорости его выброса из факельногоствола, а также при других условиях сброса с обязательным обоснованием этогорешения.

Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматьсяс учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельные стволы должны быть оборудованы:

а) системой дистанционного зажигания факела;

б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);

в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) придиаметре факела 100 мм и более.

Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтногоуплотнителя должен предусматриваться от линии топливного газа, в которой газдолжен находиться постоянно под давлением, вне зависимости от работтехнологических установок.

2.215. Количество дежурных горелок следует принимать исходяиз диаметра ствола факела:

а) при диаметре от 100 до 250 мм - 1 горелка;

б) при диаметре от 300 до 550 мм - 2 горелки;

в) при диаметре от 600 до 1000 мм - 3 горелки;

г) при диаметре от 1100 до 1600 мм - 4 горелки;

д) при диаметре более 1600 мм - 5 горелок.

2.216. Для предотвращения попадания воздуха в факельнуюсистему (через факельный ствол) следует предусматривать подачу в лабиринтныйуплотнитель продувочного (затворного) газа.

Для продувки факельной системы следует такжепредусматривать подачу продувочного газа в начало факельного коллектора. Вкачестве продувочного (затворного) газа может быть использован топливный газ.

2.217. Скорость продувочного газа в стволе факела должнабыть:

при отсутствии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,9 м/с;

при наличии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,05 м/с.

Плотность продувочного газа при отсутствии лабиринтногоуплотнителя должна быть не менее 0,7 кг/м3.

2.218. Для снижения расхода продувочного газа в верхнейчасти факельного ствола под факельными горелками следует предусматриватьустановку лабиринтного уплотнителя (газового затвора).

Лабиринтный уплотнитель устанавливается не ниже 5 м от низафакельной головки. Площадь проходного сечения лабиринтного уплотнителя должнабыть не менее площади сечения ствола факела.

2.219. Система дистанционного контроля и автоматизациифакельного хозяйства ЦПС должна обеспечить:

а) регистрацию расхода продувочного (затворного) газа;

б) сигнализацию минимального давления топливного газа надежурные горелки;

в) сигнализацию погасания пламени дежурной горелки;

г) сигнализацию максимального и минимального уровнейжидкости в конденсатосборнике и гидрозатворах;

д) сигнализацию и регистрацию минимальной температуры вгидрозатворе.

Примечание. Конструкция факела должнаобеспечить возможность установки приборов контроля пламени и аппаратурыдистанционного зажигания.

 

2.220. Допускается предусматривать местный контрольследующих параметров:

а) давление топливного газа и воздуха в системе зажигания идо регулирующих клапанов или вентилей;

б) уровень жидкости в конденсатосборнике.

2.221. Прокладку факельных газопроводов следуетпроектировать по возможности с минимальным числом поворотов с прокладкой их нанизких опорах (тумбах) и стойках и с односторонним уклоном не менее 0,002 всторону сепаратора или конденсатосборника.

При невозможности проектирования факельных газопроводов содносторонним уклоном допускается в низших точках трубопроводов предусматриватьпромежуточные конденсатосборники.

Участок факельного газопровода между конденсатосборником(сепаратором) и факельным стволом должен иметь уклон в сторонуконденсатосборника.

Трубопроводы факельной системы и установленная на нихарматура должны обогреваться и иметь тепловую изоляцию.

Конденсатосборники также должны обогреваться и, взависимости от условий их установки, иметь тепловую изоляцию.

2.222. Для отделения выпадающей в трубопроводе жидкостиследует предусматривать сепаратор. Установка сепаратора - наземная.

Для сбора выпавшего в трубах и сепараторе конденсата долженпредусматриваться конденсатосборник.

При прокладке факельного газопровода на низких опорахпредусматривается подземная установка конденсатосборника, а в случае прокладкифакельных газопроводов на стойках - .только наземная. Жидкость изконденсатосборника может откачиваться насосом или передавливаться топливнымгазом. При этом расчетное давление конденсатосборника должно быть выбрано сучетом максимально возможного давления газа передавливания.

2.223. Для проведения испытаний факельных газопроводов иремонтных работ факельных систем на факельном газопроводе должны бытьпредусмотрены фланцевые соединения для установки заглушек. Конструкцияфакельного газопровода должна отвечать требованиям СН 527-80 и подраздела"Технологические трубопроводы" настоящих Норм.

2.224. Тепловая компенсация факельных трубопроводоврассчитывается на максимальную температуру сбросных газов. Если эта температураниже температуры пара, используемого для пропарки, тепловая компенсациятрубопроводов рассчитывается с учетом температуры пара.

2.225. Установка запорной арматуры на факельном газопроводене допускается.

2.226. Маркировку и световое ограждение факельных стволовнеобходимо выполнять в соответствии с "Правилами дневной маркировки,светового ограждения и радиомаркировки препятствий, находящихся наприаэродромных территориях и воздушных трассах".

В особых случаях высоту факельных стволов следуетсогласовывать с Управлениями гражданской авиации и Военными округами.

 

в) СООРУЖЕНИЯ ПРИ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

 

Общая часть

 

2.227. Схема газлифтной добычи (компрессорный илибескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический),требования к сырью, объемы закачки газа и давление нагнетания, ввод фондаскважин по годам должны приниматься по данным технологической схемы (проекта)разработки месторождения.

2.228. Газоснабжение газлифтных систем следуетпредусматривать на основании технико-экономических расчетов:

- централизованное, когда газ от компрессорной станции илигазовой залежи направляется на группы скважин (кустов);

- локальное, когда газ от КС или газовой скважиныраспределяется в пределах куста скважин.

2.229. Расчет нефтегазосборных сооружений (аппаратов,трубопроводов) следует производить с учетом перевода скважин на газлифтнуюэксплуатацию, если это оговорено в задании на проектирование.

2.230. Для предотвращения гидратообразования в газлифтныхсистемах следует предусматривать:

- осушку газа;

- подогрев газа с помощью теплообменников, использующихтепло продукции скважин;

- подачу ингибиторов гидратообразования;

- подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;

- применение гибких электронагревательных элементов.

Метод предупреждения гидратообразования в газлифтныхсистемах выбирается в проекте технико-экономическим расчетом.

 

Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации

 

2.231. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации накусте скважин должно устанавливаться технологическое оборудование всоответствии с табл.3.

 

Таблица 3

 

Схема газлифта, источник газа высокого давления

Нефте-

газовый сепаратор

Газораспре-

делительная гребенка автомати- зированная

Газораспре-делительная гребенка ручная

Блок терминала и местной автоматики (БТМА)

Блок местной автоматики (БМА)

Компрес-

сорная станция

1

2

3

4

5

6

7

Централизованный газлифт:

 

 

 

 

 

 

- компрессорная станция

-

+

-

+

-

-

- газовая залежь

-

+

-

+

-

-

Локальный газлифт:

 

 

 

 

 

 

- компрессорная станция

+

+

+

-

+

+

- газовая скважина

-

+

+

-

+

-

 

(+) - оборудование устанавливается;

(-) - установка не обязательна.

 

Примечание: 1. Необходимость установкигазосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другогодополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, решается при конкретномпроектировании на основании рекомендаций научно-исследовательских организаций.

2. При периодическом газлифте должныприменяться, как правило, установки блочного типа, заводского изготовления.

 

2.232. В противопожарном разрыве между смежными кустамискважин (кустовая площадка с двумя и более кустами скважин) следуетпредусматривать только подземную прокладку трубопроводов. В этом разрывеустановка оборудования и прокладка кабельных эстакад не допускается.

2.233. Сброс газа из оборудования и газопроводов долженосуществляться через отводные линии на свечу. Расстояние от свечи до скважин иоборудования следует принимать по табл.20 настоящих Норм. Высота свечи длясброса газа должна быть не менее 5 м.

2.234. Каждая линия газораспределительнойавтоматизированной гребенки должна иметь манометр, термометр, автоматическийрегулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. При соответствующемтехнико-экономическом обосновании допускается предусматривать ручноерегулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенкидолжна иметь манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода ирасходомер.

2.235. Газопроводы по территории куста скважин следуетпрокладывать, как правило, подземно.

При подземной прокладке расстояние от верха трубы доповерхности земли должно быть не менее 0,8 метра.

2.236. Газопроводы вдоль фронта скважин при наземномспособе должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб общегоназначения, обеспечивающими безопасное обслуживание фонтанной арматуры иустановку передвижных мостков ремонтного агрегата.

Защитные футляры должны располагаться в горизонтальнойплоскости вплотную друг к другу. Во избежание возможных перемещений защитныефутляры должны быть закреплены. Футляры не должны препятствовать надвижкеобслуживающих площадок фонтанной арматуры. Концы защитных футляров должнывыступать не менее чем на 2,0 м от оси крайней скважины. Расстояние в свету отскважины до ближнего к ней футляра принимается не менее 0,5 метра. Закреплениефутляров между собой может осуществляться сваркой, с помощью хомутов илидругими методами.

2.237. На линиях подачи газа от газораспределительныхгребенок к скважинам должен быть установлен обратный клапан непосредственно ускважины. Каждая скважина должна отключаться от сетей газа высокого давления неменее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.

При необходимости ручного регулирования расхода газаиспользование запорного органа для регулирования расхода не допускается.

 

Обустройство газовых скважин

 

2.238. Обустройство газовой скважины, являющейся источникомгазлифтного газа, должно приниматься в соответствии с требованиями "Нормтехнологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станцийподземного хранения газа" Мингазпрома.

2.239. Территория вокруг устья скважины должна обеспечиватьразмещение и безопасное передвижение специальной техники для производстватехнологических, исследовательских и ремонтных работ, нe допускать загрязненияокружающей среды и соответствовать требованиям "Норм отвода земель длянефтяных и газовых скважин".

2.240. Расстояние от газовой до нефтяной скважины должнобыть не менее 50 метров.

2.241. На площадке газовой скважины и в ее обвязке, какправило, следует предусматривать:

- свечу сброса газа в атмосферу;

- устройство замера дебита газа;

- устройство автоматического отключения скважины от шлейфа вслучае падения давления в нем;

- штуцера подключения агрегата для пропарки шлейфов;

- узлы очистки газа от конденсата и мехпримесей;

- узлы местной автоматики и передачи информации;

- узлы подачи и ввода ингибитора гидратообразования.

Требования к свече принимаются в соответствии с п.2.233настоящих Норм.

2.242. Осушка газа на площадках газовых скважин, питающихудаленные кусты скважин, переводимых на газлифт, принимается на основетехнико-экономических расчетов.

2.243. Удаление конденсата и мехпримесей из узлов очисткигаза должно быть автоматизировано и осуществляться в ближайший нефтесборныйколлектор.

2.244. Выкидные газопроводы от скважин (шлейфы) должныпрокладываться, как правило, в одну нитку.

2.245. В узлах дросселирования газа следует предусматриватьмероприятия, исключающие гидратообразование (обогрев клапана-регулятора илиобщий подогрев газа перед ним).

 

Газлифтные компрессорные станции

 

2.246. При проектировании компрессорных станций газлифтаследует руководствоваться требованиями подраздела 2, б) настоящих Норм, а такжедополнительными требованиями, изложенными ниже.

Степень очистки и подготовки газа, подаваемого накомпрессорную станцию, определяется техническими требованиями на компрессоры.

2.247. Для месторождений, в продукции скважин которыхотсутствует сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащегоэти примеси, для газлифта не допускается.

2.248. Выбор типа компрессоров следует производить наосновании технико-экономических расчетов. Как правило, должны применяться блочно-комплектныеавтоматизированные КС.

При выборе схем обвязки многоступенчатых компрессоровпредпочтение должно отдаваться агрегатам, обвязка которых исключает установкузапорной арматуры между ступенями сжатия.

2.249. При агрегатной схеме обвязки каждый компрессордолжен отключаться запорной арматурой, имеющей дистанционный привод с ручнымдублированием. При многоступенчатой схеме обвязки компрессора и наличиизапорной арматуры между ступенями компрессор может отключаться арматурой сручным приводом.

Между задвижками и компрессором должен быть предусмотренфланцевый разъем с кольцом-вставкой для установки заглушки на время ремонтакомпрессора.

2.250. Стальную запорно-регулирующую арматуру,предназначенную для эксплуатации при расчетной температуре выше минус 40 °Сдопускается использовать при температуре ниже минус 40 °C при соблюдении одногоиз условий:

а) теплоизоляция и обогрев арматуры при наземной инадземной установке;

б) наземная и надземная установка с теплоизоляцией безобогрева при транспортировке сред с температурой выше 10 °С, если имеетсявозможность подогрева рабочей среды перед нагружением внутренним давлениемсогласно "Регламенту проведения в зимнее время пуска, остановки ииспытаний на плотность аппаратуры химических, нефтеперерабатывающих инефтехимических заводов, а также газовых промыслов и газобензиновыхзаводов".

2.251. В машинном зале КС допускается располагать обратныепредохранительные клапаны, регулирующие клапаны антипомпажной защиты, запорнуюарматуру дренажных линий и сброса конденсата.

При коллекторной схеме обвязки компрессоров на выкидекаждой ступени сжатия после обратного клапана должен быть установеленпредохранительный клапан; для удаления газа из компрессоров при их ревизии иремонте на нагнетательном трубопроводе каждой ступени компрессора междуотключающей арматурой и цилиндром должна быть предусмотрена продувочная свеча сустановкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.

При агрегатной схеме обвязки компрессоров предохранительныйклапан следует устанавливать на нагнетательном трубопроводе последней ступени.

Примечания:

1. При наличии нескольких цилиндров однойступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну общую дляних свечу.

2. Допускается объединение сброса газа наодну свечу от группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.

3. Отвод газа с клапанов и свечей долженпроизводиться за пределы компрессорного помещения.

 

2.252. Все приемные и нагнетательные газопроводы КС должнырассчитываться на прочность с учетом трех режимов: рабочего, гидравлическогоиспытания, остановки. При этом нагрузки на штуцере агрегатов не должныпревышать величин, установленных заводом-изготовителем.

2.253. Охлаждение газа между ступенями сжатия и послекомпрессоров следует производить водой, антифризом или воздухом. Способохлаждения газа обосновывается в проекте. В районах с температурой самойхолодной пятидневки минус 40 °С и ниже - охлаждение воздушное или антифризом.

2.254. Скорость газа в приемных и нагнетательныхколлекторах и газопроводах, соединяющих компрессоры с коллекторами, должнаприниматься по табл.2 настоящих Норм.

2.255. При расположении технологической аппаратуры итрубопроводной обвязки на открытой площадке необходимо учитывать возможностьсамотечного слива жидкости в дренажные емкости.

2.256. Емкость склада свежего масла должна содержать неменее чем 30 суточный запас масла, но не менее объема, необходимого для полнойзамены масла в одной из компрессорных установок, входящих в состав КС.

2.257. Размер емкости для слива отработанного масла долженвыбираться из условия вместимости в нее объема масла, поступающего из системыодного компрессора. Емкости свежего и отработанного масла следует располагатьвне здания компрессорного цеха.

2.258. Технологическая схема пункта приема и откачки масладолжна обеспечивать:

а) прием свежего масла в емкости склада;

б) центрифугирование масла;

в) подачу чистого масла в компрессорный цех;

г) прием отработанного масла из компрессорного цеха насклад масла;

д) регенерацию отработанного масла (необходимостьопределяется проектным решением);

е) выдачу масла потребителю.

2.259. Входящие в состав газлифтной КС установки блочныекомпрессорные, комплектуемые оборудованием, узлами обвязки, системамиохлаждения газа, масла и воды и др. (типа установок Казанского СКБК), нерезервируются.

Проектом для таких КС должен предусматриваться запаспроизводительности с учетом межремонтных периодов и времени, необходимого дляпроведения плановых ремонтов, а также, при возможности, подачу газа на смежныеКЗ по газопроводам-байпасам.

Для аппаратов и механизмов, режимы работы которых требуютболее частых остановок, чем это определено регламентом работы КС, следуетпринимать 100% резерв и только в том случае, если их выход из строя приведет костановке КС.

Газлифтные КС, комплектуемые другими типами компрессоров,должны иметь резерв в соответствии с п.2.100 .

2.260. На трубопроводе топливного газа газомотокомпрессорадолжен быть предусмотрен регулятор давления.

2.261. Размер расходной емкости масла долженсоответствовать объему масла в картере наибольшего компрессора. Расходнуюемкость допускается устанавливать в здании компрессорного цеха в отдельномпомещении, выгороженном противопожарными перегородками без проемов и имеющемвыход непосредственно наружу. При установке компрессоров, для которых этиемкости поставляются заводом-изготовителем в комплекте с машиной, расходнаяемкость не предусматривается.

2.262. Промежуточную емкость для отработанного масласледует устанавливать подземно, вблизи компрессорного цеха.

 

Узел предварительной очистки газа на входе в КС

 

2.263. Узлы очистки газа следует проектировать из условийобеспечения требований технических условий на компрессорное оборудование постепени очистки газа от мехпримесей и жидкости.

2.264. Узлы очистки газа должны располагаться на открытыхплощадках. Предотвращение замерзания жидкости в аппаратах и трубопроводахдолжно обеспечиваться теплоизоляцией и прокладкой теплоспутников.

2.265. Количество аппаратов очистки газа определяется взависимости от качества поступающего на прием газа технологическим расчетом сучетом технических характеристик этих аппаратов.

Оборудование должно обеспечивать необходимую степеньочистки во всем заданном диапазоне изменения параметров сырого газа.

 

Узлы замера и регулирования

 

2.266. Узел замера и регулирования должен обеспечиватьизмерение и учет количества сырого газа, поступающего на КС, и газа,подаваемого в систему газлифта, а также выполнять функции смешения несколькихгазовых потоков, распределения и регулирования подачи скомпримированного газапотребителям.

2.267. Узлы замера и регулирования газа должныоборудоваться подводящими и отводящими коллекторами, замерными нитками,контрольно-измерительными приборами и устройствами, запорной, предохранительнойи регулирующей арматурой, байпасной линией. Их следует предусматриватьобъединенными для сырого и скомпримированного газа или раздельными.

 

Аппараты воздушного охлаждения

 

2.268. Аппараты воздушного охлаждения (АВО) должныподбираться из нормального ряда аппаратов, разработанных Минхиммашем.

За расчетную температуру при подборе АВО следует приниматьсреднюю максимальную температуру наиболее жаркого месяца согласно СНиПу поклиматологии.

2.269. В зависимости от условий эксплуатации АВО должныоборудоваться:

- механизмами автоматического и дистанционногорегулирования расхода воздуха;

- узлами подогрева охлаждающего воздуха;

- системой рециркуляции охдаждающего воздуха;

- штуцерами ввода ингибитора гидратообразования.

2.270. Установку АВО следует предусматривать в ряд,вплотную с соответствующими грузоподъемными и выкатными устройствами.

2.271. Площадка установки АВО должна иметь твердоепокрытие, исключающее образование пылевых потоков при работе вентиляторов.

 

Факельная система КС

 

2.272. Факельная система КС должна проектироваться всоответствии о требованиями к факельной системе ЦПС и с учетом дополнений,приведенных ниже.

2.273. На КС должны быть предусмотрены две факельныесистемы (без резерва):

а) система низкого давления - принимающая выбросы изаппаратов, работающих под избыточным давлением до 0,13 МПа;

б) система высокого давления - принимающая выбросы изаппаратов, работающих под избыточным давлением свыше 0,13 МПа.

2.274. Пропускная способность факельного коллектора должнаопределяться по сумме сбросов, подключенных к данному коллектору, но не менеепроизводительности одного компрессора (агрегата).

2.275. Конденсат из конденсатосборника должен откачиватьсянасосом или выдавливаться газом по специальному конденсатопроводу. Установкаконденсатосборников предпочтительна надземная.

2.276. Газожидкостные выбросы должны направляться вфакельный коллектор через специальный сепаратор, оборудованный натехнологической установке.

При размещении факельной системы на заторфованных участкахместности противопожарную канаву-преграду и ограждение следует проектироватьсовмещенными. При этом расстояние от ствола факела до лесного массива следуетпринимать в соответствии с требованиями норм "Генеральные планыпромышленных предприятий" (п.5, таблица 1), нo во всех случаях не менее высотыствола с факелом плюс 10 м. Расстояние от ствола факела до совмещенногоограждения должно быть не менее 50 м.

 

Внеплощадочные газопроводы

 

2.277. Внеплощадочные газопроводы следует проектировать всоответствии с требованиями "Норм проектирования промысловых стальныхтрубопроводов" и в одну нитку.

2.278. При использовании для газлифта осушенного газавнутренняя полость газопроводов высокого давления после гидравлическогоиспытания должна освобождаться от влаги в соответствии с методикой института"ВНИПИгазпереработка".

 

Технологические трубопроводы кустов газовых скважин

 

2.279. Настоящие требования распространяются на газопроводыкустов газовых скважин, а также трубопроводы для обвязки компрессорных станций,рабочее давление которых более 10 МПа.

При проектировании их следует руководствоватьсятребованиями к технологическим трубопроводам ЦПС и приведенными ниже.

2.280. Проектирование технологических трубопроводов срабочим давлением свыше 10 МПа и определение величины испытательного давленияих следует осуществлять по нормам "Технологическое оборудование итехнологические трубопроводы".

2.281. Подбор соединительных деталей трубопроводов следуетпроизводить по ТУ Миннефтепрома, а также рекомендациям Минхиммаша.

2.282. Расчеты на прочность технологических стальных трубопроводовс рабочим давлением свыше 10 МПа следует производить в соответствии стребованиями Минмонтажспецстроя.

2.283. Способ прокладки технологических трубопроводовследует принимать надземный или наземный. При надземной прокладке трубопроводовследует принимать, как правило, прокладку их на низких опорах("шпальная" прокладка).

 

г) АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

 

Общая часть

 

2.284. При проектировании автоматизациинефтегазодобывающего производства необходимо руководствоваться указаниями следующихруководящих документов Миннефтепрома:

"Основные положения по автоматизированной системеуправления технологическими процессами нефтедобывающего производства(АСУТП)";

"Руководство по проектированию автоматизации объектовнефтяной промышленности";

"Методические указания по проектированию комплекснойавтоматизации технологических процессов подготовки нефти и воды";

"Основные требования к техническим средствам измеренияпри организации бригадного учета нефти";

"Инструкция по учету нефти в нефтедобывающихобъединениях";

"Инструкция по определению количества нефти на узлахучета турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях";

Руководящими материалами, действующими в системеГлавмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР.

2.285. Уровень автоматизации технологических процессов к1990 году должен быть не ниже 60% с ежегодным 2-5% ростом его по отдельнымнефтедобывающим объединениям.

2.286. Технологические комплексы сбора, транспорта,подготовки нефти, газа и воды, обслуживания и обеспечения нефтегазодобывающихпредприятий должны оснащаться системами автоматического управления (САУ),обеспечивающими получение требуемого количества и качества выпускаемойпродукции; безаварийную работу оборудования, как правило, без постоянногопребывания обслуживающего персонала.

2.287. САУ технологическими комплексаминефтегазодобывающего производства должны проектироваться с учетом:

обеспечения работы оборудования в наиболее экономичныхрежимах;

экономного расходования тепловой и электрической энергии,топлива и ГСМ.

2.288. Система автоматического управления технологическимкомплексом должна проектироваться на базе САУ технологических блоков, установоки технологических линий, входящих в комплекс.

2.289. При проектировании САУ технологическими комплексамидолжны решаться вопросы автоматического сбора, обработки и передачитехнологической информации с диспетчерских и операторных пунктов на верхнийуровень управления.

2.290. Проекты автоматизации и телемеханизациинефтедобывающих предприятий, для которых предусматривается в дальнейшемразработка ОТ АСУ, должны являться составной частью раздела "Техническоеобеспечение" проекта ОТ АСУ нефтедобывающего предприятия. Проектированиеавтоматизации и телемеханизации в этих случаях должно осуществляться всоответствии с конкретными решениями по информационному, математическому,организационному и техническому обеспечению ОТ АСУ, согласованными сорганизацией-разработчиком ОТ АСУ.

2.291. При проектировании объектов пробной эксплуатацииследует предусматривать контроль основных технологических параметров иавтоматизацию основных трудоемких и быстроизменяющихся процессов. При этомнеобходимо учитывать возможность реконструкции и перевода объектов наавтоматический режим работы в последующие годы, на стадии промышленнойразработки месторождения.

2.292. При разработке проектов автоматизации следуетпредусматривать автоматизацию узлов бригадного (цехового), промыслового итоварного учета нефти и газа, установку приборов для учета электрической итепловой энергии, воды, пара, сжатого воздуха, ресурсов, используемыхнефтедобывающим предприятием.

2.293. Системы автоматического управления должныобеспечивать автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии стребованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающейсреды. В случаях применения блочного автоматизированного оборудования,системами автоматизации которого предусмотрены не все блокировки, требуемыеданными нормами, эти блокировки должны предусматриваться дополнительно приразработке проекта.

