- •Нормы технологического проектирования
- •1. Общие положения
- •2. Сбор, транспорт, подготовка нефти, газа и воды а) сооружения технологического комплекса, размещаемые на месторождении Общая часть
- •Обустройство устьев эксплуатационных нефтяных скважин
- •Обустройство кустов скважин
- •Замерные установки
- •Сепарационные установки
- •Трубопроводы нефти и газа
- •Дожимные насосные станции
- •Компрессорная воздуха
- •Узлы ввода реагента
- •Факельная система для аварийного сжигания газа днс
- •Б) сооружения технологического комплекса, размещаемые на цпс Общая часть
- •Установки предварительного сброса пластовых вод (упс)
- •Установки подготовки нефти (упн)
- •Резервуарные парки
- •Узлы учета нефти
- •Классификация узлов учета нефти
- •Нефтенасосные станции
- •Установки подготовки газа (упг)
- •Компрессорные станции (кс)
- •Технологические трубопроводы
- •Факельная система цпс
- •В) сооружения при газлифтной добыче нефти Общая часть
- •Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации
- •Обустройство газовых скважин
- •Газлифтные компрессорные станции
- •Узел предварительной очистки газа на входе в кс
- •Узлы замера и регулирования
- •Аппараты воздушного охлаждения
- •Факельная система кс
- •Внеплощадочные газопроводы
- •Технологические трубопроводы кустов газовых скважин
- •