2.294. Схемы автоматической защиты основных технологическихсооружений и агрегатов должны проектироваться так, чтобы при исчезновенииэлектропитания (сверх времени АПВ) срабатывала сигнализация или соответствующаязащита.

2.295. Система автоматического управления должнапроектироваться так, чтобы обеспечивались следующие условия:

при любом виде управления (автоматическом или ручном,дистанционном или местном) действовала автоматическая защита и блокировкаоборудования;

при повреждении САУ, отсутствии электроэнергии или сжатоговоздуха в цепях автоматики на управляемом оборудовании не возникало аварийногосостояния.

2.296. Схемы аварийной сигнализации должны предусматриватьсохранение сигнала до его снятия оператором или диспетчером, даже если причинасигнализации за это время исчезла.

2.297. Для опробования, наладки, вывода на режим и контролятехнологического режима при местном управлении должны устанавливаться местныеприборы контроля. Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводомдолжны иметь местное управление, независимо от наличия других видов управления.

2.298. При проектировании технологических комплексов наоснове блочно-автоматизированного оборудования должны разрабатываться общиесхемы автоматизации, предусматривающие согласованную работу САУ отдельныхтехнологических блоков и установок, входящих в состав комплекса.

2.299. Приборы и средства автоматизации должны выбираться сучетом реальных условий их работы по диапазонам изменения контролируемыхпараметров, температурных и атмосферных воздействий, характеристик измеряемой иокружающей среды, вибрации и т.д.

Номенклатура применяемых в проекте приборов должна быть повозможности минимальной.

2.300. Аппаратура систем централизованного контроля должнадопускать возможность подключения устройств регистрации информации на машинномносителе (перфокартах, перфолентах, магнитных лентах и др.).

2.301. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые наоткрытых площадках, как правило, должны иметь эксплуатационные характеристики,позволяющие эксплуатировать их при расчетных температурах окружающего воздухабез дополнительного обогрева. Применение приборов, требующих обогрева,допустимо только в обоснованных случаях.

2.302. При установке приборов на наружных площадках следуетмаксимально использовать для их обогрева тепло технологических сред в аппаратахи трубопроводах.

Длина импульсных линий, требующих обогрева, должна бытьминимальной.

2.303. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые впомещениях и на площадках, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствоватьтребованиям гл.VII-3 "Правил устройств электроустановок".

2.304. Использование природного и нефтяного газа в качестверабочего агента для пневматических систем автоматического регулирования недопускается.

В системах защиты и блокировки оборудования, размещаемогона открытых площадках с производствами, отнесенными по ПУЭ к классу помещенийВ-1г, можно применять нефтяной и природный газы, не содержащие агрессивныхпримесей, если это допустимо по условиям эксплуатации приборов. При отрицательныхтемпературах окружающей среды следует предусматривать меры по осушке и очисткегаза согласно существующим требованиям.

2.305. Монтаж приборов и средств автоматики, соединительныхпроводов следует проектировать в соответствии с требованиями к "Системам автоматизации.Правилам производства и приемки работ".

 

Пункты управления

 

2.306. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающихпредприятий необходимо предусматривать следующие пункты контроля и управления:

пост оператора для обслуживания отдельных установок,агрегатов или группы агрегатов;

операторный пункт для обслуживания технологическихпроцессов, группы установок, пунктов сбора и ЦПС;

районный диспетчерский пункт (РДП) для цехов основногопроизводства (ЦДНГ, ЦППД и ЦПС);

центральный диспетчерский пункт (ЦДП) длянефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

В отдельных случаях допустимо совмещение функций ОП и РДП водном пункте управления.

2.307. На РДП или операторном пункте следуетпредусматривать аппаратуру, позволяющую осуществлять:

аварийную сигнализацию в виде одного обобщенного сигнала овозникновении аварийных режимов работы оборудования и срабатыванииавтоматической защиты по каждому блоку, входящему в технологический комплекс:

измерение важнейших параметров технологического процесса исигнализацию отклонения их от нормальных значений;

автоматическое регулирование параметров, определяющихнормальный ход технологического процесса на технологическом комплексе илиотдельных его частях;

дистанционное управление основными блоками, агрегатами,запорной арматурой, исполнительными механизмами;

передачу необходимой информации на верхний уровеньуправления.

2.308. С РДП на ЦДП должна передаваться технологическаяинформация, характеризующая основные показатели работы ЦДНГ, ЦППД и ЦПС:

общий объем добычи нефти и газа;

общий объем закачанной в пласт жидкости;

количество и качество товарной нефти, сданной потребителю;

количество израсходованного пара, воды, тепловой иэлектрической энергии, сжатого воздуха и других рабочих агентов.

2.309. Диспетчерские пункты следует располагать в местах,имеющих подъездные дороги, надежное электро-, теплоснабжение, водоснабжение иканализацию.

2.310. Рекомендуется размещать ДП на площадках центральныхпунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС) и по возможности блокироватьс административно-хозяйственным блоком.

2.311. В составе диспетчерских пунктов рекомендуетсяпредусматривать следующие помещения:

диспетчерская - место размещения пультов управления, щитови другой аппаратуры, требующей постоянного наблюдения диспетчера;

аппаратная - место размещения аппаратуры ДП, не требующейпостоянного наблюдения персонала диспетчерской службы;

комната обработки информации;

мастерская (лаборатория) - помещение для производствамелкого ремонта и наладки аппаратуры диспетчерского пункта;

комната оперативного дежурного персонала;

вспомогательные служебные помещения.

2.312. При проектировании диспетчерских пунктов следуетпредусматривать возможность размещения комплекса технических средств ОТ АСУ.

2.313. Районные и центральные диспетчерские пункты пообеспечению надежности электроснабжения следует относить к электроприемникампервой категории.

2.314. Диспетчерские пункты должны иметь диспетчерскую(автономную) связь с руководством ЦИТС и НГДУ и телефон, подключенный кобщепромысловой телефонной сети.

 

д) СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

 

Общая часть

 

2.315. При проектировании систем связи следуетруководствоваться "Общими требованиями к ведомственным сетям в части ихувязки с общегосударственными сетями в ЕАСС", Минсвязи СССР"Правилами устройства электроустановок", а также нормамитехнологического проектирования сооружений связи Минсвязи:

"Проводные средства связи. Линейно-кабельныесооружения";

"Магистральные кабельные линии связи";

"Проводные средства связи. Линейно-аппаратные цехиOMС, СУ и ОУП";

"Проводные средства связи. Станции городских исельских телефонных сетей".

2.316. Настоящие нормы распространяются на проектированиенефтепромысловой производственной связи и сигнализации объектов сбора,транспорта и подготовки нефти, газа и воды месторождений, на уровне ДНС(опорный пункт бригады) - ЦПС или УПН-ЦДНГ-НГДУ. Связь на более высоком уровне(НГДУ, нефтедобывающих объединений, Миннефтепрома и др.) проектируется поотдельным нормам.

2.317. Выбор варианта построения сети производственнойсвязи должен осуществляться на основании технико-экономического расчета.

2.318. Производственная связь объектов сбора, транспорта иподготовки нефти, газа и воды месторождений должна учитывать требования нормгражданской обороны.

2.319. Устройства связи и сигнализации взрывоопасныхпомещений и наружных установок, имеющих взрывоопасные зоны, должнысоответствовать требованиям ПУЭ-76 и "Инструкции по монтажуэлектрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон"Минмонтажспецстроя.

2.320. Проекты на строительство объектов связиМиннефтепрома подлежат согласованию с органами Минсвязи СССР в соответствии с"Положением о порядке координации строительства сооружений электросвязи встране" Минсвязи СССР.

 

Виды производственной связи

 

2.321. Нефтепромысловые объекты должны обеспечиватьсяследующими видами связи и сигнализации:

общепроизводственной телефонной связью;

внутрипроизводственной диспетчерской и директорской связью;

распорядительно-поисковой и громкоговорящей связью;

передачей данных;

радиофикацией;

охранной и пожарной сигнализацией.

3.322. Для руководства и управления работой подразделений,служб и предприятий нефтедобычи следует предусматривать общепроизводственнуюсвязь.

2.323. Общепроизводственная связь должна проектироватьсяавтоматической по коммутируемым телефонным каналам.

Телефонные станции производственной телефонной сети следуетразмещать при ЦПС, УПН, ЦДНГ.

При этом должны применяться АТС квазиэлектронной икоординатной системы. На ЦПС, УПН должны устанавливаться АТС квазиэлектроннойсистемы.

2.324. Емкость автоматических телефонных станцийопределяется количеством включаемых абонентских точек с учетом перспективыразвития данного района, в соответствии со схемой развития нефтедобывающейпромышленности.

2.325. Телефонные станции ЦПС, УПН должны иметьсоединительные линии с телефонными станциями ЦДНГ или НГДУ.

Телефонные станции ЦДНГ должны включаться в телефоннуюстанцию НГДУ.

Количество соединительных линий следует принимать:

при емкости АТС 50 номеров - 7 односторонних или 5двухсторонних; .

при емкости 100 номеров - 11 односторонних или 7двухсторонних;

при емкости 200 номеров - 15 односторонних.

 

Внутрипроизводственная связь

 

2.326. Внутрипроизводственная связь должна обеспечиватьобмен информацией обслуживающего персонала, непосредственно управляющеготехнологическими процессами.

2.327. Для передачи информации между абонентами, имеющимипостоянные технологические связи, следует предусматривать диспетчерскую связьпо некоммутируемым телефонным проводным и радиоканалам связи, которая должнаобеспечивать:

1) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС (УПН) с диспетчером НГДУ;

2) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС между собой;

3) связь диспетчера ЦПС с диспетчером сооружений,принимающих нефть, газ и др. продукты с ЦПС или УПН;

4) связь диспетчера ЦПС (УПН) с объектами этих сооружений;

5) связь диспетчера ЦДНГ с опорными пунктами бригад подобыче нефти и газа;

6) радиосвязь опорного пункта бригады с операторамибригады.

2.328. Диспетчерская связь ЦДНГ с ДНС, КНС и другимиобъектами без постоянного обслуживающего персонала следует предусматривать посистемам телемеханики.

2.329. Коммутаторы диспетчерской связи должны иметьвозможность включения абонентов по каналам аппаратуры уплотнения.

2.330. Для обеспечения передачи информации между узкимкругом абонентов, имеющих постоянные административные связи (руководитель,главный инженер ЦДНГ, ЦПС и др.), следует предусматривать директорскую связь.

2.331. Для передачи данных АСУ ТП на участке ЦДНГ, ЦПС(УПН) - НГДУ следует предусматривать канал связи с шириной стектра, обусловленнойскоростью передачи сообщений.

2.332. Для передачи массовой информации отобщегосударственной сети и односторонней распорядительной информации отцентрального усилителя на ЦПС (УПН) и ЦДНГ должна предусматриваться сетьрадиофикации и радиопоисковой связи. При этом получение сигналовобщегосударственной радиотрансляционной сети следует предусматривать порадиофидеру Минсвязи или из эфира.

2.333. Радиофикацией должны оборудоваться все помещения спостоянным присутствием дежурного персонала.

2.334. Для передачи сигнала тревоги в приемный аппаратпожарного депо или помещения охраны должна предусматриваться пожарная иохранная сигнализация.

Пожарной автоматической сигнализацией оборудуются здания исооружения согласно перечню Миннефтепрома; ручной - согласно табл.4.

 

Таблица 4

 

 

Виды связи и сигнализации

 

Наименование

обще-

Внутрипроизводственная

Приме-

сооружений

произ-

водст-

венная

диспет-

черская

дирек-

торская

передача

данных

радио-

фикация

охранная сигнали-

зация

пожарная сигнали-

зация

чание

 

Сооружения технологического комплекса ЦПС

АБК

+

+

+

 

+

+

+

 

Установка подготовки нефти

+

+

 

 

+

+

+

 

Установка осушки газа

+

+

 

 

+

 

+

 

Установка очистки газа от сероводорода

+

+

 

 

+

 

+

 

Установка подготовки газа к транспорту

+

+

 

 

+

 

+

 

Резервуарные парки

+

 

 

 

 

+

+

 

Сооружения водоснабжения

Водозабор

+

+

 

 

+

+

 

Охранная сигнализа-

ция предус-

матривается только для сооружений хозяйственно-питьевого назначения

Насосная станция

 

 

 

 

 

 

 

 

Очистные сооружения

+

+

 

 

+

 

 

 

Сооружения канализации

Насосная станция

+

+

 

 

+

 

+

 

Очистные сооружения

+

+

 

 

+

 

+

 

Площадки КС

 

 

 

 

 

 

+

 

 

Сооружения заводнения

Кустовая насосная станция

+

+

 

 

 

 

 

 

 

Реагентные установки с применением токсичных реагентов и сильнодействующих ядовитых веществ

Опорные пункты бригад по добыче нефти и газа

+

+

 

 

+

 

 

 

Дожимные нефтенасосные станции (ДНС)

ДНС

+

+

 

 

 

 

 

 

 

2.335. Охранной сигнализацией по периметру площадокоборудуются товарные парки при суммарной емкости резервуаров 30 тыс.м3и более, ЦПС производительностью 1 млн.т в год и более.

2.336. Виды связи для различных нефтепромысловых объектов исооружений следует принимать согласно табл.4.

 

Узлы связи и станционные устройства

 

2.337. Узлы связи должны быть размещены при ЦДНГ и ЦПС(УПН). В случае размещения служб ЦДНГ и ЦПС на одной площадке следуетпредусматривать общий узел связи.

2.338. Узлы связи, как правило, должны размещаться вблок-боксах промышленного исполнения, в административно-бытовых корпусах.

2.339. Размещение узлов связи следует предусматривать навозвышенных местах и с наветренной стороны от технологических установок, изкоторых в аварийных ситуациях возможна утечка газа и паров нефтепродукта.

2.340. Станции пожарной и охранной сигнализации следуетразмещать соответственно в пожарном депо и в караульном помещении (см. раздел6, в) .

2.341. Узлы связи ЦДНГ, ЦПС, УПН по надежностиэлектроснабжения следует относить к I категории.

При невозможности обеспечения двух независимых вводовэлектроснабжения необходимо предусматривать дизельгенератор или бензоагрегат.

На время пуска дизельгенератора (бензоагрегата) следуетпредусматривать аккумуляторную батарею с запасом емкости на 3 ч в ЧНН принеавтоматизированном электроагрегате и 1 ч в ЧНН при автоматизированномэлектроагрегате.

2.342. Заземление узлов связи должно соответствовать ГОСТ464-79.

 

Линейные сооружения

 

2.343. Сети связи по месторождению должны выполнятьсякабельными, подземными.

В условиях Западной Сибири прокладка кабелей связи должнапредусматриваться в теле межпромысловых и внутрипромысловых автодорог. Приотсутствии автодорог допускается применение подвесных кабелей связи на опорах.

По территории ЦПС прокладку кабелей связи, сигнализации ителемеханики следует предусматривать в земле или по электрическим кабельнымэстакадам и галереям.

Прокладка кабелей в телефонной канализации в условияхвозможного затекания газа не допускается.

2.344. Сети телефонизации, пожарной сигнализации ичасофикации выполняются комплексно, сети радиофикации и охранной сигнализации -самостоятельно.

 

е) ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

 

2.345. Проекты электротехнической части объектовобустройства нефтяных месторождений должны удовлетворять требованиямобщесоюзных правил и норм, приведенных в "Правилах устройстваэлектроустановок" (ПУЭ), "Перечню действующих общесоюзных документовпо строительству".

2.346. Категории электроприемников нефтяных промыслов врайонах крайнего Севера и местностях, приравненных к ним по надежностиэлектроснабжения должны приниматься по табл.5, а по другим нефтедобывающимрайонам страны - по табл.6.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

Таблица 5

 

Категории электроприемников по надежности электроснабжениянефтяных промыслов

в районах крайнего Севера и местностях, приравненных к ним

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

Наименование электроприемников

Категория

1. Компрессорные станции для газлифтного способа добычи нефти

 

1.1. Компрессоры с электроприводом

1

1.2. Насосы компрессорных станций с электро- и газомоторным приводом: масляные, циркуляционные водяные, для откачки конденсата, подачи ТЭГа в абсорбер и в АВО; АВО

1

1.3. Терминальный пункт управления на базе мини-ЭВМ. Компрессорные воздуха КИПиА

1

2. Компрессорные станции для транспорта нефтяного газа, расположенные на месторождениях

 

2.1. Компрессоры с электроприводом, мощностью 200 кВт и выше

1

Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные; АВО

1

2.2. Компрессоры с электроприводом, мощностью менее 200 кВт

2

Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные, АВО

2

3. Центральные пункты сбора (ЦПС), установки подготовки нефти, комплексные пункты сбора

 

3.1. Электроприемники, обеспечивающие непрерывность ведения технологических процессов подготовки нефти, газа и воды:

1

Насосы откачки сырья и товарной нефти, подачи реагентов, предусматриваемых технологическим процессом, орошения (флегмы), циркуляционных систем, перекачки углеводородного конденсата, систем смазки, уплотнения и охлаждения технологического оборудования;

 

электропривод газовых компрессоров, вентиляторов АВО, компрессоров воздуха для нужд КИПиА, воздуходувок и вентиляторов, работающих в автоматическом режиме и в блоках нагрева продукта;

 

электропотребители, обеспечивающие процесс обессоливания и нагрева продукции, а также других эдектроприемников, указанных в табл.5, в случае их размещения на площадке ЦПС, УПН

 

4. Кусты добывающих скважин с механизированной (насосной и газлифтной) добычей нефти

1

4.1. Насосы УПС пластовых вод

1

4.2. Терминальный пункт управления технологическим оборудованием куста на базе мини-ЭВМ, включая газораспределительную батарею

1

5. Кустовые насосные станции (КНС) для заводнения нефтяных пластов

 

5.1. Насосы с электроприводом

1

5.2. Вентиляторы блоков по закачке сеноманской воды

1

6. Дожимные нефтяные насосные станции (ДНС)

 

6.1. Насосы: для транспорта нефти, для транспорта пластовой воды в систему ППД

1

6.2. Компрессоры воздуха КИПиА

1

6.3. Терминальный пункт управления на базе мини-ЭВМ

1

7. Резервуарные парки

 

7.1. Насосы: внешнего транспорта нефти, внутренней перекачки нефти

1

8. Насосные станции производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения

 

8.1. Насосы станций I и II подъемов и станций подкачки:

 

для систем ППД и объектов с электроприемниками I категории

1

для других объектов нефтедобычи

2

8.2. Насосы артезианских скважин для производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения:

 

для систем ППД и объектов с электроприемниками I категории

1

для других объектов нефтедобычи

2

9. Противопожарные насосы, контрольные пусковые пункты и узлы

1

10. Насосы насосных станций пластовой и сточных вод

1

11. Насосы канализационных насосных станций хозяйственно-бытовых стоков

2

12. Насосы для перекачки уловленной нефти

3

13. Насосы для перекачки шлама

3

14. Насосы подачи ингибиторов коррозии

3

15.Котельные установки

 

Насосы: сетевой и питательной воды, сырой воды, подпиточные, артезианских скважин для питания котельной, вентиляторы дутьевые и дымососов

1

16. Потребители периметральной сигнализации и охранного освещения

1

17. Потребители систем телемеханики, телефонной, радио и радиорелейной связи и вычислительных центров по контролю за работой объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды

1

18. Щитовые КИПиА

1

19. Электроприемники операторных, административно-бытовых корпусов (АБК), блоков обогрева

2

20. Одиночная добывающая скважина с механизированной (насосной) добычей

2

21. Буровые установки с электроприводом для бурения скважин глубиной 3000 м и более

2

22.Электроприемники помещений пожарного инвентаря, проходных, складов

3

23. Электроприемники промбаз (котельной, вентиляционной системы производственных корпусов, электроосвещения)

2

24. Электроприемники электрохимзащиты

3

 

Таблица 6

 

Категории электроприемников по надежности нефтяныхпромыслов других

нефтедобывающих районов страны

 

Наименование электроприемников

Категория

1. Компрессорные станции для газлифтного способа добычи нефти

 

1.1. Кoмпpeссоры с электроприводом

2

1.2. Насосы компрессорных станций с электро- и газомоторным приводом: масляные, циркуляционные водяные, для откачки конденсата, подачи ТЭГа в абсорбер и в АВО; АВО

2

1.3. Терминальный пункт управления на базе мини-ЭВМ. Компрессорные воздуха КИПиА

2

2. Компрессорные станции для транспорта нефтяного газа, расположенные на месторождениях

 

2.1. Компрессоры с электроприводом

2

Насосы: откачки конденсата, масляные, циркуляционные водяные; АВО

2

3. Центральные пункты сбора (ЦПС), установки подготовки нефти, комплексные пункты сбора

 

3.1. Электроприемники, обеспечивающие непрерывность ведения технологических процессов (см. п.3.1 табл.5 настоящих Норм)

2

4. Кусты добывающих скважин с механизированной (насосной и газлифтной) добычей нефти

2

4.1. Терминальный пункт управления технологическим оборудованием куста на базе мини-ЭВМ, включая газораспределительную батарею

2

5. Кустовые насосные станции (KHС) для заводнения нефтяных пластов

 

5.1. Насосы с электроприводом для закачки пластовых и сточных вод

2

5.2. Насосы с электроприводом для закачки воды из поверхностных и подземных источников

3

6. Дожимные нефтяные насосные станции (ДНС)

 

6.1. Насосы: для транспорта нефти, для транспорта пластовой воды в систему ППД

2

6.2. Компрессоры воздуха КИПиА

2

6.3. Терминальный пункт управления на базе мини-ЭВМ

2

7. Резервуарные парки

 

7.1. Насосы: внешнего транспорта нефти, внутренней перекачки нефти

2

8. Насосные станции производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения

 

8.1. Насосы станций I и II подъемов и станций подкачки

2

8.2. Насосы артезианских скважин для производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения

2

9. Противопожарные насосы, контрольные пусковые пункты и узлы

1

10. Насосы насосных станций пластовой и сточных вод

2

11. Насосы канализационных насосных станций хозяйственно-бытовых стоков

3

12. Насосы для перекачки уловленной нефти

3

13. Насосы для перекачки шлама

3

14. Насосы подачи ингибиторов коррозии

3

15. Котельные установки

 

Насосы: сетевой и питательной воды, сырой воды, подпиточные, артезианских скважин для питания котельной, вентиляторы дутьевые и дымососов

2

16. Потребители периметральной сигнализации и охранного освещения

1

17. Потребители систем телемеханики, телефонной, радио- и радиорелейной связи и вычислительных центров по контролю за работой объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды

1

18. Электроприемники операторных, административно-бытовых корпусов (АБК), блоков обогрева

3

19. Одиночная добывающая скважина с механизированной (насосной) добычей

2

20. Буровые установки с электроприводом для бурения скважин глубиной 3000 м и более

2

21. Электроприемники промбаз, помещений пожарного инвентаря, проходных, складов

3

22. Электроприемники электрохимзащиты

3

 

2.347. Проектирование внешнего электроснабжения нефтяныхпромыслов, как правило, должно выполняться на основании "Перспективныхсхем внешнего электроснабжения нефтяных месторождений объединений",разработанных организациями Минэнерго.

Для нефтяных месторождений в районах крайнего Севера иместностях, приравненных к ним схемы внешнего электроснабжения должныобеспечивать питание не менее чем по двум взаиморезервируемым линиямэлектропередачи.

Для остальных нефтедобывающих районов страны схемаэлектроснабжения должна соответствовать требованиям табл.6 настоящих Норм.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.348. При проектировании распределительных электросетейнапряжением 6(10) кВ следует:

принимать количество скважин, оборудованных УЭЦН,подключаемых к одной линии электропередачи, не более 12, а оборудованных УЭЦН истанками-качалками, а также газлифтных - не более 20;

предусматривать электроснабжение кустов скважин, приколичестве в кусте более 5 скважин оборудованных УЭЦН, а в районах крайнегоСевера и местностях, приравненных к ним, независимо от числа скважин, - от двухлиний электропередачи. При этом количество скважин подключенных к одной линии,ограничиваются только пропускной способностью линии, одна из которых можетиспользоваться для питания буровых установок, задвижек трубопроводов, установокэлектрохимзащиты, резервного питания УПС, камер пуска скребка, опорных базпромысла, опорных пунктов бригад;

предусматривать резервирование электроснабжения вэлектросетях 6(10) кВ нефтяных промыслов путем кольцевания и секционированияпри помощи шкафов наружной установки с двумя воздушными вводами.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

2.349. На технологических площадках нефтепромыслов ЗападнойСибири прокладку кабеля следует предусматривать, как правило, на эстакадах и вкоробах.

2.350. Расчет электрических нагрузок следует производить:

для предприятий в районах крайнего Севера и местностях,приравненных к ним- в соответствии с "Указаниями по определениюэлектрических нагрузок нефтяных промыслов Западной Сибири" (приложения1-4);

для предприятий остальных нефтедобывающих районов страны -с учетом коэффициентов, приведенных в табл.7.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

Таблица 7

 

Коэффициенты для расчета электрических нагрузок

 

 

Коэффициенты

Годовое число

Потребители электроэнергии

спроса Кс

использования Ки

мощности

часов использования максимума силовых электрических нагрузок

1.Глубинно-насосные установки

0,45-0,6

0,45

0,5-0,6

6500

2. Насосные станции по перекачке воды

0,6-0,8

0,6-0,7

0,75-0,85

6500

3. Буровые установки

0,2-0,6

0,16

0,7-0,95

3000-5000

4. Установки подготовки нефти

0,7

-

-

7500

5. Насосные станции внутрипромысловой перекачки нефти

0,9-0,95

0,8-0,9

0,7-0,8

4500-6000

6. Газокомпрессорные установки с газокомпрессорами на электроприводе

0,8-0,9

0,75-0,85

0,8-0,95

5500

7. Осветительная нагрузка

0,6-0,8

-

1,0

-

 

Примечание. Годовое число часов использованиямаксимума осветительных нагрузок для основных производств принимается равным3800-4000, для наружного освещения - 3000, для охранного освещения - 4000.

 

2.351. В качестве аварийного освещения допускаетсяиспользовать одну из групп рабочего освещения при условии подключения этихгрупп к независимым источникам питания.

 

(Внесен дополнительно, Изм. № 1)

 

3. ТРЕБОВАНИЯ К ВОДОСНАБЖЕНИЮ, КАНАЛИЗАЦИИ,ЗАВОДНЕНИЮ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

 

Водопотребители и нормы водопотребления. Требования кводоснабжению

 

3.1. На нефтепромыслах вода используется на следующиенужды:

заводнение нефтяных пластов;

бурение скважин;

производственные нужды (подготовку нефти, подготовку газа ктраспорту, подпитку оборотных систем водоснабжения технологических установок икомпрессоров, охлаждение насосов и компрессоров, приготовление технологическихрастворов, промывку технологического оборудования и резервуаров, капитальный итекущий ремонты нефтяных скважин, котельные, мойку машин, оборудования и др.);

хозяйственно-питьевые нужды;

водоснабжение вахтовых поселков;

пожаротушение;

другие нужды (полив территории, зеленых насаждений).

3.2. Расходы (норма) воды на заводнение нефтяных пластовпринимаются по технологической схеме (проекту) разработки нефтяногоместорождения и другой технологической проектной документации.

3.3. Расходы (норма) воды на бурение скважин следуетопределять по "Сборнику элементных норм на строительные конструкции иработы" и табл.8 настоящих Норм.

3.4. Расходы (норма) воды на производственные нужны следуетпринимать в каждом конкретном случае по паспортным данным установленногооборудования и в соответствии с технологическим расчетом. При этом должны бытьрассмотрены мероприятия по уменьшению расхода свежей воды за счет применениярациональных технологических процессов, оборота воды, повторного использованиясточных вод (подача отработанной воды после охлаждения насосов, компрессоров идругого оборудования; очищенных и обезвреженных, при необходимости, сточных водв систему заводнения нефтяных пластов).

Расходы на производственные нужды для укрупненных расчетовпримаются по табл.8 или "Индивидуальным нормам водопотребления иводоотведения на единицу продукции по производственным объединениям Миннефтепрома"и "Укрупненным нормам водопотребления и водоотведения для различныхотраслей промышленности" Госстроя СССР.

3.5. Противопожарные расходы воды следует принимать поразделу 6 настоящих Норм.

 

Таблица 8

 

Нормы расхода воды на производственные нужды

 

 

Цель потребления

Норма расхода воды,

м3/сут

Часовой коэффициент неравномерности, Кчас

 

Примечание

Бурение скважин на глинистом растворе:

 

 

 

при централизованном его приготовлении

43

1

На одну скважину

при индивидуальном приготовлении

72

2,5

При двух глиномешалках

Кчас =2,5;

 

 

 

при пяти - Кчас =1,6

Бурение скважин на воде в зависимости от времени долбления в часах за сутки (от 1,75 до 8 ч)

225-900

2,51,5

Коэффициент Кчас принимается в зависимости от числа одновременно действующих буровых станков: до 3 скв. - 2.5; более 3 скв. - 1,5

Капитальный и текущий ремонты скважин

3

2

 

ЦПС мощностью (по товарной нефти), млн.т в год

422

1,9

Без пополнения запаса воды на противопожарные нужды

3

1007

1,4

 

6

1890

1,2

 

9

2700

1,15

 

Установка обезвоживания нефти или предварительнoго сброса пластовой воды мощностью 1,0-6,0 млн. т в год

150-200

1

 

Промывка резервуаров общей емкостью, м3:

 

 

 

До10000

36

12

 

от 10000 до 30000

72

12

 

свыше 30000

144

12

 

 

Требования к качеству воды

 

3.6. На бурение скважин, промывку технологическогооборудования, нужды строительства, капитальный и текущий ремонты скважин, мойкумашин и оборудования следует использовать воды открытых источников (безспециальной их подготовки), подземные (непригодные для питьевых целей) и морские.

При соответствующем обосновании могут использоватьсяочищенные и обезвреженные (при необходимости) сточные воды.

3.7. Требования к качеству воды, потребляемой на другиетехнологические нужды, должны устанавливаться в каждом конкретном случае взависимости от целей и условий ее использования, требований технологическогопроцесса с учетом установленного оборудования.

При отсутствии особых требований показатели качества водыследует принимать по табл.9.

Для охлаждения насосов, компрессоров и другого оборудованияпредпочтение следует отдавать прямоточным системам охлаждения (без оборота), сзабором пресной воды (при ее наличии и соответствующем качестве) изнизконапорных водоводов системы заводнения и возвратам ее в ту же систему.

 

Таблица 9

 

Потребители

Показатели качества воды

Теплообменные аппараты и агрегаты с охлаждением зарубашечных пространств:

 

при закрытом цикле оборотного водоснабжения

Общая жесткость - не более 0,5 мг-экв/л, прозрачность - более 30 см, рН - в пределах 7-8

при открытом цикле оборотного водоснабжения

Общая жесткость - не более 2 мг-экв/л, прозрачность - более 30 см, рН - в пределах 7-8

Котельные установки

Общая жесткость (до химочистки) -7 мг-экв/л, взвешенных частиц - не более 8 мг/л, прозрачность - не менее 30 см, окисляемость - до 15 мг/л (О2). Отсутствие СО2

 

Содержание железа - не выше 0,2 мг/л, масла - не более 3 мг/л

Охлаждение насосов (без применения оборотного водоснабжения)

Общая жесткость - не более 7 мг-экв/л, прозрачность - не менее 30 см, содержание взвешенных частиц - не более 40-50 мг/л

Охлаждение воздушных компрессоров (без применения оборотного водоснабжения)

Общая жесткость - менее 7 мг-экв/л, прозрачность - не менее 30 см

 

Требования к системам водоснабжения

 

3.8.В зависимости от потребных расходов и требований ккачеству потребляемой воды для крупных объектов нефтедобычи (ЦПС, УПН, ПС, ДНС,КС с производственными и административно-бытовыми зданиями и сооружениями,системы заводнения и других объектов - в соответствии с требованиями раздела 6настоящих Норм) следует предусматривать до трех систем водоснабжения:

производственную (в том числе для заводнения продуктивныхгоризонтов);

противопожарную;

хозяйственно-питьевую.

Выбор схем и систем централизованного водоснабженияобъектов нефтедобычи следует осуществлять на основании технико-экономическогосравнения вариантов и технических условий на водоснабжение.

3.9. Для одиночных скважин, кустов скважин, ГЗУ, ДНС (неимеющих резервуаров типа РВС) и без административно-бытовых зданий и объектов,требующих подачу воды на нужды пожаротушения согласно разделу 6 настоящих Норм,производственное, противопожарное и хозяйственно-питьевое водоснабжение непредусматривается.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения отдельно стоящихзданий и сооружений с потребным расходом воды до 2 м3/сут следуетиспользовать привозную воду.

3.10. При проектировании систем водоснабжения следуетприменять пневмобаки, водонапорные башни, регулирующие резервуары дляобеспечения оптимальной работы насосного оборудования при измененииводопотребления (неравномерный режим).

3.11. Сооружения системы водоснабжения объектов нефтедобычидолжны иметь резерв производительности (до 15% от расчетного расхода воды) напроизводственные и хозяйственно-питьевые нужды.

 

Особые требования к водопроводным сооружениям

 

3.12. Свободный напор в наружной сети производственноговодопровода должен определяться по принятой технологической схемепроизводственного процесса и техническим характеристикам установленногооборудования.

3.13. Централизованные системы производственноговодоснабжения нефтепромысловых объектов должны проектироваться с учетомнеобходимого расхода воды для бурения эксплуатационных скважин.

Подача воды от централизованной системы до буровыхэксплуатационных скважин должна осуществляться по временным водоводам, которыене должны включаться в состав проекта обустройства месторождения.

При общей продолжительности бурения фонда эксплуатационныхскважин на месторождении более трех лет в качестве временных водоводов дляподачи воды до буровых допускается использовать выкидные трубопроводы отнефтяных скважин до замерных установок (не более 60% от общего объема, включаяи резервный фонд скважин) с глубиной укладки их как водоводов и незадействованных высоконапорных водоводов системы заводнения. Это требование должнопредусматриваться заданием на проектирование.

3.14, Измерение расходов воды следует предусматривать накаждом водозаборе, подводящих водоводах к объектам-потребителям (ЦПС, БКНС идругих отдельно стоящих объектах), в точках передачи воды сторонним организациям,а также в системах оборотного водоснабжения.

3.15. Длина ремонтных участков на магистральных водоводах,прокладываемых в одну линию (нитку), принимается равной 10 км, а присоответствующем обосновании (благоприятный рельеф местности, наличие вдольтрасс проездов и др.) - до 25-30 км. При прокладке в две и более нитки длинаремонтных участков определяется по нормам "Водоснабжение. Наружные сети исооружения".

3.16. Проектирование водопроводных сетей, прокладываемых натерритории ЦПC, УПН, ДНС, УПС, КНС, резервуарных парков, площадках кустовскважин и других объектов следует осуществлять согласно норм"Водоснабжение. Наружные сети и сооружения" из стальных труб.

Выбор материала труб и проектирование внеплощадочныхводоводов следует осуществлять в соответствии с требованиями указанного внастоящем пункте нормативного документа и "Техническими правилами поэкономному расходованию основных строительных материалов".

3.17. Толщина стенок труб стальных трубопроводовопределяется расчетом по "Указаниям по расчету стальных трубопроводовразличного назначения" и "Рекомендациям по выбору стальныхэлектросварных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений надавление до 9,6 МПа (96 кгс/см2)" Миннефтепрома.

 

Требования к канализации и расходные показатели сточных вод

 

3.18. На нефтепромысловых объектах канализацию необходимопредусматривать для пластовых, производственных, загрязненных, дождевых ибытовых сточных вод.

Не допускается сбрасывать в канализацию продукты зачистки ипропарки технологических аппаратов и резервуаров для нефти и нефтепродуктов,остатки реагентов, метанола, нефтепродуктов.

3.19. Количество и качество пластовых и производственныхсточных вод, образующихся на ЦПС, УПН, ДНС, УПС, в резервуарных парках и надругих технологических объектах и установках, определяются технологическойчастью проектов.

3.20. Количество загрязненных дождевых вод, сбрасываемых сплощадок, находящихся внутри обвалования резервуарных парков, открытых площадоктехнологического оборудования, площадок нефтяных скважин и других объектов,принимается из расчета 20% от максимального суточного слоя осадка с учетомкоэффициента стока.

3.21. Количество бытовых сточных вод определяется посоответствующим главам норм "Внутренний водопровод и канализациязданий" и "Канализация. Наружные сети и сооружения".

3.22. Средняя концентрация загрязнений в дождевых водах,сбрасываемых с объектов, перечисленных в п.3.25, должна приниматься длявзвешенных веществ - 300 мг/л, для БПК 20-40 мг/л, для нефтепродуктов - 50-100мг/л.

3.23. Количество загрязнений бытовых сточных вод на одногоработающего следует принимать по табл.10.

Таблица 10

 

Ингредиенты

Количество загрязнений на одного работающего, г/сут

Взвешенные вещества

22

БПК5 неосветленной жидкости

18

БПК5 осветленной жидкости

12

БПК полн неосветленной жидкости

25

БПК полн осветленной жидкости

13

Азот аммонийных солей (N)

2,6

Фосфаты (P2O5)

1,1

В том числе от моющих веществ

0,5

Хлориды (Cl)

3

Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

0,8

 

Требования к схемам сбора, очистки и утилизации сточных вод

 

3.24. Централизованные системы канализации с очистнымисооружениями предусматриваются на крупных объектах нефтедобычи (ЦПС, УПН, УПС,резервуарных парках, ДНС с установками предварительного сброса пластовых вод срезервуарными парками, производственными и административно-бытовыми зданиями ина других аналогичных объектах).

3.25. На площадках отдельных эксплуатационных скважин,кустов скважин, ДНС (без административно-бытовых зданий, РВC и УПС),сепарационных и замерных установок и других аналогичных отдельно стоящихобъектах сбор сточных вод следует производить в канализационные емкости споследующим вывозом стоков на соответствующие очистные сооружения крупныхобъектов нефтедобычи.

На площадках замерных установок типа "Спутник",устьев нагнетательных, поглощающих и сеноманских скважин, компрессорныхвоздуха, узлов замера газа, других аналогичных объектах, а также на площадкахустьев нефтяных скважин месторождений Западной Сибири и Казахстана сбор иканализование дождевых стоков не производятся.

При ремонте названных объектов сбор загрязненных стоковосуществляется в инвентарные поддоны и емкости.

3.26. Бытовую канализацию следует предусматривать наобъектах нефтедобычи с постоянным пребыванием обслуживающего персонала иналичием бытовых помещений.

На отдельно стоящих объектах нефтедобычи с объемом бытовыхстоков до 3 м3/сут допускается предусматривать выгреб для сборабытовых стоков с последующим вывозом на очистные сооружения по техническимусловиям.

3.27. Очищенные пластовые, производственные и дождевыесточные воды нефтяных месторождений следует использовать для заводнениянефтяных пластов.

При невозможности использования пластовых вод длязаводнения их следует закачивать в поглощающие горизонты или направлять наиспарение.

3.28. Степень очистки пластовых и сточных вод дляиспользования их в системе заводнения принимается по данным технологическойсхемы (проекта) разработки нефтяного месторождения.

3.29. Характеристика и наличие поглощающих горизонтов длясброса пластовых вод принимаются по данным специализированных организацийМингеологии СССР и союзных республик или рекомендаций научно-исследователъскихорганизаций.

3.30. При проектировании сооружений по сбросу пластовых водв поглощающие горизонты необходимо руководствоваться "Рекомендациями посбросу сточных вод в глубокие водоносные горизонты. Общие положения"Госстроя СССР.

3.31. Для объектов, перечисленных в п.3.24, следуетпроектировать раздельные системы канализации:

пластовой воды;

производственно-дождевых сточных вод;

бытовых сточных вод.

Примечание.

Если совместная очистка и закачка пластовыхи производственных сточных вод недопустима.

 

3.32. Совместная очистка и закачка пластовых ипроизводственно-дождевых сточных вод должны проектироваться по рекомендациямнаучно-исследовательских организаций.

Объединение бытовых сточных вод с пластовыми ипроизводственно-дождевыми сточными водами для целей заводнения допускаетсятолько после полной биологической очистки и обеззараживания бытовых стоков прирасходе бытовых сточных вод не более 100 м3/сут.

3.33. Схемы и параметры очистки пластовых ипроизводственно-дождевых сточных вод следует принимать по рекомендациямнаучно-исследовательских организаций.

3.34. Сооружения системы канализации пластовых вод(очистные сооружения, насосные станции и водоводы до кустовых насосных станций)должны иметь резерв производительности в размере до 15% от расчетного объемапластовых вод.

 

Особые требования к канализационным сооружениям

 

3.35. Измерение расхода сточных вод следует производить:

после очистных сооружений перед сбросом очищенных сточныхвод в водоемы и на поверхность земли;

на насосных станциях, подающих очищенные пластовые источные воды к местам сброса (водоемы, поглощающие скважины), в системузаводнения нефтяных пластов;

на кустовых насосных станциях системы заводнения.

3.36. Для приема сточных вод от площадок объектов,указанных в п.3.25, следует проектировать приемные емкости (колодцы) объемом4-5 м3с гидрозатворами, размещаемые на расстоянии не менее 10 м отбетонных площадок.

От дождеприемников, расположенных на площадках, до сборныхколодцев необходимо предусматривать трубопроводы диаметром не менее 200 мм.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

3.37. Канализационные сети нефтесодержащих сточных водследует проектировать из несгораемых материалов.

3.38. Напорные трубопроводы пластовых и нефтесодержащихсточных вод необходимо проектировать, как правило, из стальных труб.

3.39. Самотечная система канализации сточных вод должнапроектироваться в соответствии с требованиями норм "Канализация. Наружныесети и сооружения" и требованиями настоящих Норм.

3.40. Самотечные канализационные сети, как правило, следуетпроектировать закрытыми. Наименьший диаметр труб производственной канализациидолжен быть 200 мм.

3.41. На самотечных канализационных сетях длянефтесодержащих сточных вод следует предусматривать гидравлические затворывысотой не менее 0,25 м:

на сетях канализации (не менее чем через 400 м);

на выпусках из зданий и сооружений; до и после нефтеловушекна расстоянии не менее 10 м;

на выпусках с территории резервуара или группы резервуаровза пределами ограждения (обвалования).

3.42. Напорные трубопроводы, транспортирующие пластовые источные воды на кустовые насосные станции (КНС) системы заводнения, должныпроектироваться, как правило, в две линии (прокладка в одну линию допускаетсятолько при соответствующем обосновании).

В случае отключения одного водовода общую подачу водыдопускается снижать не более чем на 30% расчетного расхода. При этом должныбыть приняты меры по утилизации избытка пластовых и сточных вод на времяликвидации аварии на водоводе, которое принимается по табл.11.

 

Таблица 11

 

Диаметр труб, мм

Время, необходимое для ликвидации аварии на трубопроводах, в ч, при глубине заложения труб

 

до 2 м

более 2 м

Дo 400

8

12

Более 400

12

18

 

3.43. На напорных трубопроводах пластовых и сточных вод, вповышенных точках перелома профиля для выпуска и впуска воздуха следуетпредусматривать установку вентилей.

3.44. Длина ремонтных участков на напорных трубопроводах,транспортирующих пластовые и сточные воды, должна быть не более 5 км.

Выпуск этих вод из аварийного участка на поверхность землине допускается.

Опорожнение ремонтного участка должно осуществляться путемперекачки воды передвижными средствами из аварийного участка в действующуювторую нитку трубопровода.

3.45. Насосные станции пластовых и сточных вод должны иметьрезервные насосы, которые следует устанавливать из расчета:

1 - на 2 рабочих насоса; 2 - на три насоса и более.

3.46. Очистку пластовых вод следует предусматривать наблочных и блочно-комплектных автоматизированных установках и врезервуарах-отстойниках (типа PBС).

В качестве сооружений для очистки пластовых ипроизводственно-дождевых сточных вод должны применяться напорные полые иполочные отстойники, напорные отстойники с коалесцирующей загрузкой,резервуары-отстойники, резервуары-отстойники с гидрофобным жидкостным фильтром(слоем нефти), напорные и безнапорные фильтры и флотаторы, гидроциклоны идругие сооружения, разработанные специализированными организациями по рекомендациинаучно-исследовательских организаций.

Возможные показатели эффективности работы отдельныхсооружений приведены в табл.12.

 

Таблица 12

 

Сооружение

Режим работы

Содержание в исходной воде, мг/л

Содержание в очищенной воде, мг/л

 

 

нефти

механических примесей

нефти

механических примесей

Горизонтальный открытый отстойник

Т = 3 ч, обработка воды коагулянтом

150

100

20-40

20-30

Резервуар-отстойник

Т = 8-16 ч, приточный режим

1000

300

50-90

30-50

Резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром

Т = 16-24 ч

5000

300

25-40

20-35

Напорный полыйотстойник

Т = 2 ч

1000

100

30-50

25-40

Напорный полочный отстойник

Т =1 ч

1000

100

до 20

до 20

Отстойник с коалесцирущей загрузкой

Т = 1,5-2,0 ч

2000

70

10-20

10-15

Флотатор

Т = 20 мин

200

100

30-50

30-40

Фильтр кварцевый

С = 5 м/ч размер частиц песка 0,5-1,2 мм

50

40

5-10

5-10

Мультигидроциклон

 

3000

150

50

15

 

Примечания: 1. Показатели эффективностиработы очистных сооружений подлежат уточнению в каждом конкретном случае сучетом исходного загрязнения сточных вод.

2. Здесь Т - продолжительность процесса; С- скорость фильтрования.

 

3.47. Очистка пластовых сточных вод врезервуарах-отстойниках может производиться при динамическом (проточном) истатическом режимах отстаивания.

3.48. При очистке пластовых вод в аппаратах с избыточнымдавлением следует предусматривать их дегазацию, исключающую выделениеуглеводородного и сероводородного газа в помещениях насосных станций.

Дегазатор следует совмещать с буферной емкостью насоснойстанции.

Время пребывания воды в буфере-дегазаторе принимаетсяравным 20-25 мин.

Сброс выделившегося газа в атмосферу следует производитьчерез свечу рассеивания.

3.49. Число аппаратов для очистки пластовых вод принимаетсяне менее двух.

При минимальном числе аппаратов производительность каждогоследует принимать равной 70% от максимального расхода пластовой воды.

3.50. Для флотационной очистки пластовых сточных вод впервую очередь следует использовать растворенные в воде газы и только принедостаточном их объеме (менее 15-20 л/м3) предусматриватьискусственное насыщение воды газом. Применение воздуха в качестве флотационногореагента не рекомендуется. Для процесса флотации могут быть использованыинертный или нефтяной бессернистый газ.

3.51. Для доочистки воды фильтрованием следует применять,как правило, напорные фильтры с однослойными и двухслойными загрузками. Вкачестве загрузки фильтра следует использовать кварцевый песок, антрацитовуюили мраморную крошку, дробленый керамзит и др.

3.52. Скорость фильтрования для очистки нефтесодержащихсточных вод следует принимать: при нормальной работе фильтров - 5 м/ч;

при форсированном режиме работы - 6-7 м/ч.

3.53. Промывка фильтров должна осуществляться очищенной илинеочищенной сточной водой с подогревом или без него, в зависимости от местныхусловий.

При промывке фильтров холодной водой должныпредусматриваться периодические пропарки загрузки фильтра передвижными паровымиустановками или от котельной.

Интенсивность промывки фильтров при расчете следуетпринимать 10-15 л/с на 1 м2 в течение 10-15 мин. При применении дляпромывки пластовой воды необходимо учитывать ее плотность.

3.54. Время работы фильтра между промывками должно быть неменее 12 ч. Для расчета фильтроцикла грязеемкость 1 м3 загрузкиследует принимать равной 1,5-3 кг - по механическим примесям и 1,0-2,0 кг - понефти.

Большие значения грязенефтеемкости загрузки следуетпринимать для напорных фильтров.

3.55. На фильтровальных станциях по очистке пластовых источных вод необходимо предусматривать специальное устройство для периодическойдогрузки и полной замены фильтрующего материала. Емкость склада длязагрузочного материала должна составлять не менее 0,5 объема загрузки фильтровстанции при замене его в фильтрах через 1-2 года.

Для регенерации загрузки фильтров следует предусматриватьплощадку общей площадью не менее 25 м2.

Регенерацию отработанного песка следует производить спомощью ПАВ в сочетании с пропаркой острым паром.

3.56. Уловленную обводненную нефть следует перекачивать вразделочные резервуары с последующим возвратом ее в технологический процессподготовки нефти.

3.57. Осадок, выпавший на очистных сооружениях, следуетотводить в шламонакопитель или на гидроциклоны, а воду возвращать на очистныесооружения.

3.58. Шламонакопители необходимо проектировать секциями,имеющими земляное обвалование, или выполненными из железобетонных резервуаров.Полезная площадь шламонакопителей F, м2, определяется по формуле

,

где w - суммарное количество осадков, м3/сут;

95 - влажность поступающего осадка, %;

70 - средний процент влажности осадка в накопителе;

П - продолжительностьнакопления осадка в годах (2-5 лет);

h- высота слоя осадка, принимается равной 2-2,5м.

Полная высота оградительных и распределительных валовземляных емкостей принимается равной 3-3,5 м, ширина валов по верху - не менее1,5 м.

Подачу осадков в шламонакопитель, как правило,следует предусматривать по напорным трубопроводам с распределением по каждойсекции лотками или гибкими шлангами.

Отвод воды, выделившейся из осадка, следует осуществлятьсверху, через переливные колодцы.

В дне и боковых откосах шламонакопителя (земляных емкостей)следует предусматривать противофильтрационный экран.

3.59. По мере накопления шлама в шламонакопителе необходимоосуществлять одно из следующих мероприятий по его утилизации и ликвидации:

сжигание;

вывоз в места по согласованию с органами надзора:санэпидстанцией, рыбоохраной;

использование на нужды строительства;

другие мероприятия.

3.60. На площадке очистных сооружений пластовых и сточныхвод и на установках предварительного сброса пластовых вод следуетпредусматривать резервную емкость (резервуары-накопители), рассчитанную наприем пластовых и сточных вод на время ликвидации аварии на трубопроводах,транспортирующих эти воды на кустовые насосные станции, или остановки одной изэтих КНС, приведенное в п.п.3.45 и 3.74 настоящих Норм.

Резервная емкость может не предусматриваться илиприниматься меньшего объема, когда по результатам технико-экономическихрасчетов в аварийных ситуациях возможна перекачка пластовых и сточных вод всырьевые резервуары, ближайшую КНС или систему поглощения.

3.61. Для предотвращения коррозии оборудования итрубопроводов системы канализации пластовых и агрессивных сточных вод следуетприменять материалы, стойкие к коррозионному действию вод, защитные покрытиявнутренних поверхностей трубопроводов, ингибиторы коррозии, другие способызащиты.

Применение защитных покрытий и ингибиторов коррозииосуществляется по рекомендациям научно-исследовательских организаций и наосновании соответствующих руководящих документов, утвержденных Миннефтепромом.

Для дозировки ингибиторов следует, как правило,использовать блочные установки.

 

 

 

Требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов и расходы ее

 

3.62. Метод заводнения (законтурное, приконтурное,внутриконтурное. площадочное, очаговое, блоковое, комбинированное, равномерное,цикличное и др.), объемы закачки, давления нагнетания воды, количествонагнетательных скважин и их расположение, ввод фонда нагнетательных скважин погодам разработки месторождения, требования к качеству закачиваемой воды идругие данные для проектирования принимаются в соответствии с технологическойсхемой (проектом) разработки конкретного месторождения.

3.63. Для заводнения нефтяных пластов следует использоватьводы, физико-химические свойства которых обеспечивают продолжительнуюустойчивую приемистость нагнетательных скважин, в первую очередь пластовые источные воды нефтепромысловых объектов.

Отказ от использования пластовых и сточных вод в системезаводнения должен быть подтвержден технико-экономическими расчетами.

3.64. Для предварительных расчетов требования к качествузакачиваемой воды должны приниматься по "Методике прогнозного определениянорм и качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяныхместорождений платформенного типа. Содержание механических примесей в сточнойводе" Миннефтепрома, "Вода для заводнения нефтяных пластов.Требования к качеству воды".

 

Требования к схемам заводнения

 

3.65. Заводнение нефтяных пластов следует проектировать поодной из следующих схем:

кустовая насосная станция (БКНС или КНС) - блок напорнойгребенки (БГ) - индивидуальные высоконапорные водоводы к нагнетательнымскважинам - скважины, КНС (БКНС) - блок напорной гребенки - высоконапорныйводовод к водораспределительным пунктам - водораспределительные пункты (ВРП) -высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам - скважины.

3.66. При приемистости нагнетательной скважины 120 м3/сути более следует предусматривать самостоятельный выcоконапорный водовод от ВРП ккаждой скважине.

При приемистости нагнетательной скважины до 120 м3/сутк каждому нагнетательному водоводу, идущему от ВРП, следует подключать такоеколичество нагнетательных скважин, суммарная приемистость которых позволяетосуществлять замер закачиваемой воды при отключении одной скважины.

3.67. Выбор схемы заводнения нефтяных пластов, размещениеКНС и определение их максимальной производительности следует осуществлять сучетом требуемого давления, объемов закачки, расположения скважин, геологическойхарактеристики продуктивных пластов, рельефа местности, климатических и другихусловий и обосновывать технико-экономическими расчетами.

3.68. В зависимости от принятой схемы заводнения должныпроектироваться следующие сооружения:

кустовые насосные станции (БКНС);

блочные напорные гребенки;

высоконапорные водоводы;

водораспределительные пункты;

обустройство устьев нагнетательных скважин.

Примечание. В систему заводнения могут входитьтакже сооружения водоснабжения (водозаборы, насосные станции I и II подъема,водоочистные сооружения, подводящие водоводы к кустовым насосным станциям),когда они используются только для данной системы.

 

Особые требования к сооружениям и водоводам системы заводнения

 

3.69. Сооружения системы заводнения должны иметь резервпроизводительности в размере до 15% от максимального объема закачки воды.

3.70. При аварии допускается остановка кустовой насоснойстанции до одних суток.

На время остановки кустовой насосной станции, закачивающейпластовые и сточные воды, необходимо предусматривать выполнение мероприятий,указанных в п.3.61 настоящих Норм.

3.71. Для закачки воды в нефтяные пласты следует применятькустовые насосные станции, блоки напорных гребенок и водораспределительныепункты, как правило, в блочном исполнении заводского изготовления.

3.72. Для охлаждения воздуха электродвигателей с замкнутымциклом вентиляции и маслосистемы БКНС следует предусматривать системыоборотного водоснабжения на пресной воде. Отказ от оборотной системыводоснабжения должен быть подтвержден технико-экономическим обоснованием.

3.73. Установленные в КНС насосные агрегаты должны работатьв оптимальном режиме при различных (по годам разработки) объемах закачки воды.

3.74. В кустовых насосных станциях следует предусматриватьустановку резервных насосных агрегатов из расчета:

на 3 рабочих насосных агрегата и менее - один резервный;

при количестве насосных агрегатов более 3-х - одинрезервный на каждые 3 рабочих.

3.75. На всасывающих и напорных линиях насосов необходимопредусматривать установку приборов для измерения давления, а на каждомвысоконапорном водоводе от БГ и ВРП к нагнетательным скважинам - установкурасходомера.

3.76. Кустовые насосные станции и водораспределительныепункты должны проектироваться для работы без постоянного обслуживающего персонала.

3.77. Монтаж и демонтаж оборудования КНС следуетосуществлять с помощью выкатных устройств или передвижных грузоподъемныхмеханизмов.

3.78. Диаметры высоконапорных водоводов следует определятьисходя из среднего максимального объема закачки воды в скважины по годамразработки месторождения.

Условный диаметр высоконапорного водовода следует приниматьне менее 50 мм.

3.79. Потери напора в высоконапорных водоводах должнысоставлять не более 3-5% от рабочего давления в них. При технико-экономическомобосновании допускается увеличение потерь напора.

3.80. За рабочее давление в высоконапорных водоводахпринимается максимальное давление, создаваемое насосами при минимальнойрасчетной производительности, с учетом подпора и разности геодезических отметокрельефа местности.

3.81. Значения испытательного давления для высоконапорныхводоводов и их категория должны приниматься по табл.13.

 

Таблица 13

 

Назначение участков трубопровода

Категория трубопровода

Испытательное давление

Количество сварных стыков, подлежащих контролю физическими методами, %

 

 

 

всего

радиогра-

фический

магнитографический или ультразвуковой

Высоконапорные водоводы:

 

 

 

 

 

пластовой воды

II

1,25 Рраб.

100

Не менее 25

Остальное

пресной воды

III

1,25 Рраб.

100

Не менее 10

Остальное

на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I и II категорий и на участках, прокладываемых по болотам III типа

I

1,5 Рраб.

100

100

-

 

Для трубопроводов, прокладываемых внутри КНС, БГ и ВРП,испытательное давление должно быть не менее 1,5 Рраб.

3.82. При проектировании нагнетательных трубопроводоввысокого давления следует применять: при давлении Рисп до 20,0 МПа (200 кгс/см2)- трубы по ГОСТ 8732-78; при давлении Рисп до 30,0 МПа (300 кгс/см2)- трубы по ГОСТ 550-75.

3.83. Толщина стенки стальных труб высоконапорныхводоводов, работающих под давлением 10 МПа (100 кгс/см2) и более, доразработки методики расчетов таких водоводов должна определяться по формуле

где Рисп. - испытательное гидравлическое трассовоедавление, МПа;

S-расчетная толщина стенки трубы с учетом минусового допуска на разностенность,мм;

m -коэффициент, учитывающий минусовой допуск на разностенность, при S£ 15 мм m=0,85; приS ³ 15 мм m = 0,875;

n -допускаемое напряжение, равное 40% от временного сопротивления разрыву дляданной марки стали, Па;

Дн - наружный диаметр трубы, мм;

С1 - прибавка на общую коррозию для труб, не имеющихвнутренних антикоррозийных покрытий, мм; для пластовых вод С1= 1,5 мм; для пластовых вод, содержащих сероводород, С1 неменее 2 мм.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

3.84. Переходы высоконапорных водоводов под автомобильнымидорогами и через водные преграды проектируются по ,  «Проектированиепромысловых стальных трубопроводов».

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

3.85. Глубина укладки трубопроводов, транспортирующихпластовые воды, принимается в зависимости от плотности (минерализации) воды,почвенных и климатических условий по табл.14.

 

Таблица 14

 

Плотность воды

Температура

Глубина укладки водовода до верха трубы, м

при температуре

замерзания, °C

почвенно-растительный слой

песчаник

суглинок

20 °C, г/см3

 

черноземный

подзолистый

 

 

1,01

-0,9

1,8

1,8

1,8

1,8

1,02

-1,7

1,4

1,8

1,4

1,8

1,03

-2,6 -

1,0

1,4

1,4

1,4

1,04

-3,5

0,8

1,0

1,0

1,4

1,05

-4,5

0,7

0,8

0,8

1,0

1,06

-5,5

0,7

0,7

0,7

1,0

1,07

-6,5

0,7

0,7

0,7

0,8

1,08 и более

-7,6 и более

0,7

0,7

0,7

0,7

 

Примечание. При определении глубины укладкитрубопроводов следует учитывать возможность уменьшения минерализации пластовойводы, водонасыщенность и набухание грунтов.

 

3.86. Прокладка в одной траншее более трех высоконапорныхводоводов не рекомендуется.

Расстояние между трубопроводами в одной траншее должно бытьв свету не менее 0,5 м.

3.87. Для установки передвижных спуско-подъемных агрегатовпри ремонте нагнетательных скважин следует предусматривать площадки, якоря длякрепления растяжек и место для приемных мостков.

3.88. Восстановление приемистости нагнетательных скважинследует предусматривать методами, исключающими излив воды на поверхность земли(кислотная обработка, гидроразрыв пласта и др.).

При закачке пластовых и агрессивных сточных вод, дляпредотвращения коррозии оборудования и трубопроводов системы заводнения следуетвыполнять требования п.3.61 настоящих Норм.

 

Особые требования к системам поддержания пластовогодавления на нефтяных месторождениях Западной Сибири

 

3.89. Водоводы от водозаборов системы заводнения до КНСследует прокладывать в одну нитку. При обосновании разрешается прокладывать водоводыв две нитки с пропускной способностью каждой, равной 50% от расчетного расхода.

3.90. Высоконапорные водоводы от КНС до ВРП следуетпроектировать в одну нитку. Прокладка в две нитки допускается только в особыхусловиях при технико-экономическом обосновании.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

3.91. (Исключен, Изм. № 1)

 

4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОСНАБЖЕНИЮ, ОТОПЛЕНИЮ, ВЕНТИЛЯЦИИ ИКОНДИЦИОНИРОВАНИЮ ВОЗДУХА

 

Общая часть

 

4.1. Теплоснабжение, отопление, вентиляцию икондиционирование воздуха следует проектировать в соответствии с требованияминормативных документов на "Котельные установки", "Тепловыесети", "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха","Строительная теплотехника", "Санитарных норм...", "Правилустройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов","Правил устройства безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы" и других.

4.2. Количество газовых выделений (утечек) из оборудованияи трубопроводов, находящихся под давлением, следует принимать:

а) для насосного и компрессорного оборудования - по даннымзавода-изготовителя;

б) для емкостного оборудования и трубопроводов - по даннымрасчета, выполняемого по формуле

 кг/ч,

где r - плотность газовой среды при рабочих давлении итемпературе, кг/м3;

m- допустимая скорость падения давления прииспытании; принимается 0,05% в час;

V - объемемкостного оборудования и трубопроводов, м3;

K -увеличивающий коэффициент, учитывающий разницу параметров и сред при испытанияхи рабочих условиях и возможную разгерметизацию в период между испытаниями.

Принимается K = 2,4 дляаппаратов и трубопроводов, в которых по объему преобладает газовая среда (более50%). K = 1,4 дляаппаратов и трубопроводов, в которых по объему преобладает жидкая среда (более50%).

Объем аппаратов и трубопроводов принимается по полномуобъему, независимо от его заполнения жидкостью или газом.

 

Требования к теплоснабжению

 

4.3. В качестве теплоносителей следует принимать:

для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения -горячую воду по температурному графику 150-70 °С. При соответствующемобосновании допускается применение горячей воды по более низкому температурномуграфику, а также водяного пара;

для технологических нужд - водяной пар, горячую воду,электроэнергию.

Для обогревающих спутников предпочтение следует отдаватьгорячей воде. Для обогревающих спутников в северных районах допускаетсяприменять незамерзающие водные растворы (40%-ный раствор диэтиленгликоля идр.).

4.4. Мощность котельной должна определяться с учетомиспользования вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) в виде паракотлов-утилизаторов, горячей воды, горячего воздуха и т.п.

При использовании ВЭР должна быть исключена возможностьпопадания в теплоносители вредных веществ.

В качестве топлива для котельных должен применяться сухойгаз.

4.5. Для котельных нефтяных промыслов и вахтовых поселковнефтяников, использующих в качестве топлива газ, резервное топливо, независимоот мощности котельных, не предусматривается.

Для обеспечения бесперебойной подачи газа к котельным,отнесенным к первой категории, необходимо предусматривать их подключение к двумнезависимым один от другого источникам питания (технологическим линиям). Приневозможности подключения к двум источникам питания, предусматривать аварийноежидкое топливо (нефть).

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

4.6. Центральные тепловые пункты (ЦТП) следуетпредусматривать при получении тепла по кооперации от сторонних предприятий илирайонных котельных.

ЦТП должен быть размещен в отдельном здании. Возможноразмещение ЦТП в отдельном помещении вспомогательного или производственногоздания с непосредственным выходом наружу, в коридор или на лестничную клетку нарасстоянии не более 12 м от наружного выходa.

4.7. Индивидуальные тепловые пункты (ИТП) следуетпредусматривать у каждого потребителя тепловой энергии. Они должны размещатьсяв отдельном помещении.

Для мелких потребителей тепла следует предусматриватьразмещение ИТП в одном помещении с приточными вентиляционными установками.

При наличии в здании одного помещения, в которомразрешается водяное или паровое отопление (ВРП, КНС, насосные над артезианскойскважиной, проходная и др.), размещение ИТП следует предусматривать вобслуживаемом помещении.

4.8. Учет расхода тепловой энергии следует вести приборнымили расчетным методом. Приборный учет тепловой энергии долженпредусматриваться:

в котельных и ЦТП;

в ИТП при получении тепловой энергии более 2000 Гкал/год.

Для прочих потребителей тепла следует использоватьрасчетный метод учета тепловой энергии.

4.9. Следует предусматривать надземную прокладкутрубопроводов пара, конденсата и горячей воды.

Допускается подземная прокладка трубопроводов тепловыхсетей в непроходных каналах или бесканальная.

По возможности следует осуществлять совмещенную прокладкутеплопроводов с технологическими трубопроводами.

4.10. Весь конденсат должен быть собран и возвращенисточнику теплоснабжения. Загрязненный конденсат, очистка которого экономическинецелесообразна, возврату не подлежит.

 

Требования к отоплению

 

4.11. Поддержание внутренней температуры в соответствии сГОСТ 12.1.005-76 "Воздух рабочей зоны" следует предусматривать тольков помещениях с постоянным (свыше 2 ч в смену) пребыванием обслуживающегоперсонала. Параметры воздуха должны отвечать требованиям для работ среднейтяжести категории IIа.

4.12. Значения внутренней температуры помещений в периодотопительного сезона следует принимать в зависимости от времени пребыванияобслуживающего персонала:

плюс 10 °C - при работе персонала до 2 ч в смену;

плюс 5 °С - при работе персонала не более 0,5 ч в смену, атакже для дежурного отопления.

4.13. В помещениях категорий А, Б и Е, имеющих приточнуювентиляцию, следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное сприточной вентиляцией. При обслуживании помещения одной приточной системой,используемой для воздушного отопления, в ней следует предусматривать резервныйвентиляционный агрегат. При обслуживании помещения несколькими приточнымисистемами остановка любой из них не должна приводить к снижению температурыниже плюс 5 °С.

4.14. Для помещений категорий А, Б и Е, не имеющихприточной вентиляции, следует проектировать систему отопления с местныминагревательными приборами.

4.15. В помещениях категорий В, Г и Д и вспомогательныхпомещениях следует предусматривать систему воздушного отопления или отоплениеместными нагревательными приборами в соответствии с требованиями строительныхнорм и правил.

4.16. Производственные помещения с тепловыделениями,достаточными для компенсации теплопотерь, в местностях со средней температуройнаиболее холодной пятидневки минус 5 °С и ниже должны быть оборудованы системойдежурного отопления, рассчитанной на поддержание температуры плюс 5 °С принеработающем оборудовании.

4.17. Для зданий и сооружений в районах со среднейтемпературой наиболее холодной пятидневки минус 40 °С и ниже при постоянномприсутствии обслуживающего персонала при возможности рекомендуетсяпредусматривать не менее двух систем отопления, независимых друг от друга. Однасистема должна рассчитываться на поддержание в помещении температуры плюс 5 °Спреимущественно местными нагревательными приборами, другие - на догрев донеобходимой в помещении температуры.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

4.18. Использование электроэнергии для нужд отопления напроизводственных площадках, имеющих тепловые источники, не допускается.

Обогрев отдельно стоящих мелких потребителей тепла (менее10 кВт каждый) при удаленности их от ближайшей точки тепловых сетей на 100 м иболее (РУ, ТП, КТП, КНС, насосные над артезианскими скважинами, ВРП и т.д.)следует осуществлять электрическими нагревателями.

4.19. Для технологических целей (поддержание оборудования иприборов в рабочем состоянии) в производственных и вспомогательных сооружениях(КНС, БКНС, ДНС, УПС, ВРП, БГ и др.), расположенных на отдельных площадках иудаленных от источников тепла на 5 км и более, работающих в автоматическомрежиме без постоянного обслуживающего персонала, следует предусматриватьэлектрические нагреватели. При этом должно быть оформлено разрешение наприменение электроэнергии в установленном порядке.

4.20. Для помещений РУ, ТП, КТП, КиА и др., требующихприточной вентиляции для создания избыточного давления воздуха в них, следует,как правило, проектировать воздушное отопление, совмещенное с приточнойвентиляцией. При отсутствии приточной вентиляции следует проектировать системуотопления с местными нагревательными приборами.

4.21. В помещениях, проектируемых для районов со среднейтемпературой наиболее холодной пятидневки минус 40 °С и ниже, воздушно-тепловыезавесы следует предусматривать у всех ворот и технологических проемов дляобогрева зоны ворот в течение всей рабочей смены.

Расчет воздушно-тепловых завес следует производить изусловия открытых ворот - для ворот, открываемых чаще 5 раз или не менее чем на40 мин в смену, или из условия закрытых ворот - в остальных случаях.

4.22. Обогрев полов открытых насосных не предусматривается.

4.23. При составлении тепловых балансов тепловыделенияследует принимать:

от оборудования и трубопроводов - по данным технологическойчасти;

от работающих электродвигателей - по формуле

 Вт/ч,

гдe N - установленная мощность, кВт; h - КПДдвигателя; k1 - коэффициентзагрузки двигателя; k2 - коэффициентодновременности.

4.24. Прокладка трубопроводов систем отопления под поломпроизводственных помещений «А», «Б» не допускается.

При необходимости прокладка трубопроводов у ворот и дверныхпроемов должна производиться в каналах размером не более 400х400 мм, перекрытыхсъемными плитами и засыпанных песком.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

4.25. Транзитная прокладка трубопроводов теплоснабжениячерез электротехнические помещения и помещения КиА не разрешается.

При необходимости трубопроводы должны прокладываться вфутлярах из стальных труб.

 

Требования к вентиляции и кондиционированию воздуха

 

4.26. Во всех производственных помещениях следуетпредусматривать естественную, механическую или смешанную вентиляцию.

4.27. Требования ГОСТ 12.1.005-76 "Воздух рабочейзоны" должны выполняться только для помещений с постоянным пребываниемобслуживающего персонала.

Для расчета общеобменной вентиляции помещений безпостоянного обслуживания, в которых дежурный персонал находится не более 8 разв смену при длительности одного пребывания не более 15 мин, допускаетсяпринимать для летнего времени температуру плюс 40 °С.

4.28. Необходимый воздухообмен в производственныхпомещениях объемом более 500 м3 должен рассчитываться по количествувыделяющихся в помещении вредных веществ, тепла и влаги.

При невозможности установить количество вредных выделенийдопускается определять воздухообмен по кратности в соответствии табл.15.

При определении воздухообмена по кратности высоту помещенийследует принимать: по фактической высоте - при высоте помещений от 4 до 6 м; 6м - при высоте помещений более 6 м; 4 м - при высоте помещений до 4 м.

Указанные в табл.15 данные учитывают содержание вредныхвеществ в приточном воздухе до 0,3 ПДК.

4.29. Для производственных помещений объемом до 500 м3категорий А, Б и Е (включая насосные по перекачке нефти и нефтепродуктов игазокомпрессорные) без постоянного присутствия производственного персоналаследует проектировать естественную вытяжную вентиляцию из верхней зоны,рассчитанную на однократный воздухообмен, и вытяжную механическую вентиляциюпериодического действия, рассчитанную на удаление из нижней зоны 8-кратногообъема воздуха по полному объему помещения.

Включение периодической вентиляции в зданиях, расположенныхна площадках ЦПС, КСП, КС, должно производиться автоматически отгазоанализаторов при достижении 20% от нижнего предела взрывоопасности, во всехдругих случаях включение периодической вентиляции должно производиться нажатиемкнопки, расположенной у входной двери снаружи, за 10 мин до входа персонала впомещение.

Приточная вентиляция для этих помещений, резервныйвентиляционный агрегат в вытяжной системе, а также аварийная вентиляция непредусматриваются.

 

Таблица 15

 

Вещества, участвующие в

технологическом процессе

Кратности воздухообмена в час

Коэффи-

циент

 

при отсутствии сернистых соединений

при наличии сернистых соединений в газах и парах в количестве более 0,05 г/м3

увеличения при темпе-

ратуре свыше 80 °С

Сырая нефть при газовом факторе свыше 250 м3

6,5

8

1,2

Сырая нефть при газовом факторе свыше 100 до 250 м3

5

8

1,2

Сырая нефть при газовом факторе до 100 м3

3,5

8

1,2

Товарная нефть

3

8

1,2

Высокосерннстая нефть при содержании серы более 2%

-

10

1,2

Нефтяной попутный газ

4

10

-

Дизельное топливо, мазут, битум

3

7

1,5

Бензин

6

8

1,5

Пропан, бутан

8

10

1,2

Растворы щелочей, деэмульгаторы

3

6

1,6

Аммиак

5

-

-

Метанол

15

-

-

Диэтиленгликоль при постоянном обслуживании

12

-

1,2

Диэтиленгликоль при периодическом обслуживании (до 2 ч в смену)

3

-

1,2

Жидкий хлор

12

-

-

Предварительно очищенные сточные и пластовые воды

2,5

-

-

 

4.30. Для помещений категорий А, Б и Е, заглубленных болеечем на 0,5 м ниже уровня планировочной отметки земли, воздухообмен,определенный в соответствии с п.4.31 настоящих Норм, увеличивается на 3-кратныйобъем заглубленной части при наличии тяжелых взрывоопасных газов или паров (плотностьюболее 0,8 по воздуху).

Для 3-кратного дополнительного воздухообмена должнапредусматриваться вытяжная система с резервным вентиляционным агрегатом ивытяжкой из нижней зоны заглубленной части, или этот дополнительный объемдолжен быть обеспечен вытяжкой из нижней зоны заглубленной части общеобменнойсистемой вентиляции при условии установки в ней резервного вентиляционногоагрегата.

При наличии легких (плотностью 0,8 м и менее по воздуху)газов и паров дополнительный объем воздухообмена не предусматривается.

4.31. В заглубленных более чем на 1 м производственныхпомещениях категорий В, Г и Д, расположенных на площадках сооружений свозможными выделениями тяжелых взрывоопасных газов и паров (водонасосные, КНС идр.), следует предусматривать приточную вентиляцию с кратностью воздухообменане менее трех.

Для этих систем должны предусматриваться забор воздуха свысоты не менее 5 м от уровня земли, с учетом расположения мест выброса тяжелыхгазов в атмосферу и направления ветров, и установка резервного вентиляционногоагрегата.

4.32. Для приямков и каналов, расположенных в помещенияхкатегорий А, Б и Е, следует применять механическую вентиляцию отсамостоятельной системы или от системы вентиляции помещения в соответствии стабл.16.

 

Таблица 16

 

Тип помещения

Глубина каналов и приямков

Вид вентиляции, объем воздухообмена

С легкими газами и парами (плотностью 0,8 и менее до воздуху)

1 м и более

Приточная, 10 объемов каналов и приямков в час

С тяжелыми газами и парами (плотностью более 0,8 по воздуху)

0,5 м и более

Вытяжная, 20 объемов каналов и приямков в час

 

Примечания: 1. При определениивоздухообмена помещения объем воздуха для вентиляции каналов и приямков неучитывается.

2. Системы вентиляции каналов и приямковдолжны иметь резервный вентиляционный агрегат.

 

4.33. Удаление воздуха, загрязненного вредными выделениями,системами общеобменной вентиляции из производственных помещений (кромепомещений с периодической вентиляцией по п.4.32) следует осуществлять из зоннаибольшего загрязнения воздуха в соответствии с табл.17.

 

Таблица 17

 

Вредные выделения

Избытки тепла, ккал/м3

Зона, объем удаления

Побуждение

Водород, легкие пары и газы

Свыше 20

Верхняя, 100%

Естественное или механическое

 

До 20

Нижняя, 1/3

Механическое

 

 

Верхняя, 2/3

Естественное или механическое

Тяжелые газы

Свыше 20

Нижняя, 1/3

Механическое

 

 

Верхняя, 2/3

Естественное или механическое

 

До 20

Нижняя, 2/3

Механическое

 

 

Верхняя, 1/3

Естественное или механическое

Пыль

 

Нижняя

Механическое

Аммиак

 

Нижняя, 1/3

Механическое

 

 

Верхняя, 2/3

Естественное или механическое

 

4.34. Воздухообмен в производственных лабораторныхпомещениях следует определять по количеству удаляемого воздуха от вытяжныхшкафов и укрытий.

При отсутствии вытяжных шкафов и укрытий следуетпредусматривать 8 воздухообменов в час по полному объему помещения.

4.35. Кроме механической вентиляции в производственныхлабораториях должны предусматриваться естественная вентиляция из верхней зоны,рассчитанная на удаление воздуха в количестве 0,5 объема в час в нерабочеевремя, и открывающиеся части окон.

4.36. Объем воздуха, удаляемого через вытяжные шкафы,следует определять по скорости движения воздуха в расчетном проеме шкафа,принимаемом равным 0,2 м2 на метр длины шкафа по табл.18 взависимости от ПДК вредных веществ, используемых в работе.

 

Таблица 18

 

ПДК вредных веществ, мг/м3

Расчетная скорость, м/с

Свыше 50

0,5

От 20 до 50 включительно

0,7

От 5 до 20 включительно

1,0

До 5 включительно

1,3

 

4.37. Подачу приточного воздуха в помещение лабораторииследует предусматривать в размере 90% от количества воздуха, удаляемоговытяжными системами. Остальное количество воздуха подается в коридор.

4.38. Для интенсивного проветривания помещений категории А,Б и Е, а также помещений с вредными выделениями, в которых при аварии возможновнезапное поступление больших количеств вредных веществ, следуетпредусматривать аварийную вентиляцию.

4.39. Производительность систем аварийной вентиляцииследует принимать из расчета:

для помещений компрессорных и насосных станций сжиженногогаза, производственных помещений с обращающимися или хранящимися сжиженнымигазами - равной 8-кратному воздухообмену по полному внутреннему объемупомещения;

для остальных производственных помещений, включаянефтенасосные, аварийная вентиляция совместно с рабочей механическойвентиляцией должна обеспечивать в помещении не менее 8 обменов в час по полномувнутреннему объему помещения.

4.40. При наличии в помещении одной основной системывентиляции, производительности которой достаточно для аварийного воздухообмена,необходимо предусматривать аварийную систему вентиляции или резервный агрегат восновной системе.

4.41. При наличии в помещении нескольких систем основнойвентиляции, производительность которых достаточна для аварийного воздухообмена,резервирования вентиляционных агрегатов или систем не требуется.

4.42. Аварийная вытяжная вентиляция организованным притокомне компенсируется.

4.43. Воздухозаборные отверстия аварийной вентиляцииследует располагать в зонах возможных аварийных поступлений вредных паров игазов, около технологического оборудования, глухих стен помещений.

Следует избегать расположения воздухозаборных отверстийвблизи дверей и окон.

При наличии легких газов и паров и значительныхтеплоизбытках, создающих устойчивые тепловые потоки, забор воздуха дляаварийной вентиляции необходимо производить из верхней зоны, при наличиитяжелых газов - из нижней.

4.44. Включение систем аварийной вентиляции должнопредусматриваться автоматическим: для взрывоопасных газов - при достижении 20%от нижнего предела взрываемости; для вредных веществ I класса опасности - придостижении ПДК.

При обслуживании помещения одной системой вытяжнойвентиляции включение аварийной вентиляции должно производиться также приостановке этой вытяжной системы.

Кроме автоматического, следует предусматривать также ручноевключение аварийной вентиляции у основного входа в помещение.

При наличии в помещении нескольких систем аварийнойвентиляции их пуск должен осуществляться нажатием одной кнопки.

4.45. Выбросы вытяжных основных и аварийных системвентиляции следует осуществлять, в основном, выше зоны аэродинамической тенивысокоскоростными струями, используя преимущественно центробежные вентиляторы.При наличии легких газов и заборе воздуха из верхней зоны помещения допускаетсяприменение осевых вентиляторов с выбросом воздуха в зону аэродинамической тенина 1 м выше кровли.

4.46. Вентиляторы вытяжной вентиляции следует располагатьснаружи здания на фундаментах или площадках.

В районах со средней температурой наиболее холоднойпятидневки минус 40 °С и ниже, вентиляторы вытяжных систем рекомендуетсяустанавливать в обслуживаемом помещении (в том числе в нефтенасосных игазокомпрессорных), а при обосновании - в специальных помещениях -вентиляционных камерах.

4.47. В районах со средней температурой наиболее холоднойпятидневки минус 40 °С и ниже весовую скорость воздуха в сечении калориферовприточных систем следует принимать не выше 7 кг/м2·с и обеспечиватьпостоянный циркуляционный расход теплоносителя через неработающие калориферы.

4.48. Кондиционирование воздуха для производственных ивспомогательных зданий, как правило, не предусматривается (кроме помещений дляЭВМ, электротехнического оборудования, КИП и автоматики, по техническимусловиям их обслуживания).

4.49. В районах с сухим, жарким и влажным климатом, когданеобходимые параметры воздуха рабочей зоны не могут быть обеспечены средствамиобычной вентиляции, для помещений с постоянным пребыванием обслуживающегоперсонала следует предусматривать установки кондиционирования воздуха.

4.50. Выбор оборудования для кондиционирования воздухаследует производить в зависимости от требований, предъявляемых к воздушнойсреде помещений. Для помещений небольшого объема, а также для помещений, где нетребуется регулирования влажности, следует использовать автономныекондиционеры. Для других помещений должны применяться центральные кондиционерыили типовые приточные камеры с оросительными секциями.

 

5. ОСНОВНЫЕ МЕРОПИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ОКРУЖАЩЕЙСРЕДЫ И ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

 

Охрана труда и техника безопасности

 

5.1. При разработке мероприятий по охране труда и техникебезопасности на нефтегазодобывающих предприятиях следует руководствоваться"Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности","Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти напредприятиях нефтяной промышленности", "Санитарными нормамипроектирования промышленных предприятий" и настоящими Нормами.

5.2. Вопросы охраны труда, техники безопасности ипромсанитарии в проектах должны быть выделены в отдельный раздел.

5.3. В качестве основных мероприятий по охране труда итехнике безопасности в проектах следует предусматривать:

полную герметизацию всего технологического процессавнутрипромыслового сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды;

оснащение технологического оборудования предохранительнымиустройствами;

выбор оборудования из условия максимально возможногодавления в нем, а для оборудования на открытых площадках - с учетом нагрева засчет солнечной радиации в летнее время;

обеспечение противопожарных разрывов между оборудованием идругими сооружениями в соответствии с требованиями настоящих Норм;

мероприятия по снижению потерь легких фракций и упругостипаров товарных нефтей;

размещение технологического оборудования на открытыхплощадках согласно перечню, утвержденному Миннефтепромом;

размещение электрооборудования (электродвигателей) вовзрыво-пожароопасных помещениях в соответствии с "Правилами устройстваэлектроустановок";

применение блочного и блочно-комплектного оборудованиязаводского изготовления как более надежного в эксплуатации;

контроль, автоматизацию и управление технологическимпроцессом с диспетчерского пункта в соответствии с "Основными положениямипо обустройству и автоматизации нефтегазодобывающих предприятийМиннефтепрома";

блокировку оборудования и сигнализацию при отклонении отнормальных условий эксплуатации объектов;

механизацию трудоемких процессов при производстве ремонтныхработ технологического оборудования.

5.4. В помещениях со взрывоопасными средами необходимопредусматривать установку сигнализаторов и газоанализаторов до взрывныхконцентраций в соответствии с "Требованиями к установке стационарныхгазоанализаторов и сигнализаторов в производственных помещениях предприятийнефтяной промышленности" Миннефтепрома.

5.5. Для обслуживающего персонала объектовнефтегазодобывающего предприятия необходимо предусматривать бытовые помещения(гардеробные, помещения для сушки одежды, прачечные, душевые, умывальники идр.), которые должны удовлетворять требованиям санитарных норм.

На удаленных от ДНС, ЦПС, кустах скважин на одном из нихдолжно предусматриваться размещение блок-бокса для обогрева вахтенногоперсонала.

 

Охрана окружающей среды

 

5.6. Мероприятия по охране окружающей среды должнывключать:

мероприятия по рациональному использованию и охране земель,лесов и водоемов, защите почвы от загрязнения и рекультивации земель, отводимыхпод строительство;

мероприятия по охране от загрязнения атмосферного воздухапромышленными выбросами;

мероприятия по охране водоемов и улучшению использованияприродных ресурсов.

Указанные мероприятия должны разрабатываться в соответствиис требованиями:

постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР N 898 от29.12.72 "Об усилении охраны природы и улучшении использования природныхресурсов";

постановления Верховного Совета СССР от 20.09.72 "Омерах по дальнейшему улучшению охраны природы и рациональному использованиюприродных ресурсов";

Основ водного законодательства Союза ССР и союзныхреспублик;

"Правил охраны поверхностных вод от загрязнениясточными водами";

"Санитарных норм проектирования промышленныхпредприятий";

"Норм отвода земель для магистральных водоводов иканализационных коллекторов";

"Норм отвода земель для сооружения геологоразведочныхскважин";

"Инструкции по рекультивации земель при строительствемагистральных трубопроводов";

"Положения о порядке использования и охране подземныхвод на территории СССР";

"Временной инструкции по проектированию сооружений дляочистки поверхностных сточных вод";

"Указаний по расчету рассеивания в атмосфере вредныхвыбросов предприятий";

"Санитарных правил организаций технологическихпроцессов и гигиенических требований к производственному оборудованию";

"Инструкции по безопасному ведению работ по разведке иразработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высокимсодержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ"Госгортехнадзора СССР;

"Рекомендаций по выбору материалов, термообработке иприменению труб на месторождениях газа, содержащего сероводород"Мингазпрома;

"Нормами проектирования промысловых стальныхтрубопроводов" Миннефтепрома и других нормативных и руководящих документовГосстроя СССР и Миннефтепрома.

5.7. Резервуарные парки нефти и нефтепродуктов ЦПС, УПН,ПС, очистных сооружений пластовых и сточных вод, расположенные в прибрежнойполосе водных объектов, должны размещаться на расстоянии не менее 200 м отуреза воды (при максимальном уровне). При размещении резервуарных парков нарасстоянии менее 200 м от уреза воды в реке следует учитывать требования СНиП"Склады нефти и нефтепродуктов".

5.8. При проектировании трубопроводов сбора и транспортанефти и газа, пластовых и сточных вод, высоконапорных трубопроводов системзаводнения следует руководствоваться "Нормами проектирования промысловыхстальных трубопроводов" Миннефтепрома.

5.9. Для охраны атмосферного воздуха от загрязнений следуетпредусматривать:

герметизацию технологических процессов сбора, подготовки итранспорта нефти, газа и пластовой воды;

утилизацию нефтяного газа;

направление газообразных сред на факел для сжигания приразгрузке и продувке аппаратов;

предотвращение выбросов в атмосферу окиси углерода,сернистого ангидрида и других вредных веществ, получающихся при сжиганиисбросных газов на факеле в размерах, превышающих ПДК;

снижение загазованности рабочей зоны при перекачкахсжиженных газов и сред, насыщенных растворенными углеводородными газами, засчет преимущественного применения насосов, системы уплотнения валов которыхпрактически исключают утечку перекачиваемых сред (двойные торцовые уплотнения,сальниковые уплотнения с подачей уплотнительной жидкости и др.);

при технико-экономическом обосновании - очистку газа отсероводорода и меркаптанов, утилизацию получаемых при этом "кислых"газов с элементарной серой.

 

Охрана земель и водоемов

 

5.10. Рациональное использование и охрана земель должнаобеспечиваться следующими мероприятиями:

соблюдением нормативов плотности застройки;

использованием для строительства территорий, считающихсямалопригодными для сельскохозяйственного и лесохозяйственного пользования;

прокладкой коммуникаций в коридорах с минимальнодопустимыми по нормам расстояниями между ними;

локализацией загрязнений непосредственно на местеобразования;

применением для защиты трубопроводов от почвенной коррозиинаряду с наружной защитой катодной поляризации;

контролем качества сварных стыков физическими ирадиографическими методами;

организацией учета забираемой и возвращаемой воды;

в системе сброса стоков должны предусматриватьсяприспособления для отбора проб и учета количества поступающих сточных вод;

санитарно-защитными зонами для сооружений канализации всоответствии с требованиями раздела 8 "Санитарных норм проектированияпромышленных предприятий";

строительством очистных сооружений сточных вод иканализования объектов с учетом количества, качественного состава и режимаотведения сточных вод.

5.11. С целью защиты почвы от ветровой и водной эрозиидолжны предусматриваться:

трамбовка и планировка грунта при засыпке траншей послеукладки трубопроводов;

организованный отвод поверхностных вод с территории площадок;

крепление береговых откосов на переходах трубопроводовчерез водные преграды.

5.12. С целью защиты от загрязнения поверхности земли иводоемов проектом должны предусматриваться:

напорная герметизированная схема сбора и транспорта нефти инефтяного газа, полностью исключающая при нормальном технологическом режимевозможность загрязнения окружающей среды и попадания продукции нефтяных скважинв водоемы;

обваловка площадок устьев скважин по периметру земельнымвалом с целью локализации загрязнений при авариях;

размещение технологического оборудования на канализуемыхплощадках;

организация зон санитарной охраны источников водоснабженияи водопроводных сооружений;

устройство противофильтрационных экранов дляпрудов-накопителей, прудов-испарителей и других аналогичных объектов;

сбор загрязненных стоков при ремонте скважин с применениеминвентарных поддонов и емкостей.

5.13. При решении вопроса канализации, очистки иобезвреживания сточных вод должны рассматриваться возможность ицелесообразность использования очищенных сточных вод в системах оборотноговодоснабжения и повторного использования для технического водоснабжения данногоили других предприятий.

5.14. Проектные решения по канализованию и очистке бытовыхи производственно-дождевых сточных вод не должны предусматривать сброс их вводоемы без очистки.

 

6. ОСНОВНЫЕ ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

Общая часть

 

6.1. Нормативы настоящего раздела содержат основныетребования к компоновке генерального плана и пожарной безопасности кпроектируемым и реконструируемым зданиям и сооружениям нефтедобывающейпромышленности, а отдельные требования приводятся в соответствующих разделахнастоящих Норм.

Кроме нормативных требований настоящих Норм, припроектировании пожарной защиты объектов необходимо руководствоваться следующимидокументами:

"Генеральные планы промышленных предприятий";

"Противопожарные нормы проектирования зданий исооружений";

"Производственные здания промышленныхпредприятий";

"Газоснабжение. Внутренние и наружныеустройства";

"Сооружения промышленных предприятий";

"Вспомогательные здания и помещения промышленныхпредприятий";

"Правила устройства электроустановок (ПУЭ)";

"Водоснабжение. Наружные сети и сооружения";

"Склады нефти и нефтепродуктов";

"Магистральные трубопроводы";

"Предприятия по обслуживанию автомобилей";

"Санитарные нормы проектирования промышленныхпредприятий".

Рекомендациями и указаниями по пожарной защите,разработанными институтом ВНИИПО МВД СССР и другими действующими нормативнымидокументами, а также требованиями пунктов 2.93¸2.94 настоящихHopм.

 

а) ТРЕБОВАНИЯ К ГЕНЕРАЛЬНОМУ ПЛАНУ

 

6.2. Следует разрабатывать схему генерального планаместорождения на базе данных технологической схемы (проекта) разработкинефтяного месторождения с учетом схем развития нефтедобывающей отрасли иразмещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.

6.3. Схема генерального плана месторождения составляется накартах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000 с учетом требованийОснов земельного, водного и других законодательств СССР и союзных республик вдва этапа:

предварительная - в составе обосновывающих материалов какту выбора площадок и трасс;

окончательная - после утверждения акта выбора площадок итрасс в установленном порядке с учетом замечаний всех землепользователей.

6.4. Схема генерального плана должна предусматриватьразмещение на территории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательныхи других одиночных скважин, кустов скважин, ЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС,подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог,нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемеханики,катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производственныепроцессы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин с учетом существующих вданном районе транспортных связей мощностей ЦПС, УПН, ГБЗ, НПЗ, направлениявнешнего транспорта нефти, газа и воды, источников снабжения электроэнергией,теплом, водой, воздухом и др.

6.5. При разработке схемы генерального плана необходимоучитывать:

бригадную и промысловую форму организации эксплуатацииместорождений в соответствии с "Положением о бригаде по добыченефти..." Миннефтепрома;

возможность расширения и реконструкции технологическихсистем;

проведение технических мероприятий по интенсификациипроизводственных процессов добычи, сбора, транспорта нефти и газа.

6.6. Генеральный план предприятий, объектов, зданий исооружений обустройства месторождения следует проектировать в соответствии стребованиями норм "Генеральные планы промышленных предприятий" идругих, указанных в общей части настоящего раздела, а такте требованияминастоящих Норм.

Планировочные решения генерального плана должныразрабатываться с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданийи сооружений.

Размещение производственных и вспомогательных зданий исооружений в зонах необходимо производить по их функциональному итехнологическому назначению и с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарнойопасности их.

6.7. Подъездные и внутриплощадочные железные и автомобильныедороги к объектам, зданиям и сооружениям следует проектировать в соответствии стребованиями норм "Железные дороги колеи 1520 мм","Автомобильные дороги", "Инструкции по проектированиюавтомобильных дорог нефтяных промыслов Западной Сибири" Миннефтепрома.

6.8. Размеры площадок под строительство предприятий,объектов зданий и сооружений определяются из условия размещения технологическихсооружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерныхкоммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.

Плотность застройки предприятий и отдельных объектов должнасоответствовать значениям, указанным в нормах "Генеральные планыпромышленных предприятий". Площади участков нефтяных и газовых скважиндолжны приниматься в соответствии с "Нормами отвода земель для нефтяных игазовых скважин" Миннефтепрома.

Ширина полосы земель для строительства линейных сооруженийдолжна быть не более указанных: в "Нормах отвода земель для магистральныхтрубопроводов", "Нормах отвода земель для линий связи","Нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4-500кВ", "Нормах отвода земель для автомобильных дорог".

6.9. Площадки ЦПC, базы производственного обслуживания(БПО) НГДУ, УБР, УРБ, базы управлений технологического транспорта (УТТ) испецтехники, трубно-инструментальные базы и другие здания и сооружениявспомогательного назначения для обслуживания нефтяного месторождения (ЦДНГ,вертолетные площадки и др.), а также вахтовые поселки могут располагаться какна территории месторождения, так и за ее пределами.

6.10. При размещении предприятий, объектов, зданий исооружений нефтедобычи на прибрежных участках рек и других водоемовпланировочные отметки площадок для строительства их следует принимать не менеечем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклонаводотока с вероятностью его превышения:

для сооружений, в которых производственный процесснепосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовыхскважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;

для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационныхустановок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.

6.11. Объекты обустройства нефтяных месторождений следуетразмещать от соседних предприятий на расстояниях, указанных в таблице 19, сучетом возможности кооперирования с этими предприятиями по строительствуинженерных сетей и автомобильных дорог.

 

Таблица 19

 

Объекты

Жилые здания, общежития, вахтовые поселки

Общественные здания (клуб, здравпункт и др.)

Промышленные и сельско- хозяйственные предприятия (РМЗ, БПО, НПС, ГПЗ, фермы и др.)

Maгист-

ральные нефте- и газо-

проводы

ВЛ

(6 кВ и выше)

Электро- под-

станции (35/6/110/35/ 6 кВ)

Устья нефтяных скважин - фонтанных, газлифтных, оборудованных ЭЦН или ШГН

300

500

100

СНиП

60

100

Устья нефтяных скважин со станками-качалками, устья нагнетательных скважин

150

250

50

СНиП

30

50

Знания и сооружения по добыче нефти с производств категории А, Б, и Е (ЗУ, СУ, ДНС, КНС, КС, УПН, УПС, ЦПС)

300

500

100

СНиП

ПУЭ

80

Факел для сжигания газа

300

500

100

60

60

100

Свеча сброса газа

300

500

100

30

30

30

 

Примечания. 1. Расстояние от объектовобустройства нефтяных месторождений до магистральных нефте- и газопроводов, КС,ГРС и НПC принимаются в соответствии со СНиП "Магистральныетрубопроводы".

2. Расстояния до отдельно стоящих вахтовых,жилых и общественных зданий (за исключением зданий клубов, школ, детскихяслей-садов, больниц) допускается принимать на 50% меньше.

 

6.12. При разработке генерального плана предприятий, зданийи сооружений обустройства месторождений расстояния от технологических установоки сооружений до РУ, ТП, блоков управления КИПиА и операторных должныопределяться согласно требованиям ПУЭ-76, раздел VII с учетом плотностигорючего газа по отношению к плотности воздуха, определяемой технологическимрасчетом в проекте.

6.13. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениямиобъектов обустройства нефтяных месторождений должны приниматься по табл.20, аот зданий и сооружений до подземных нефте- и газопроводов - по табл.21.

 


Таблица 20

 

НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИОБЪЕКТОВ

ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, м

 

 

Здания и сооружения

Устья эксплуатационных нефтя-

ных и газлиф-

тных сква-

жин

Устья нагнетатель-

ных сква-

жин

Замер-

ные и сепарационные уста-

новки

Дожимные насос-

ные стан-

ции (техно-

логи-

ческие пло-

щадки)

Аварийные реэер-

вуары ДНС (типа РВС)

Уста-

новки предварительного сброса плас-

товой воды (УПС)

Печи и блоки огне-

вого нагрева нефти

Факелы аварийного сжига-

ния газа

Свечи для сброса газа

Компрессор-

ные стан-

ции газ-

лифта

Уста-

новки подго-

товки газа (УПГ)

Блоки газо-

распределите-

льной аппара-

туры, узлы учета нефти и газа, управ-

ления задвижками, запуска и приема шаров

Кусто-

вые насос-

ные стан-

ции систе-

мы ППД (КНС, БКНС)

Водо-

распределительные пункты(ВРП), блоки напор-

ной гребен-

ки (БГ)

Дренажные, канализацион-

ные емкос-

ти

Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов корро-

зии и метанола

Компрессор-

ные воздуха

Аппа-

раты воздушного охлаж-

дения

ТП напря-

жения до 10 кВ и РУ (откры-

тые, закры-

тые)

Опера-

торные, отдельно стоя-

щие шкафы и блоки управ-

ления К и А

Вагон-

дом для обог-

рева персо-

нала

Вспомо-

гательные здания (производ-

ственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомога-

тельного оборудо-

вания, котельная )

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

1.

Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин

5

5

9

30

39

39

39

100

30

39

39

9

30

9

9

9

15

30

25

12

24

30

39

2.

Устья нагнетательных скважин

5

5

9

15

24

24

24

100

30

24

24

9

15

9

9

9

15

15

25

12

24

30

39

3.

Замерные и сепарационные установки

9

9

+

+

15

+

15

60

30

9

9

+

9

9

9

+

9

15

25

12

+++

18

39

4.

Дожимные насосные станции (технологические площадки)

30

15

+

+

15

+

15

60

30

+

+

+

15

9

9

+

9

15

+++

+++

18

39

5.

Аварийные резервуары ДНС (типа РВС)

39

24

15

15

+

15

30

100

15

15

15

12

15

15

+

12

30

30

+++

+++

39

39

6.

Установки предварительного сброса пластовой воды (УПС)

39

24

+

+

15

+

15

60

30

+

+

+

15

9

9

+

9

15

+++

+++

18

39

7.

Печи и блоки огневого нагрева нефти

39

24

15

15

30

15

+

60

30

18

18

15

15

15

9

15

9

9

15

9

18

39

8.

Факелы аварийного сжигания газа

100

100

60

60

100

60

60

hфак.

hфак

100

100

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

100

9.

Свечи для сброса газа

30

30

30

30

15

30

30

hфак.

+

30

30

30

30

30

30

30

30

30

60

60

60

100

10.

Компрессорные станции газлифта

39

24

9

+

15

+

18

100

30

+

9

+

15

9

9

9

9

15

+++

+++

30

30

11.

Установки подготовки газа (УПГ)

39

24

9

+

15

+

18

100

30

9

+

+

15

9

9

+

9

15

+++

+++

30

30

12.

Блоки газораспре-

делительной аппаратуры (БГРА), узлы учета нефти и газа, управления задвижками, запуска и приема шаров

9

9

+

+

15

+

15

60

30

+

+

+

15

9

9

9

9

15

+++

+++

18

30

13.

Кустовые насосные станции системы ППД (КНС, БКНС)

30

15

9

15

15

15

15

60

30

15

15

15

+

+

9

9

9

15

+++

+++

9

30

14.

Водораспре-

делительные пункты (ВРП), блоки напорной гребенки (БГ)

9

9

+

9

15

9

15

60

30

9

9

9

+

+

9

9

9

15

+++

+++

9

30

15.

Дренажные канализационные емкости

9

9

9

9

+

9

9

60

30

9

9

9

9

9

+

9

9

9

9

9

9

30

16.

Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола

9

9

+

+

12

+

15

50

30

9

+

9

9

9

9

+

9

15

+++

+++

18

30

17.

Компрессорные воздуха

15

15

9

9

30

9

9

60

30

9

9

9

9

9

9

9

+

+

9

9

9

9

18.

Аппараты воздушного охлаждения

30

15

15

15

30

15

9

100

30

15

15

15

15

15

9

15

+

+

9

9

9

9

19.

Трансформаторные подстанции напряжением до 10 кВ и РУ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

открытые закрытые

25

12

25

12

25

12

+++

+++

+++

15

60

30

+++

+++

+++

+++

+++

9

+++

9

9

+

+

+++

+++

20.

Операторные, отдельно стоящие шкапы и блоки управления К и А

24

24

+++

+++

+++

+++

9

60

60

+++

+++

+++

+++

+++

9

+++

9

9

+

+

++

++

21.

Вагон-дом для обогрева персонала

30

30

18

18

39

18

18

60

60

30

30

18

9

9

9

18

9

9

+++

++

+

++

22.

Вспомогательные здания (производственно- бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)

39

39

39

39

39

39

39

100

100

30

30

30

30

30

30

30

9

9

+++

++

++

++

_______________

+ расстояния не нормируются;

++ расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП "Генеральные планы промышленных предприятий";

+++ расстояния принимаются в соответствии с разделом Vll ПУЭ -76 "Правила устройства электроустановок".

Примечания: 1. В графе 19 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и РУ, в знаменателе - до закрытых ТП и РУ.

2. Расстояния между устьями одиночной эксплуатационной и бурящейся скважинами следует принимать не менее высоты вышки плюс 10 м .

 


Таблица 21

 

Наименьшие расстояния от зданий и сооружений до подземныхгазопроводов на нефтяных месторождениях, м

 

 

Расстояние от газопроводов нефтяного газа

Здания, сооружения, установки

Рабочее давление, МПа

 

до 1,2

 

Диаметр (условный), мм

 

до 300

свыше 300

Устья нефтяных скважин - фонтанных, газлифтных, оборудованных ЭЦН или ШГН и нагнетательных

9

15

Замерные, сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные и газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др.

3

5

Установки подготовки нефти, резервуарные парки для нефти, компрессорные станции нефтяного газа, канализационные насосные станции, насосные технологические

5

9

Насосные станции водоснабжения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления и другие вспомогательные и производственные здания категории Д

9

9

Открытие емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.

9

15

Электроподстанции и электрораспределительные устройства:

 

 

 открытые

15

15

 закрытые

9

9

Подъездные, железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бровки выемки)

8

8

Подъездные внутрипромысловые дороги (IV и V категории) и подъезды на территории нефтяного месторождения (от подошвы насыпи земляного полотна)

9

9

Инженерные сети:

 

 

нефтепроводы

х

х

газопроводы

х

х

водоводы питьевой воды

2

2

канализации

5

5

теплопроводы

4

4

______________

х - расстояние не нормируется.

 

6.14. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями,размещаемыми на ЦПС, должны приниматься по табл.22.

 


Таблица 22

 

НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ,

РАЗМЕЩАЕМЫМИ НА ЦЕНТРАЛЬНЫХ ПУНКТАХ СБОРА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ,м

 

 

 

 

Технологические установки производств категорий А, Б и Е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Здания и сооружения

Компрес-

сорные станции горючих газов

Установки подготовки нефти, газа и воды

Узлы учета нефти и газа, узлы ввода реагентов

Печи и блоки огне-

вого нагре-

ва нефти и газа

Уста-

новки предварительного сброса плас-

товой воды (УПС)

Уста-

новки сепа-

рации (KCУ, CУ)

Факе-

лы для аварийного сжига-

ния газа

Резер-

вуары нефти и нефте-

продуктов

Наземные склады легковос-

пламеняющихся и горючих жидкостей емкостью до 2000 м3 (склады масел, метанола, реагентов и других легковос-

пламеняющихся и горючих жидкостей)

Очистные сооруже-

ния (открытые нефте-

ловушки, пруды-отстойни-

ки, шламо-накопите-

ли, канали-

зационные насосные станции производственных стоков)

Очист-

ные соору-

жения по закрытой системе: насосные станции, флотационные установ-

ки, резер-

вуары-отстойники

Отдельно стоящие производственные здания с производ-

ствами категории Д (компрессорные сжатого воздуха, насосные станции оборотного водоснабже-

ния, опера-

торные и другие аналогичные здания)

Противопожар-

ные насосные станции и помеще-

ния для хранения пожар-

ного оборудо-

вания и огне-

гасящих веществ

Ремонт-но-механи-

ческие мастерские, гаражи, склады материалов и оборудования, вспомогатель-

ные поме-

щения

Базы производствен-

ного обслуживанияHГДУ, УPБ, УТТ и другие

Котельные

Пожарное депо

Опера-

торные, отдельно стоящие шкафы и блоки управле-

ния К и А

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1.

Компрессорные станции горючих газов

++

15

9

18

+

+

100

39

++

18

30

9

18

30

100

30

78

++++

2.

Технологические установки производств категорий А, Б и Е:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

установки подготовки нефти, газа и воды

15

25

+

15

+

+

100

+++

15

9

30

9

18

30

100

30

78

++++

 

узлы учета нефти и газа, узлы ввода реагентов

+

+

+

15

+

+

60

15

15

9

15

9

18

30

100

30

60

++++

3.

Печи и блоки огневого нагрева нефти и газа

18

15

15

+

15

18

60

+++

18

30

30

15

18

30

100

15

78

15

4.

Установки предварительного сброса пластовой воды (УПС)

+

+

15

15

+

+

60

+++

15

9

30

9

18

30

100

30

78

++++

5.

Установки сепарации (KCУ, CУ)

+

9

9

18

+

+

60

39

+ +

18

30

9

18

30

100

30

78

++++

6.

Факелы для аварийного сжигания газа

100

100

60

60

60

60

-

100

100

60

60

60

60

100

100

100

100

60

7.

Резервуары нефти и нефтепродуктов

39

+++

15

+++

+++

39

100

+++

++

+++

30

18

+++

+++

100

+++

78

++++

8.

Наземные склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей емкостью до 2000 м3 (склады масел, метанола, реагентов и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей)

++

15

15

18

15

++

100

++

++

30

15

18

++

30

100

30

+++

++++

9.

Очистные сооружения (открытые нефтеловушки, пруды-отстойники, шламонакопители, канализационные насосные станции производственных стоков)

18

9

9

30

9

18

60

+++

30

Табл.23

Табл.23

15

18

30

100

30

+++

++++

10.

Очистные сооружения по закрытой системе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

насосные станции, флотационные установки, резервуары-отстойники

30

30

15

30

30

30

60

30

15

Табл.23

Табл.23

15

18

30

100

30

+++

++++

11.

Отдельно стоящие производственные здания с производствами категории Д (компрессорные сжатого воздуха, насосные станции оборотного водоснабжения, операторные и другие аналогичные здания)

9

9

9

15

9

9

60

18

18

15

9

++

9

+ +

++

. ++

15

9

12.

Противопожарные насосные станции и помещения для хранения пожарного оборудования и огнегасящих веществ

18

18

18

18

18

18

60

39

+++

30

18

9

++

++

++

++

++

+

13.

Ремонтно-механические мастерские, гаражи, склады материалов и оборудования, вспомогательные помещения, складское помещение для вспомогательного оборудования (ГО)

30

30

30

30

30

30

100

+++

30

30

30

++

++

++

++

++

++

++

14.

Базы производственного обслуживания HГДУ, УБP, УPБ, УТТ и другие

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

++

++

++

++

++

++

++

15.

Котельные

30

30

30

15

30

30

100

+++

30

30

30

++

++

++

++

++

++

++

16.

Пожарное депо

78

78

78

78

78

78

100

78

+++

+++

+++

15

++

++

++

++

++

++

17.

Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А

++++

++++

++++

15

++++

++++

60

++++

++++

++++

++++

9

+

++

++

++

++

++


_____________

+ - расстояния ненормируются;

++ - расстоянияпринимаются в соответствии с гл.СНиП по проектированию генеральных плановпромышленных предприятий;

+++ - расстоянияпринимаются в соответствии с гл.СНиП по проектированию складов нефти инефтепродуктов;

++++ - расстоянияпринимаются в соответствии с разд. VII "Правил устройстваэлектроустановок" (ПУЭ).

 

Примечания: 1. Термин "Технологическаяустановка" обозначает производственный комплекс зданий и оборудований,расположенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный дляосуществления технологического процесса по добыче или транспорту нефти.

2. Расстояние от неогневой стороны аппаратанагрева нефти, газа и реагентов (см.поз.3) до технологических установокдопускается уменьшать до 9 м.

3. Расстояние до прочих зданий и сооруженийот компрессорных станций и насосных агрегатов следует принимать как от отрытойтехнологической установки.

4. Расстояния от пожарных постов дозданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В следует принимать не менее50 м.

5. Расстояния от зданий и сооружений дозакрытых и открытых электроподстанций и распределительных устройств следуетпринимать в соответствии с разд. VII "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ).

6. При подземном расположении резервуароврасстояние от резервуаров нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений,указанных в поз.1, 2, 7, 8, 9, 11, 12, допускается уменьшать на 50%.

7. При определении расстояний между печами(позиции 3-3) следует учитывать требования таблицы 24.

 

6.15. Расстояние от нефтеловушек, отстойных прудов и другихсооружений систем канализации до вспомогательных и производственных зданий исооружений, не связанных с обслуживанием очистных сооружений, должныприниматься по табл.22.

Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями системканализации должны приниматься по табл.23.

 

Таблица 23

 

Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями системканализации

 

 

Расстояние, м

Здания и сооружения

Нефтеловушки площадью до 400 м2 или резервуары стальные вертикальные для статического отстоя нефтесодержащих сточных вод, сборники уловленной нефти с погружными насосами и без них

Пруды-отстой-

ники

Здания насосных станций для перекачки нефтесо-

держащих сточных вод, флота-

ционные установки

Сооружения биологичес-

кой, биохи-

мической и механичес-

кой очистки бытовых стоков

Здания насосных станций для перекачки бытовых сточных вод, сборники бытовых стоков и септики

Дома вахто-

вого персо-

нала

Магист-

ральный нефтепро-

дуктопро-

вод (данной площадки)

Нефтеловушки площадью до 400 м2 или резервуары стальные, вертикальные для статического отстоя нефтесодержащих сточных вод, сборники уловленной нефти с погружными насосами и без них

х

18

18

30

30

100

х

Пруды-отстойники

18

x

18

30

30

100

30

Здания насосных станций для перекачки нефтесодержащих сточных вод, флотационные установки

18

18

x

30

30

100

х

Сооружения биологической, биохимической и механической очистки бытовых стоков

30

30

30

х

х

48

15

Здания насосных станций для перекачки бытовых сточных вод, сборники бытовых стоков и септики

30

30

30

х

х

9

15

Дома вахтового персонала

100

100

100

48

9

х

xx

Магистральный нефтепровод (данной площадки)

x

30

x

15

15

xx

xx

_______________

х - расстояния не нормируются

хх - расстояния принимаются в соответствиис гл.СНиП по проектированию магистральных трубопроводов.

Примечание. При площади нефтеловушек более400 м2 расстояние между ними следует принимать равным 9 м.

 

6.16. Наименьшие расстояния от зданий складов, навесовоткрытых площадок для хранения баллонов с кислородом, ацетиленом, азотом ихлором до зданий и сооружений с производствами категории А, Б, В, Е должно бытьне менее 50 м, до других производственных и вспомогательных зданий должно бытьне менее:

при количестве баллонов менее 400 шт. - 20 м;

при количестве баллонов от 400 до 1200 шт. - 25 м.

Общая емкость складов для хранения баллонов не должнапревышать 1200 шт., в том числе не более 400 баллонов, наполненных горючимигазами

Примечания: 1. Указанное количествобаллонов дано для одного баллона емкостью 50 л, при меньшей емкости баллонадолжен быть произведен пересчет.

2. Совместное хранение баллонов с горючимигазами и баллонов с кислородом не допускается.

 

6.17. Расстояния от аппаратов огневого нагрева (печи длянагрева нефти, нефтепродуктов, газа, воды и ангидрида), располагаемых внездания, до других технологических аппаратов, зданий и сооружений цеха илиустановки, в состав которых входит печь, а также до эстакад, за исключениемтехнологических трубопроводов, связывающих аппараты огневого нагрева с другимитехнологическими аппаратами, должны быть не менее указанных в табл.24.

 

Таблица 24

 

Наименьшее расстояние от аппаратов огневого нагрева дозданий и сооружений

 

Здания и сооружения

Расстояние, м

До технологического оборудования и эстакад с горючими продуктами, расположенных вне зданий:

 

при давлении в системе аппаратов и коммуникаций до 0,6 МПа

10

при давлении в системе аппаратов и коммуникаций выше 0,6 МПа

15

До производственных зданий и помещений категории А, Б, В, Е, вспомогательных и подсобно-вспомогательных зданий и помещений независимо от категорий производства:

 

а) при наличии оконных, дверных проемов

15

б) при глухой стене

8

До производственных зданий, помещений категорий Г, Д; технологического оборудования и эстакад с негорючими продуктами

5

До аппаратов с огневым нагревом

5

До компрессорных горючих газов

20

До колодцев канализации производства категории А, Б, Е

10

 

6.18. Расстояния, указанные в таблицах, определяются:

а) между производственными, подсобными и вспомогательнымизданиями, установками, резервуарами и оборудованием - в свету между наружнымистенами или конструкциями сооружений (без учета металлических лестниц);

б) для технологических эстакад и трубопроводов, проложенныхбез эстакад, - до крайнего трубопровода;

в) для внутриплощадочных железнодорожных путей - до осиближайшего железнодорожного пути;

г) для внутриплощадочных автомобильных дорог - до краяпроезжей части дороги;

д) для факельных установок - до оси ствола факела;

е) при реконструкции существующих предприятий илитехнологических установок в случае невозможности точного соблюдения техническихусловий без больших материальных затрат по согласованию с организацией,утверждающей проект, допускаются отступления в части разрывов в пределах до10%.

6.19. Наружные технологические установки рекомендуетсяразмещать со стороны глухой стены производственного здания.

В случае размещения открытых установок с производствамикатегорий А, Б, Е по обе стороны здания, с которым они связаны (или однойустановки между двумя зданиями), они должны располагаться от него на расстояниине менее 8 м - при глухой стене, не менее 12 м - при стене с оконными проемами,независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Вторая установка илиздание должны располагаться с учетом требований п.2.90.

Между наружной установкой и зданием допускается располагатьэстакаду для трубопроводов данной установки.

6.20. Расстояние от производственных зданий до аварийныхили дренажных емкостей принимается как для технологического оборудования,расположенного вне здания.

6.21. Наземную аварийную (дренажную) емкость,предназначенную для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемойстеной или обвалованием высотой не менее 0,5 м и размещать на расстоянии неменее 15 м от площадки печей.

Подземная аварийная (дренажная) емкость должна размещатьсяна расстоянии не менее 9 м от площадки печей отдельно или совместно с другимидренажными емкостями (на одной площадке).

6.22. Территории ЦПС, УПН, резервуарных парков, складов ЛВЖи ГЖ, ДНС, УПС и КС должны иметь ограждение высотой 2 м с воротами шириной 4,5м.

Расстояние от ограждения до объектов с производствамикатегорий А, Б, В и Е должно быть не менее 5 м.

С наружной стороны вдоль границы ограждений территории, накоторой размещены УПН, резервуарные парки, ЛВЖ и ГЖ должна предусматриватьсяполоса шириной 10 м, свободная от наземных сетей.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

6.23. Территория вокруг трубы факела ДНС должна бытьограждена земляным валом высотой 0,7 м, радиусом 15 м.

Территория вокруг ствола факела технологических сооруженийЦПС высотой 30 м и более должна быть ограждена забором высотой 1,6 м изнеколючей проволоки.

Расстояние от факельного ствола до ограждения, а такжемежду факельными стволами должно приниматься по данным теплотехническогорасчета, но не менее 30 м.

Территория вокруг свечи для сброса газа на КС, кустахскважин, одиночных газовых скважин не ограждается.

6.24. Размещение емкостей газового конденсата (сепараторов,огнепреградителей и другого оборудования), а также устройство колодцев,приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела недопускается.

6.25. Надземную прокладку газопроводов от установок дотрубы факела следует предусматривать на несгораемых опорах.

6.26. Территория устьев одиночной или куста скважин должнабыть ограждена земляным валом высотой 1 м с шириной бровки по верху вала 0,5 м.

6.27. Площадка кустов скважин с количеством более 8 скважиндолжна иметь не менее двух въездов, расположенных в разных концах по длиннойстороне ее.

6.28. На площадках объектов следует проектировать открытуюсистему водоотвода. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями,следует сохранять естественный рельеф и предусматривать вертикальную планировкутолько в случаях необходимости отвода поверхностных вод и прокладки инженерныхсетей.

6.29. Для озеленения площадок открытых технологическихустановок следует проектировать только газоны.

6.30. Внутриплощадочные инженерные сети и коммуникацииследует проектировать как единую систему с размещением их в отведенныхтехнических полосах (коридорах).

6.31. Способ прокладки инженерных сетей (наземный,надземный или подземный) следует принимать с учетом требований соответствующихразделов настоящих Норм.

6.32. В одной траншее допускается прокладывать газопроводы,нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и ингибиторопроводы. Расстояния между нимиследует принимать исходя из условий их монтажа, ремонта и обслуживания.

Расстояния между технологическими трубопроводами,проложенными в земле, и зданиями и сооружениями определяются из условийудобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.

6.33. Расстояние от места забора воды (приемных колодцев)из водоемов должно быть не менее:

до зданий I и II степени огнестойкости - 10 м;

до зданий III, IV и V степени огнестойкости и до открытыхскладов сгораемых материалов - 30 м;

до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В,Е, по пожарной опасности - 20 м;

до резервуаров с горючими жидкостями - 40 м;

до резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями исжиженными горючими газами - 60 м.

6.34. Приемные колодцы водоемов и колодцы с гидрантамидолжны располагаться на расстоянии не более 2 м от обочин автомобильных дорог,а при расположении их на расстоянии более 2 м должны иметь подъезды к ним сплощадкой не менее 12х12 м.

6.35. Пожарные резервуары или водоемы надлежит размещать изусловия обслуживания ими объектов, находящихся в радиусе:

при наличии автонасосов - 200 м;

при наличии мотопом - 100-150 м в зависимости от типамотопомп.

Для увеличения радиуса обслуживания допускается прокладкаот резервуаров или водоемов тупиковых трубопроводов длиной не более 200 м и сучетом требований п.6.58 настоящих Норм.

6.36. Дороги на площадках центральных пунктов сбора,подготовки нефти, газа и воды следует проектировать с обочинами, приподнятыминад планировочной поверхностью прилегающей территории менее чем на 0,3 м. Приневозможности выполнения этого требования дороги должны быть спланированы такимобразом, чтобы разлившиеся нефтепродукты не могли попасть на дорогу (устройствокюветов и т.п.).

6.37. В пределах обочин внутриплощадочных автомобильныхдорог допускается прокладка сетей противопожарного водопровода, связисигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.

 

б) ПОЖАРОТУШЕНИЕ

 

6.38. Здания и сооружения, расположенные на территориинефтяных месторождений, оборудуются противопожарными средствами в соответствиис общесоюзными, ведомственными и настоящими нормами. Пожаротушение отводопровода высокого давления из пожарных гидрантов и передвижными средствамиследует предусматривать на нанаружных взрыво-пожароопасных установках,располагаемых на территории ЦПС:

установках подготовки нефти (УПН);

резервуарных парках нефти и нефтепродуктов;

установках подготовки газа (УПГ);

складах сжиженных углеводородных газов (СУГ);

сливо-наливных железнодорожных эстакадах ЛВЖ, ГЖ и СУГ.

Пожаротушение и пожарная защита резервуарных парков нефти инефтепродуктов должны проектироваться в соответствии с требованиями норм"Склады нефти и нефтепродуктов".

Пожаротушение только первичными средствами должнопредусматриваться на объектах, размещаемых вне территории ЦПС:

замерных и сепарационных установках;

ДНС (не имеющих резервуаров типа РВС);

УПС, расположенных на ДНС и отдельно стоящих;

установках подачи химических реагентов и ингибиторовкоррозии;

очистных сооружениях пластовых и промдождевых вод;

установках подготовки газа, газораспределительных станциях,пунктах очистки и замера газа;

площадках запуска шаров и на других мелких объектах,располагаемых на территории нефтяных месторождений.

6.39. Пожаротушение резервуаров типа РВС на ДНС следуетпроектировать по СНиП "Склады нефти и нефтепродуктов". Для объектовЗападной Сибири пожаротушение резервуаров ДНС проектировать в соответствии сВНТП «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирскогонефтегазового комплекса».

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

6.40. Пожарные лафетные стволы устанавливаются:

на наружных взрыво- и пожароопасных технологическихустановках - для защиты колонных аппаратов высотой до 30 м, содержащих горючиегазы, ЛВЖ и ГЖ;

на сырьевых, товарных и промежуточных складах (парках) -для защиты шаровых и горизонтальных (цилиндрических) резервуаров со сжиженнымигорючими газами, ЛВЖ и ГЖ под давлением;

на сливоналивных эстакадах сжиженных горючих газов, ЛВЖ иГЖ - для защиты конструкции эстакад и цистерн подвижного состава.

При высоте колонных аппаратов более 30 м защита их припожаре должна производиться комбинированно: до высоты 30 м - лафетнымистволами, свыше 30 м - водяными оросительными системами.

6.41. Лафетные стволы не устанавливаются в той частинаружных технологических установок, где имеются печи и аппараты, работающие притемпературе нагрева более 450 °С.

Лафетные стволы допускается располагать в районе печи, внепределов зоны действия паровой завесы, на расстоянии не менее 3 м отконструкции. В этом случае действие лафетного ствола должно фиксироваться внаправлении, противоположном печи, угол поворота ствола должен быть ограничен180°.

6.42. Следует устанавливать лафетные стволы с диаметромнасадки не менее 28 мм. Напор у насадки должен быть не менее 0,4 МПа, а радиускомпактной части струи - не менее 30 м.

6.43. Количество и расположение лафетных стволов для защитыоборудования, проектируемого на наружной установке, определяются графически,исходя из условий орошения защищаемого оборудования одной компактной струей.

Количество и расположение лафетных стволов для защитырезервуаров на складе (в парке) и сливоналивных эстакадах определяются изусловия орошения каждого резервуара и каждой точки эстакады двумя струями. Приоборудовании резервуаров стационарной системой орошения лафетные стволы неустанавливаются.

6.44. Лафетные стволы для защиты сливоналивных эстакад содносторонним и двухсторонним сливом, а также частично закрытых, должнырасполагаться по обе стороны эстакады таким образом, чтобы обеспечивалосьорошение каждой точки конструкции сливоналивной эстакады и железнодорожныхцистерн по всей длине эстакады двумя компактными струями.

6.45. Стационарные установки водяного орошенияустанавливаются для защиты от нагрева и деформации во время пожара аппаратовколонного типа высотой более 30 м на наружных взрыво- и пожароопасныхтехнологических установках, на сферических и горизонтальных (цилиндрических)резервуарах сжиженных газов, а также на наземных сырьевых и товарныхрезервуарах со стенкой высотой более 12 м, включая высоту основания отпланировочной отметки площадки резервуара, а при технико-экономическомобосновании и меньшей высоты.

6.46. Расход воды на стационарные лафетные стволы иустановки орошения должен приниматься:

а) для наружных технологических установок - по аппаратамколонного типа исходя из суммы расходов воды на охлаждение условно горящейколонны и смежных с ней колонн, расположенных на расстоянии менее двухдиаметров наибольшей горящей колонны или смежных с ней;

б) для товарно-сырьевых складов (парков) со сферическимирезервуарами СУГ на одновременное орошение условно горящего резервуара исмежных с ними резервуаров, расположенных на расстоянии диаметра наибольшегогорящего или смежного с ним резервуара, а для горизонтальных - по указаннойниже табл.25.

 

Таблица 25

 

Количество одновременно орошаемых горизонтальныхрезервуаров

 

Расположение резервуаров

Объем единичного резервуара, м3

 

25

50

110

160

175

200

В один ряд

5

5

5

5

3

3

В два ряда

6

6

6

6

6

6

 

6.47. Расход воды стационарными установками водяногоорошения определяется исходя из интенсивности орошения поверхности оборудованияи принимается в соответствии с табл.26.

 

Таблица 26

 

Аппараты

Интенсивность подачи воды, л/с на 1 м2

1. Сферические и цилиндрические резервуары для СУГ:

 

поверхность резервуара без арматуры;

0,1

поверхность резервуара в местах расположения арматуры

0,5

2. Аппараты колонного типа с СУГ, ЛВЖ и ГЖ

0,1

 

6.48. Напор воды в верхнем оросительном кольце должен бытьнe менее 0,15 МПа.

6.49. Наружные установки высотой 10 м и более должны бытьоборудованы стояками-сухотрубами диаметром не менее 80 мм для сокращениявремени подачи воды, пены и других огнегасительных веществ. Требования пунктане распространяются на сепараторы и отстойники.

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

6.50. На каждой этажерке наружной установки длиной более 80м должно быть не менее двух стояков, расположенных у маршевых лестниц. Настояке-сухотрубе на каждом этаже должна быть запорная и соединительнаяарматура, рассчитанная на работу рукавов Ду80.

На стояках-сухотрубах следует предусматривать спускныекраны для слива воды.

6.51. Пожарная защита винтовых газокомпрессоров,располагаемых на открытых (под навесом) площадках ЦПС, должна предусматриватьсяпутем орошения водой из пожарных гидрантов.

6.52. Расчетное количество одновременных пожаров наобъектах, указанных в п.6.38, следует принимать в зависимости от занимаемойплощади:

один пожар - при площади до 150 га;

два пожара - при площади более 150 га.

6.53. За расчетный расход воды на тушение пожара следуетпринимать наибольший расход:

на УПН или УПГ;

в резервуарном парке нефти и нефтепродуктов;

на железнодорожной эстакаде;

на складе сжиженных газов.

6.54. Расход воды на пожарную защиту и пожаротушение изсети противопожарного водопровода высокого давления должен определятьсярасчетом, но приниматься не менее:

для УПН (ЦПС) производительностью до 2 млн.т/год потоварной нефти - 40 л/с;

для УПН (ЦПС) производительностью более 2 млн.т /год - 80л/с;

для установки подготовки газа, складов (парков) сжиженныхгазов - определяются расчетом в соответствии с п.6.46 и 6.47 настоящих Норм;

для резервуарных парков - по нормам "Склады нефти инефтепродуктов";

для зданий - по нормам "Водоснабжение. Наружные сети исооружения", "Внутренний водопровод и канализация зданий".

6.55. Расход и запас воды из противопожарного водопроводавысокого давления для пожарной защиты объектов, указанных в п.6.54, должныобеспечить тушение пожара и защиту оборудования стационарными установками ипередвижной пожарной техникой зa расчетное время тушение пожара.

Расчетное время тушение пожара и срок восстановлениянеприкосновенного пожарного запаса воды для объектов, указанных в п.6.53 (кромерезервуарных парков), принимаются по нормам "Водоснабжение. Наружные сетии сооружения"; для резервуарных парков - "Склады нефти инефтепродуктов".

6.56. Если водопровод на действующем предприятии необеспечивает напора и расхода воды, необходимых для одновременной работы двухлафетных стволов, последние должны быть дополнительно оборудованы устройствамидля подключения передвижных пожарных насосов.

6.57. Запас воды для пожарной защиты и пожаротушениятехнологических установок, товарно-сырьевых и промежуточных складов,сливоналивных эстакад должен храниться не менее чем в двух резервуарах,расположенных у насосной станции пожарного водоснабжения.

6.58. В дополнение к противопожарному водопроводу натерритории технологических установок и резервуарных парков должны бытьсооружены пожарные резервуары (водоемы) емкостью не менее 250 м3,расположенные на расстоянии не более 500 м один от другого.

Если непосредственный забор воды из пожарного резервуара изводоема автонасосами или мотопомпами затруднен, надлежит предусматриватьприемные колодцы объемом 3-5 м3, соединенные с резервуарами самотечнойтрубой диаметром не менее 200 мм.

Уровень воды в резервуарах и колодцах должен обеспечиватьвозможность забора воды насосами пожарных автомобилей. При наличии естественныхводоемов в радиусе 500 м от территории ЦПС, с резервуарами типа РBС с общимобъемом их более 3000 м3, к ним должны предусматриваться подъездыкруглогодичного действия с площадками для установки пожарных автомобилей.

6.59. На территории технологических установок вместорезервуаров, указанных в п.6.58, допускается сооружение колодцев емкостью 3-5 м3каждый с подачей воды в них из сети производственного водопровода потрубопроводу диаметром не менее 200 мм.

6.60. Верх колодцев с гидрантами должен быть вышепланировочной отметки, прилегающей к дороге территории. Обочины дорог угидрантов должны иметь твердое покрытие (утрамбовка щебнем, пропитка битумом)длиной по 10 м в обе стороны от гидранта.

6.61. При наличии на предприятии градирни к ней должен бытьустроен подъезд от автомобильной дороги с площадкой не менее 12х12 м.

 

Требования к лафетным установкам и водяным оросительным системам

 

6.62.. Выбор диаметра насадки лафетных стволов следуетпроизводить в зависимости от необходимого радиуса действия компактной частиструи и напора в водопроводе у лафетного ствола по табл.27.

 

Таблица 27

 

Напор перед стволом, МПа

Радиус действия компактной части струи Rk, м, и расход воды Q, л/с при диаметрах насадки ствола

 

Rk

Q

Rk

Q

Rk

Q

Rk

Q

0,4

30,0

17,2

30,5

22,5

32,0

31,7

33,0

55,0

0,45

31,5

18,3

32,5

23,8

34,0

33,6

35,5

58,3

0,5

33,0

19,3

34,0

25,1

35,5

35,4

37,5

61,4

0,55

34,5

20,2

36,0

26,0

37,0

37,2

39,0

64,4

0,6

35,5

21,1

37,0

27,6

38,0

38,2

40,5

67,3

0,65

36,5

22,0

37,5

28,6

39,0

40,4

40,5

70,0

0,7

37,0

22,8

37,9

29,7

39,5

41,9

42,5

72,6

0,75

-

-

-

-

40,0

43,4

43,5

75,3

0,8

-

-

-

-

40,5

44,8

44,5

77,8

0,85

-

-

-

-

-

-

45,5

80,1

0,9

-

-

-

-

-

-

46,0

82,5

0,95

-

-

-

-

-

-

46,5

84,8

1,00

-

-

-

-

-

-

47,0

87,0

 

При угле наклона ствола больше или меньше 30° кгоризонтальной плоскости следует производить пересчет радиуса действия струипутем умножения его на коэффициент, соответствующий углу наклона ствола, потабл.28.

 

Таблица 28

 

Угол наклона ствола, град.

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

Коэффициент пересчета

1,18

1,1

1,05

1

0,95

0,92

0,9

0,88

0,86

0,85

0,84

0,83

0,82

 

6.63. Лафетные стволы должны обеспечивать быстроеманеврирование водяной струей в горизонтальной плоскости в пределах 360° и ввертикальной плоскости - в пределах от минус 15° до плюc 75°. Стационарныелафетные стволы типоразмеров ЛС-С40 и ЛC-С60 по требованию потребителя должныбыть оборудованы элементами, обеспечивающими возможность дистанционногоуправления ими.

6.64. На ответвлении от водопроводной сети к лафетномустволу в колодцах должны устанавливаться две задвижки: одна - в началеответвления, вторая - у лафетного ствола.

Задвижка в колодце в начале ответвления при положительныхтемпературах должна быть постоянно открытой. Участок трубопровода междулафетным стволом и задвижкой в колодце у ствола при отрицательных температурахдолжен быть освобожден от воды.

6.65. Задвижки в колодцах на ответвлениях к лафетнымстволам могут быть оборудованы ручным или дистанционным приводом.

Задвижки с ручным приводом должны располагаться нарасстоянии не более 20 м от лафетного ствола, при этом штурвалы задвижек должныбыть выведены за крышку люка колодцев. При большем расстоянии задвижки должныустанавливаться с дистанционным приводом от кнопочного пускателя у лафетногоствола или у основания лафетной вышки; при этом электроприводы задвижек должнырасполагаться на покрытии колодцев.

6.66. Диаметр ответвления от водопроводной сети к лафетномустволу определяется расчетным путем по расходу воды через ствол, но должен бытьне менее 100 мм.

6.67. Лафетные стволы на наружных технологическихустановках должны располагаться вне габаритов защищаемых ими объектов, нарасстоянии не менее 15 м от аппаратов, сооружений и трубопроводов с ЛВЖ и СУГ.В отдельных случаях при стесненных условиях площадки установки это расстояниеможет быть уменьшено до 10 м.

При невозможности размещения лафетных стволов на указанныхрасстояниях от аппаратов, сооружений и трубопроводов их можно устанавливать наменьших расстояниях (в том числе на площадках обслуживания колонн, этажерок ина кровле зданий). При этом должны быть предусмотрены дублирующие стволы илидистанционный пуск.

Дублирующие лафетные стволы и лафетные стволы сдистанционным приводом устанавливаются вне пределов взрывоопасных зон ближайшихаппаратов, оборудования. Расстояние между дублирующими лафетными стволамидолжно быть не менее 15 м.

6.68. Для защиты колонных аппаратов и этажерок высотой до20 м лафетные стволы могут устанавливаться на земле на специальных подставкахвысотой 1,2 м, обеспечивающих удобное управление ими с земли.

При высоте колонных аппаратов и этажерок более 20 м лафетныестволы могут устанавливаться на специальных лафетных вышках, площадках,устраиваемых на уровне площадок открытых маршевых лестниц этажерок и напокрытии вспомогательных и производственных зданий.

Площадки для установки лафетных стволов должны быть не менее2,7х2,7 м и иметь ограждение. При установке лафетных стволов на покрытии зданийдоступ к ним должен осуществляться через маршевые лестницы.

6.69. Оптимальную высоту лафетных вышек и расположениелафетных стволов на наружных технологических установках следует определятьграфически исходя из высоты защищаемых колонных аппаратов и этажерок,расположения оборудования, углов наклона и расстояния лафетного ствола отзащищаемого объекта. Угол наклона лафетного ствола должен обеспечивать подачуструи воды на защищаемый колонный аппарат или на аппараты и оборудование,расположенные на всех отметках этажерки.

6.70. В сырьевых, товарных и промежуточных резервуарныхскладах (парках) с шаровыми и горизонтальными (цилиндрическими) резервуарамидля хранения СУГ, ЛВЖ и ГЖ лафетные стволы следует располагать вне обвалованияили ограждающих стен резервуаров на расстоянии не менее 10 м от оси обвалованияили ограждающей стены.

6.71. Лафетные стволы для защиты шаровых и горизонтальных(цилиндрических) резервуаров устанавливаются на специальных лафетных вышках.Высота лафетных вышек, считая от планировочной отметки территории резервуарногопарка до уровня площадки для лафетного ствола на вышке, принимается равной:

для защиты шаровых резервуаров - не менее 5 м;

для защиты горизонтальных резервуаров - не менее 2 м.

6.72. Расстояние от лафетных стволов до сливоналивнойэстакады и железнодорожных цистерн должно быть не менее 15 м. В исключительныхслучаях (стесненность генерального плана, действующие и строящиеся эстакады ит.п.) указанное расстояние может быть уменьшено до 10 м.

Лафетные стволы для защиты сливоналивных эстакад должныустанавливаться на вышках высотой не менее 2 м.

6.73. Для тепловой защиты работающего со стволом лафетныестволы должны иметь защитный экран или вставку, создающую веерообразную водянуюзавесу перед насадкой ствола.

6.74. Стационарная установка водяного орошения включает всебя:

водонапорный коллектор, соединяющий водопитатель сзапорно-пусковыми устройствами;

запорно-пусковые устройства;

питательные трубопроводы, идущие от запорно-пусковыхустройств до верхних отметок орошаемых аппаратов (резервуаров, колонн);

кольца орошения с оросителями;

насосы-повысители, если водопроводная сеть не обеспечиваетнеобходимого напора перед оросителями.

6.75. Пропускная способность оросителя в соответствии сГОСТ 14630-80 определяется по формуле

,

где Q - расход воды, л/с;

H -свободный напор перед оросителем или генератором, МПа;

K -коэффициент расхода через ороситель (принимается по табл.29).

 

Таблица 29

 

Ороситель, генератор

Коэффициент K

Минимальный свободный напор, МПа

Максимально допустимый напор, МПа

Ороситель спринклерный и дренчерный с диаметром выходного отверстия, мм:

 

 

 

10

0,3

0,15

1

12

0,448

0,15

1

15

0,732

0,15

1

20

1,266

0,15

1

 

6.76. Питательные трубопроводы и кольца орошения не должныиметь застойных участков. На питательных трубопроводах следует предусматриватьспускные краны для слива воды. Уклон трубопроводов должен быть направлен кместу установки спускных кранов.

6.77. Диаметры труб оросительных колец, количествооросителей на них или количество отверстий определяются исходя из интенсивностиорошения.

6.78. Оросительные кольца на аппаратах колонного типаследует располагать под обслуживающими площадками через 6-8 м. Верхнее кольцодолжно располагаться над колонной.

6.79. При невозможности обеспечить подачу расчетныхрасходов воды для орошения колонн и резервуаров допускается:

посекционное (по высоте) орошение колонн с устройствомотдельного подвода воды к каждой секции;

посекционное по периметру орошение резервуаров сустройством отдельного подвода воды к каждой секции.

6.80. Расстояние от оросительного кольца до защищаемойповерхности должно быть в пределах 0,8 м.

6.81. Оросительные кольца могут изготавливаться из перфорированныхтруб с диаметром отверстий не менее 5 мм, которые располагаются равномерно покольцу с направлением вниз под углом 50-60° к орошаемой поверхности. Диаметротверстий дренчерных оросителей должен быть не менее 10 мм.

Для более равномерного орошения отверстия оросительныхколец и дренчерные оросители каждого кольца должны быть смещены по отношению котверстиям или оросителям ниже и выше расположенного кольца на половину ихрасстояния (шага по кольцу).

6.82. На оросительных кольцах, расположенных на разныхвысотах оросительной системы колонного аппарата, должны устанавливатьсялимитные (ограничительные) шайбы (диафрагмы).

Диаметр шайбы определяется из величины отношений площадейсечения шайбы и трубы оросительного кольца в зависимости от значения коэффициентасопротивления , которыйопределяется по формуле:

,

где hw - расчетная потеря напора в шайбе, м;

V -скорость течения воды в оросительном кольце, м/с;

g- ускорение силы тяжести, принимается равным 9,81 м/с2.

Значения величины соотношения n площадей сеченийшайбы w0 и трубопровода w взависимости от значения коэффициента сопротивления  приводятсяв табл.30.

 

Таблица 30

 

0,05

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1070

234

49,5

18,8

8,8

4,4

2,34

1,14

0,55

0,185

0

 

Принимаем , отсюда , где d0 - искомый диаметр шайбы; d - диаметр трубопроводаоросительного кольца.

Величина n для промежуточных значений x определяетсяинтерполяцией.

6.83. Управление оросительными системами колонных аппаратови резервуаров должно быть ручным. Штурвалы задвижек на подводящем трубопроводек стоякам системы должны быть выведены наружу - над покрытием колодцев.

6.84. На подводящих водоводах к оросительным системамколонных аппаратов и резервуаров следует устанавливать спускные краны для ихопорожнения на зимний период.

6.85. Для защиты резервуаров стационарными установкамиводяного орошения должны приниматься оросители (дренчеры) с плоской розеткой(ДП) по ГОСТ 14630-80 с диаметром выходного отверстия 10-12 мм.

6.86. Оросители должны устанавливаться перпендикулярноорошаемой поверхности резервуара.

6.87. Оросители, предназначенные для орошения сферическихрезервуаров, должны размещаться на горизонтальных кольцах орошения. Одно изоросительных колец следует располагать таким образом, чтобы осуществлялосьнепосредственное орошение мест опирания сферы на стойки. Расстояние междукольцами орошения должно определяться расчетным путем и составлять не более 5м. Верхнее кольцо должно располагаться над верхней обслуживающей площадкойрезервуара.

6.88. Для горизонтальных (цилиндрических) резервуаров,имеющих диаметр 2 м и более, оросительный трубопровод выполняется в видегоризонтальных петель.

Для горизонтальных резервуаров, имеющих диаметр менее 2 м,оросительный трубопровод допускается прокладывать в виде вертикальной петли,проходящей над и под резервуаром.

6.89. Для равномерного обеспечения необходимого расходаводы через все оросительные кольца, расположенные на разных высотахоросительной системы колонных аппаратов, на трубопроводах от стояков коросительным кольцам следует предусматривать вентили. При пуске установок(колонн) вентилями регулируется равномерное их орошение всеми оросительнымикольцами и в таком открытом положении вентили пломбируются.

6.90. У стояка Ду-80 мм оросительной системы должна бытьпредусмотрена полугайка с вентилем для присоединения рукавных линий отпередвижных пожарных насосов.

 

Пенотушение

 

6.91. Стационарные автоматические системы пожаротушенияследует проектировать для объектов, включенных в "Перечень зданий исооружений Миннефтепрома, подлежащих оборудованию автоматическими средствамипожаротушения".

6.92. Стационарные пенные установки предназначаются длятушения пожаров веществ и материалов (в основном ЛВЖ и ГЖ) пеной среднейкратности и состоят из пенной насосной, растворопроводов и генераторов пены(оросителей).

6.93. При проектировании стационарных пенных установокследует руководствоваться утвержденными ГУПО МВД СССР "Временнымирекомендациями по проектированию стационарных систем автоматического тушенияпожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках и насосных станциях",СНиП 2.04.09-84 "Пожарная автоматика зданий и сооружений", другимирекомендациями ВНИИПО МВД СССР и настоящими Нормами.

6.94. Пуск стационарных пенных установок долженпредусматриваться по следующим схемам:

автоматический - от датчиков-извещателей, установленных взащищаемых помещениях;

дистанционный - от кнопочных пускателей, установленных взащищаемых помещениях (у выходов) или вблизи их и в операторной;

местный ручной - из помещения пенной насосной.

Автоматический и дистанционный пуски стационарной пеннойустановки должны дублироваться местным ручным пуском из помещения пенной насосной.

6.95. Для открытых (под навесами, этажерками и на открытыхплощадках) насосных ЛВЖ и ГЖ и газокомпрессорных, расположенных на ЦПС, приплощади пола их 500 м2 и более должны предусматриватьсяполустационарные установки пенотушения, состоящие из сети растворопроводов, накоторых расположены стояки-краны с вентилями и соединительными головками дляприсоединения рукавов с переносными генераторами пены.

Сеть растворопроводов проектируется с постояннымприсоединением к имеющейся на данной технологической установке пенной насоснойстационарной пенной установки.

При отсутствии на технологической установке пенной насоснойследует предусматривать вывод растворопроводов за пределы открытой насосной длявозможности подключения к ним при пожаре передвижных средств пенотушения.

Стояки-краны на сети растворопроводов следует располагатьна расстоянии не более 30 м друг от друга.

При постоянном присоединении сети растворопроводовстационарной пенной установки к пенной насосной предусматривается дистанционныйпуск установки от кнопочных пускателей из операторной и у стояков-кранов воткрытой насосной.

6.96. Металлические огневые подогреватели нефти в блочномисполнении типа БН, НН и другие, входящие в состав ЦПС, должны быть оборудованыавтоматическими стационарными пенными установками, а их пожаротушение должноосуществляться из двух пеногенераторов ГВП/600, устанавливаемых на площадке впротивоположных концах аппарата. Струи пены направляются вдоль верхнейповерхности подогревателя.

Примечание. Указанные требования не распространяютсяна объекты, располагаемые на территории месторождений (ДНС, УПС, УПГ и др.).

 

6.97. В качестве огнегасительного средства в стационарныхпенных установках принимается пена средней кратности, получаемая из 6%-ноговодного раствора пенообразователей при помощи пенообразующихаппаратов-генераторов пены.

6.98. Производительность стационарной пенной установкиопределяется по необходимой интенсивности (удельному расходу) растворапенообразователя в литрах в секунду на 1 м2 расчетной площадизащищаемого помещения и принимается по фактически устанавливаемому количествугенераторов пены и их производительности.

При обслуживании одной пенной установкой несколькихзащищаемых помещений производительность ее определяется по расчетной площадипола помещения, требующего наибольшего расхода раствора пенообразователя.

Производительность полустационарной пенной установки воткрытой насосной определяется по расходу раствора при одновременной работедвух генераторов пены ГВПС-600.

6.99. Интенсивность подачи раствора пенообразователя(удельный расход в л/с на 1 м2 расчетной площади) в зависимости отгорючего материала следует принимать:

для тушения ЛВЖ с температурой вспышки паров 28 °С и ниже(кроме нефти) - 0,08;

для тушения ЛВЖ, ГЖ с температурой вспышки паров более 28°С и нефти - 0,05.

6.100. За расчетную площадь тушения пожара в защищаемыхпомещениях принимается:

в насосных и складах ЛВЖ и ГЖ - площадь поланасосной или склада, а в насосных и складах, разделенных на отсекипротивопожарной стеной или перегородкой, - площадь наибольшего отсека помещениянасосной или склада;

в других производственных помещениях - четвертая частьплощади пола помещения, но не менее 200 м2, огражденная бортомвысотой не менее 0,15 м.

6.101. В качестве пенообразующих аппаратов для получениявоздушно-механической пены средней кратности из раствора пенообразователя встационарных пенных установках применяются генераторы типа ГВПС (ГВПС-200 иГВПС-600).

6.102. Количество генераторов пены, устанавливаемых вкаждом помещении, определяется по расчетному расходу раствора пенообразователядля тушения пожара в данном помещении и производительности одного генераторапены.

6.103. Для пожаротушения ЛВЖ и ГЖ на сливоналивныхжелезнодорожных эстакадах следует предусматривать стационарную установку автоматическогопожаротушения воздушно-механической пеной средней кратности.

6.104. На растворопроводах, предназначенных для тушениясливоналивных железнодорожных эстакад, должны быть предусмотрены пожарныегидранты, расположенные на расстоянии 20 м друг от друга.

6.105. Прокладку растворопроводов кольцевой сети следуетпредусматривать на расстоянии не менее 10 м от железнодорожных путей эстакады.

6.106. Для сливоналивных эстакад расчетная площадь тушенияпринимается равной площади эстакады, включая железнодорожное полотно, но неболее 1000 м2.

6.107. Включение системы пенотушения эстакад должнопроизводиться из насосной пенотушения и дистанционно от кнопочных пускателей,расположенных вдоль эстакады на расстоянии не более 200 м друг от друга. Накаждую эстакаду предусматривается не менее одного пускателя.

6.108. В зависимости от способа получения водного растворапенообразователя стационарные пенные установки могут предусматривать:

хранение на пенной установке и подачу в сеть готовоговодного раствора пенообразователя;

хранение на пенной установке концентрированного(100%) пенообразователя и получение его водного раствора на потоке при помощидозирующих устройств.

6.109. Для получения водного раствора пенообразователяиспользуется пресная вода.

6.110. При получении водного раствора пенообразователя напотоке насосная пенной установки может быть присоединена к противопожарномуводопроводу или к резервуару запаса воды.

6.111. Запас пенообразователя и воды или водного растворапенообразователя на пенной установке должен обеспечивать действие установки втечение трехкратного расчетного времени тушения одного пожара (не менее 30 мин)и приниматься при установленном расходе дозирования пенообразователя или егораствора с коэффициентом K = 1,2-1,3.Кроме этого, на предприятии должен иметься 100%-ный резервный запаспенообразователя в транспортной таре.

6.112. Хранение пенообразователя и его водного раствораследует предусматривать в стальных емкостях (их должно быть не менее двух) сантикоррозионным покрытием. Каждая емкость рассчитана на хранение запасапенообразователя или его водного раствора, обеспечивающего действие установки втечение трехкратного расчетного времени тушения пожара.

6.113. Емкости с пенообразователем и воднымраствором пенообразователя допускается устанавливать вне помещения при условииподдержания температуры в них не ниже +5 °С и не выше +20 °С. При необходимостиобогрева пенообразователя и его водного раствора в емкости максимальнаятемпература нагревательного элемента, соприкасающегося с обогреваемойжидкостью, не должна превышать 40 °С.

6.114. Емкости для хранения пенообразователя и его водногораствора должны быть оборудованы необходимыми обвязочными трубопроводами идатчиками сигнализации или указателями максимального и минимального уровней.

При дозировании пенообразователя пеносмесителями предельныеположения уровня пенообразователя в емкости должны быть ниже оси пеносмесителяне более чем на 0,3 м (нижний уровень) и выше оси пеносмесителя не более чем на2 м (верхний уровень).

6.115. Подачу пенообразователя в емкость для храненияводного раствора, предварительно наполненную расчетным количеством воды,рекомендуется производить через перфорированный трубопровод, уложенный попериметру внутренней поверхности емкости на 0,1 м ниже уровня воды.

6.116. Емкость с пенообразователем должна соединяться спеносмесителем сифонной линией, в верхней точке которой следует предусмотретьвентиль для разрыва сифона.

6.117. Подача водного раствора пенообразователя всеть растворопроводов и генераторам пены должна осуществляться стационарнымцентробежным насосом, установленным в пенной насосной (основной насос).

6.118. Основной насос и насос-дозатор (при дозировании импенообразователя в напорную линию воды) должны иметь по одному резервномунасосу, включение которых при остановке рабочих должно осуществлятьсяавтоматически. Электродвигатели насосов должны быть обеспечены электроэнергиейот двух независимых источников.

При отсутствии второго источника электроэнергии резервныенасосы должны иметь привод от двигателя внутреннего сгорания.

6.119. Напор основного насоса при расчетном расходе долженобеспечивать давление перед генераторами пены в пределах 0,4-0,6 МПа.

6.120. При получении водного раствора пенообразователя напотоке напор насоса-дозатора в месте подачи им пенообразователя в напорнуюлинию воды от основного (водяного) насоса должен превышать напор, создаваемый вэтом месте основным насосом, не менее чем на 0,05 МПа.

6.121. Пуск насоса должен предусматриваться автоматическим(от датчиков-извещателей), дистанционным (от кнопочных пускателей), а также поместу расположения насоса - ручным. Остановка насоса должна производитьсятолько вручную.

6.122. Оборудование стационарной пенной установки (насосыосновной и насос-дозатор, емкости с пенообразователем и растворомпенообразователя, пеносмесители и. пр.) устанавливается в отдельном помещениипенной насосной, отгороженном от смежных помещений глухими несгораемыми стенамии перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч, имеющемнепосредственный выход наружу или в отдельно стоящем здании. При площади,недостаточной для размещения всего оборудования в пенной насосной, емкости спенообразователем или раствором пенообразователя могут устанавливаться внепомещения при соблюдении условий, указанных в п.6.116.

6.123. Помещение или здание насосной должно быть не ниже IIстепени огнестойкости, иметь наружный дверной проем достаточной ширины длямонтажа оборудования, водопровод, канализацию, отопление, рассчитанное наминимальную температуру внутри не ниже +5 °С, постоянно действующую приточнуювентиляцию с механическим побуждением в объеме не менее трехкратноговоздухообмена, электроосвещение и подъемно-транспортное устройство для ремонтаоборудования.

Применение в конструкциях зданий насосных и другихустановок пожаротушения полимерных утеплителей не допускается.

6.124. Одной стационарной пенной установкой могутобслуживаться несколько помещений или зданий, а также открытые технологическиеустановки. Максимально допустимое время для приведения в действие пеннойустановки с момента обнаружения пожара до подачи средств тушения в очаг горенияне должно превышать 3 мин.

6.125. Проектирование и сооружение сети растворопроводовстационарной пенной установки должно производиться в соответствии с нормами"Технологические трубопроводы. Правила производства и приемки работ"для технологических трубопроводов группы Д категории V, "Генеральные планыпромышленных предприятий" и "Водоснабжение. Наружные сети исооружения".

Надземные растворопроводы окрашиваются в опознавательныйзеленый цвет с белой надписью "Пена".

6.126. Растворопроводы от пенной насосной до защищаемыхпомещений или объектов могут прокладываться подземно, надземно, на опорах,отдельных эстакадах или совместно с другими технологическими трубопроводами состороны трубопроводов с негорючими продуктами. Внутри помещений растворопроводыпрокладываются вдоль стен на высоте не менее 2,5 м от уровня пола или подперекрытием. Прокладка надземных изолированных сухотрубных растворопроводоввозможна без теплоспутников, при длинах, приведенных в табл.31. Толщина слоя итип теплоизоляционного материала определяется в проекте теплотехническимрасчетом в каждой конкретном случае.

Таблица 31

 

 

Температура окружающего воздуха, °С

Условный

минус 40 °С

минус 30 °С

диаметр

Скорость движения воды, м/с

сухотруб, мм

2

2,5

2

2,5

 

Максимально возможная длина прокладки сухотруб, м

150

71

89

119

149

200

83

105

139

174

 

(Измененная редакция, Изм. № 1)

 

6.127. При прокладке растворопроводов, постояннозаполненных раствором пеноoбpaзoвaтeля, наружные растворопроводы во избежаниезамерзания должны быть обеспечены обогревом или уложены в траншее на глубине неменее 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

6.128. Наружные и внутренние растворопроводы прокладываютсяс уклоном не менее 0,005 к спускным кранам, устанавливаемым на пониженныхместах сети для опорожнения и промывания растворопроводов после работы пеннойустановки.

6.129. Из пенной насосной должен быть предусмотрен выводнаружу дополнительного напорного растворопровода диаметром не менее 100 мм,оборудованного снаружи помещения на высоте 1,3 м уровня земли двумя штуцерамидиаметром условного прохода 80 мм с задвижкой, установленной в помещении, исоединительной головкой для присоединения к ним рукавных линий к переноснымгенераторам пены или воздушно-пенным стволам с целью использования пеннойустановки для тушения пожара на соседних наружных объектах.

6.130. Диаметры растворопроводов должны определятьсягидравлическим расчетом по методике расчета водопроводов и составлять для наружныхтрубопроводов не менее 100 мм, для внутренних - не менее 80 мм. При расчетахскорость течения раствора следует принимать равной не более 10 м/с.

6.131. Схема растворопроводов стационарных пенных установокдолжна предусматривать возможность периодического перемешивания водногораствора пенообразователя в емкостях при заполненной раствором сети и втрубопроводах - с помощью основного насоса пенной насосной.

Заводнение резервуаров водой, пеноообразователем,перемешивание раствора и другие кратковременные операции следует осуществлять спомощью инвентарных резинотканевых рукавных линий, подключаемых к головным ГМ,без монтажа стационарных трубопроводов.

6.132. В помещениях генераторы пены должны устанавливатьсяна растворопроводах стационарно на высоте не менее 2,5 м от уровня пола подуглом 45°.

При ширине помещения до 12 м генераторы пеныустанавливаются вдоль одной продольной стены, а при ширине помещения более 12 м- вдоль обеих продольных стен.

В защищаемом помещении установка запорных вентилей перед генераторамине допускается. При демонтаже генератора пены на его место устанавливаетсязаглушка.

6.133. При проектировании систем пожаротушения вертикальныхрезервуаров для нефти и нефтепродуктов следует руководствоваться нормами"Склады нефти и нефтепродуктов", "Инструкцией по проектированиюстальных вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов" и"Временными рекомендациями по проектированию стационарных системавтоматического тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках инасосных станциях".

6.134. Поддержание давления в сети растворопроводов вдежурном режиме следует предусматривать с помощью водовоздушного бака, емкостькоторого должна приниматься из расчета 0,5 м3 на 1 км наружныхрастворопроводов, но не менее 3 м3.

Подпитку водовоздушного бака воздухом можно предусматриватьот компрессоров (допускается от передвижных установок.) или от баллонов сосжатым воздухом.

6.135. Установка и оборудование водовоздушного бака должныудовлетворять "Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов,работающих под давлением", утвержденным Госгортехнадзором СССР.

6.136. При отсутствии на объектах обустройстваместорождений и ЦПС технологического пара в насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ при объемепомещений менее 500 м3, на складах ЛВЖ, ГЖ и СУГ при площади полапомещений склада менее 500 м2, а также для расположенных вне зданий(под навесом) насосных ЛВЖ, ГЖ и СУГ и компрессорных с площадью пола до 500 м2тушение пожара следует предусматривать пеной с использованием полустационарныхустановок.

6.137. Пожаротушение блочных печей типа ПТБ на объектахобустройства месторождений и ЦПС в случае отсутствия технологического пара иинертного газа не предусматривается. Для защиты от пожара соседних печей идругих объектов следует предусматривать:

противопожарную разделительную стену между печами нагрева спределом огнестойкости 2,5 ч высотой до верхнего уровня огневой части печи;

противопожарную стену с пределом огнестойкости 2,5 ч состороны технологической установки на расстоянии 1-1,5 м от площадки печей суказанной высотой.

Требования настоящего пункта не распространяются на тушениепечей другими средствами.

6.138. Для подачи пара в помещения насосных илискладов ЛВЖ и ГЖ следует применять перфорированные трубы с диаметром отверстийдля выпуска пара 4-5 мм. Перфорированный паропровод необходимо укладывать повсему внутреннему периметру помещения на высоте 0,2-0,3 м от пола. При этомотверстия в трубах располагаются так, чтобы выходящие из них струи былинаправлены горизонтально внутрь помещения.

Для спуска конденсата из подводящих паропроводов и паровыхвводов должны быть предусмотрены спускники, расположенные в наиболее низкихместах по уклону труб, с таким расчетом, чтобы конденсат и струи пара не мешалидействиям обслуживающего персонала.

6.139. Расчетное время тушения пожара паром должносоставлять 3 мин. Расчетная интенсивность подачи пара на объемное пожаротушениепринимается следующей:

для помещений, в которых обеспечивается перекрытие всехпроемов - 0,002 кг/с м3;

для помещений, в которых перекрываются все проемы, кромеокон, световых и вентиляционных фонарей - 0,005 кг/с м3;

для технологических узлов, заключенных в специальные камеры(например, двойники), которые плотно закрываются - 0,002 кг/с м3.

Для закрытых объектов расчетным является их полный объем.

 

в) ПОЖАPHOE ДЕПО, ПОЖАРНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ И СВЯЗЬ

 

6.140. Проектирование и размещение на площадках ЦПС и УПНпожарных депо и пожарных постов следует осуществлять в соответствии стребованиями норм "Генеральные планы промышленных предприятий","Склады нефти и нефтепродуктов", а также ведомственными нормами исоответствующими указаниями органов пожарного надзора.

Количество машин для ЦПС и УПН, определенных по указаннымнормам, должно быть увеличено на 1 автомашину для целей пожаротушениятехнологической установки.

6.141. На площадках ДНС (без резервуаров типа РВС) и КСпредусматривается помещение для хранения противопожарного инвентаря(огнетушителей, пожарных рукавов, топоров, войлочной кошмы, ведер и др.).

6.142. Здания и помещения подлежат оборудованию автоматическимисредствами пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией в соответствиис перечнем Миннефтепрома, общесоюзных и настоящих Норм.

6.143. Ручными извещателями пожарной сигнализации должныбыть оснащены (табл.4):

центральные пункты сбора;

сооружения канализации;

площадки компрессорных станций.

Извещатели должны устанавливаться:

для зданий с производствами категорий А, Б, В и Е - снаружизданий у входов на расстоянии не более чем 50 м друг от друга;

на наружных установках и открытых складах с производствамикатегорий А, Б, В и Е - по периметру установки, склада не более чем через 100 мдруг от друга;

на складах (парках) горючих газов, легко воспламеняющихся игорючих жидкостей - по периметру обвалования не более чем через 100 м друг отдруга

на сливоналивных эстакадах горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей - через 100 м, но не менее двух (у лестницдля обслуживания эстакад).

6.144. Электропитающие установки систем пожарнойсигнализации по обеспечению надежности электропитания относятся кэлектроприемникам I категории. При наличии. одного источника переменного токадля резервирования электропитания предусматривается аккумуляторная батарея,обеспечивающая питание системы в течение не менее одних суток.

6.145. Сигналы о пожаре (ручные и автоматические) должныподаваться в помещение пункта связи пожарной части или дежурного караула иодновременно в помещение управления (диспетчерский или операторный пункт).

При отсутствии на объекте пожарной охраны (пожарного депо)сигнал о пожаре должен подаваться в помещение с круглосуточным дежурствомобслуживающего персонала (операторные, сторожевая охрана).

6.146. Приемные станции электрической пожарной сигнализацииследует устанавливать в помещении пункта связи пожарной части. При отсутствии последнихприемные станции необходимо устанавливать в операторных с круглосуточнымдежурством обслуживающего персонала.

6.147. Пожарные депо (посты) должны быть телефонизированыот телефонной станции охраняемого района и иметь связь (проводную и радио) с ближайшейпожарной охраной.

6.148. Между пунктом связи пожарной части и пожарнымимашинами должна быть радиосвязь.

6.149. Для вызова на пожары личного состава пожарной охраныобщежитие пожарной охраны должно иметь телефонную связь или сигнализацию спунктом связи пожарной части.

На квартирах начальников отрядов и пожарных частей и ихзаместителей должны быть установлены служебные телефоны.

6.150. ЦПС, КС, объекты систем поддержания пластовогодавления, сырьевые и товарные резервуарные парки, диспетчерские пункты и др.объекты (табл.4) должны быть телефонизированы от производственной телефоннойстанции данного района (площадки).

6.151. При наличии системы телемеханики на объектах безпостоянного обслуживающего персонала (ДНС, КНС и др.) телефонизация не предусматривается.Телефонная связь с диспетчерским пунктом может при необходимости осуществлятьсяпо системе телемеханики.

 

7. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ РАБОЧИХ, НОРМАТИВНАЯЧИСЛЕННОСТЬ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ РАБОЧИХ И ИТР. ЗАМЫКАЮЩИЕ ЗАТРАТЫ ИТРУДОЕМКОСТЬ ПРОДУКЦИИ

 

Фонд времени

 

7.1. Расчет баланса рабочего времени рабочих следуетпроизводить с учетом:

полезного фонда времени в днях (явочное время);

средней продолжительности рабочего дня;

эффективного полезного фонда времени в часах.

В табл.32 приводится расчет баланса годового времени одногоработающего при пятидневной рабочей неделе.

 

Таблица 32

 

 

Показатели

Количество

1.

Календарное время, дни

365

 

из него исключаются:

 

 

выходные и праздничные дни, дни

110

2.

Номинальный фонд времени, дни

255

3.

Невыходы на работу, дни

28

4.

Явочное время

227

5.

Средняя продолжительность рабочего дня (41-часовая пятидневная неделя), ч

8,2

6.

Внутрисменные потери рабочего времени, ч

0,35

7.

Фактическое время работы в смену, ч

7,85

8.

Среднее число часов работы одного рабочего в год

1782

 

Примечания:

1. Дополнительный отпуск для работниковрайонов Крайнего Севера - 18 рабочих дней;

для работников в местностях, приравненных крайонам Крайнего Севера, - 12 рабочих дней.

2. Право на дополнительный отпуск на производствес вредными условиями труда имеют работники по "Спискам, производств,цехов, профессий".

 

 

 

Режим работы

 

7.2. Режим работы системы сбора, транспорта и подготовкинефти, газа и воды должен быть непрерывным, круглосуточным в течение 365 суток.

 

Нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и ИТР

 

7.3. Численность ППП должна рассчитываться по методическимуказаниям и действующим нормативам НИИтруда и Миннефтепрома.

7.4. Численность и штатная расстановка персоналаосуществляется по "Типовой структуре" с учетом "Положения обригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единомунаряду" Миннефтепромом.

7.5. При определении численности следует руководствоваться"Перечнем действующих сборников нормативных материалов по труду",обязательных и рекомендуемых для применения на предприятиях и организацияхМиннефтепрома.

7.6. Численный состав каждой бригады по добыче нефти и газазависит от установленной бригаде зоны обслуживания и количества рабочих мест иопределяется по действующим нормативам численности.

Количество скважин, передаваемых бригаде на обслуживание,должно определяться в соответствии с "Положением о бригаде..."

7.7. Нормативную численность обслуживающего персоналаследует определять на базе следующих основных документов Миннефтепрома:

а) Типового положения о цехе по добыче нефти и газанефтегазодобывающего управления.

б) Типового положения о бригаде по добыче нефти и газа прикомплексной организации работ по единому наряду.

в) Типовой структуры и нормативов численностиинженерно-технических работников и служащих нефтегазодобывающих управлений.

г) Типовых нормативов численности рабочих и нормобслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений.

д) Нормативов численности рабочих и норм обслуживанияоборудования производственных объектов и передвижных технологических агрегатов,используемых в бурении скважин и добыче нефти и газа.

е) Типовой структуры и нормативов численностиинженерно-технических работников и служащих газоперерабатывающих заводовнефтяной промышленности.

ж) Нормативов численности рабочих и норм обслуживанияоборудования газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности.

з) Унифицированных нормативов численности рабочихуправлений по внутрипромысловому сбору, компримированию и использованию газа.

и) "Положения о вахтовом методе организации работ напредприятиях и в организациях Министерства нефтяной промышленности".

7.8. Численность обслуживающегопромышленно-производственного персонала (ППП) для нефтегазодобывающихпредприятий (нефтепромыслов) следует определять с учетом оснащения ихсовременной техникой, диспетчеризации, использования в управлениипроизводствами средств телемеханики, автоматизации и вычислительной техники.

 

Замыкающие затраты и трудоемкость продукции

 

7.9. Экономическая оценка проектных решений по обустройствунефтяного месторождения должна производиться по показателю (величине)замыкающих затрат, установленных Миннефтепромом на ХII пятилетку посогласованию с Госкомценом СССР в размере 60 рублей на 1 тонну.

При этом должны сравниваться приведенные затраты на 1 тоннунефти (мощности) проекта с величиной замыкающих затрат.

7.10. Для каждого конкретного месторождения нефти следуетопределять себестоимость добычи нефти и нефтяного газа. Калькуляциюсебестоимости добычи нефти и нефтяного газа (табл.33) следует считать зарассматриваемый период разработки месторождения и определять среднюю за периодсебестоимость добычи 1 т нефти и добычи 1000 м3 нефтяного газа.

 

 

 

Таблица 33

 

 

 

 

В том числе по видам продукции

 

Статьи затрат

Всего

нефть

нефтяной газ

 

 

затрат, тыс. руб.

всего затрат, тыс. руб.

на 1 т, руб.

всего затрат, тыс. руб.

на

1000 м3, руб.

1.

 Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти

 

 

 

 

 

2.

Расходы по искусственному воздействию на пласт

 

 

 

 

 

3.

Основная заработная плата производственных рабочих

 

 

 

 

 

4.

Дополнительная заработная плата производственных рабочих

 

 

 

 

 

5.

Отчисления на социальное страхование

 

 

 

 

 

6.

Амортизация скважин

 

 

 

 

 

7.

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа

 

 

 

 

 

8.

Расходы по технологической подготовке нефти

 

 

 

 

 

9.

Расходы на подготовку и освоение производства

 

 

 

 

 

10.

Paсходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе расходы по подземному, текущему ремонту скважин

 

 

 

 

 

11.

Общепроизводственные расходы

 

 

 

 

 

12.

Прочие производственные расходы, в том числе:

 

 

 

 

 

 

отчисления на геологоразведочные работы

 

 

 

 

 

 

Производственная себестоимость:

 

 

 

 

 

 

а) валовой продукции

 

 

 

 

 

 

б) товарной продукции

 

 

 

 

 

13.

Внепроизводственные расходы

 

 

 

 

 

 

полная себестоимость товарной продукции

 

 

 

 

 

 

Действующая в отчетном году оптовая цена

 

 

 

 

 

 

Справочно:

 

 

 

 

 

 

Валовая добыча нефти, тыс.т

 

 

 

 

 

 

Валовая добыча газа, тыс.т

 

 

 

 

 

 

То же, млн. м3

 

 

 

 

 

 

Товарная добыча нефти, тыс.т

 

 

 

 

 

 

Товарная добыча газа, тыс.т

 

 

 

 

 

 

То же, млн.м3

 

 

 

 

 

 

Расчет статей 1-8 калькуляции, являющихся основными всебестоимости добычи нефти и газа, выполняется прямым счетом.

7.11. В качестве руководящих и исходных материалов прирасчете калькуляции должны использоваться:

"Инструкция по планированию, учету и калькулированиюсебестоимости добычи нефти и газа" Миннефтепрома;

"Нормы амортизационных отчислений по основным фондамнародного хозяйства СССР";

"Нормы амортизационных отчислений по основным фондамнефтяной промышленности, не приведенные в "Сборнике норм амортизационныхотчислений";

"О ставках возмещения затрат на геологоразведочныеработы" Миннефтепрома;

отчетные материалы производственной деятельностинефтегазодобывающего управления за последний отчетный год, в состав котороговходит рассматриваемое месторождение;

материалы технологической схемы (проекта) разработкиместорождения;

материалы всех частей проекта обустройства месторождения.

7.12. Трудоемкость в добыче нефти к 1990 году должна бытьне ниже 1,2 чел./скв. с ежегодным снижением ее на 0,03-0,04 чел./скв. поотдельным нефтедобывающим объединениям.

 

СОКРАЩЕНИЯ

 

ЦПС

- центральный пункт сбора

УПН

- установка подготовки нефти

УПГ

- установка подготовки газа

УПС

- установка предварительного сброса

ПС

- пункт сбора нефти и газа

ДНС

- дожимная насосная станция

KHС

- кустовая насосная станция

БКНС

- блочная кустовая насосная станция

КС

- компрессорная станция

САПР

- система автоматизированного проектирования

ЛЭП

- линия электропередач

НПЗ

- нефтеперерабатывающий завод

ГПЗ

- газоперерабатывающий завод

ЭЦН

- электроцентробежный насос

ШГН

- штанговый глубинный насос

ЗУ

- замерная установка

ГЗУ

- групповая замерная установка

УБС

- установка блочная сепарационная

УБСН

- установка блочная сепарационная с насосной откачкой

СУ

- сепарационная установка

ППД

- поддержание пластового давления

КиА

- контроль и автоматика

КИП

- контрольно-измерительный прибор

РВС

- резервуар вертикальный стальной

ЛВЖ

- легковоспламеняющаяся жидкость

ГК

- горючая жидкость

СУГ

- сжиженный углеводородный газ

ШФЛУ

- широкая фракция легких углеводородов

ТПУ

- трубо-поршневая установка

НТК

- низко-температурная конденсация

МЭА

- моноэтаноламин

БТМА

- блок терминала и местной автоматики

БМА

- блок местной автоматики

АВО

- аппарат воздушного охлаждения

АСУТП

- автоматизированная система управления технологическим процессом

САУ

- система автоматического управления

ОТ АСУ

- организационно-технологическая автоматизированная система управления

АПВ

- автоматическое повторное включение

РДП

- районный диспетчерский пункт

ЦДП

- центральный диспетчерский пункт

ДП

- диспетчерский пункт .

ОП

- операторный пункт

ЦДНГ

- цех добычи нефти и газа

ЦППД

- цех поддержания пластового давления

НГДУ

- нефтегазодобывающее управление

ЦИТС

- центральная инженерно-технологическая служба

УЭЦН

- установка погружного центробежного электронасоса для нефти

АБК

- административно-бытовой корпус

ТЭГ

- триэтиленгликоль

ГО

- гражданская оборона

ЭПУ

- электропитающая установка

БПК

- биохимическая потребность в кислороде

ПАВ

- поверхностно-активные вещества

БГ

- блок гребенки

ВРП

- водораспределительный пункт

ВЭР

- вторичные электрические ресурсы

ЦТП

- центральный тепловой пункт

ИТП

- индивидуальный тепловой пункт

РУ

- распределительное устройство

ТП

- трансформаторная подстанция

КТП

- комплексная трансформаторная подстанция

КПД

- коэффициент полезного действия

ПДК

- предельно-допустимая концентрация

БПО

- база производственного обслуживания

УБР

- управление буровых работ

УРБ

- управление разведочного бурения

УТТ

- управление технологического транспорта

ГРС

- газо-распределительная станция

БГРА

- батарея газо-распределительная автоматическая

ЛС

- лафетный ствол

БН

- блок нагревателя

НН

- нагреватель нефтяной

ГВП

- генератор высокократной пены

ГВПС

- генератор высокократной пены стационарный

ППП

- промышленно-производственный персонал

ИТР

- инженерно-технические работники

СКЗ

- станция катодной защиты

 


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: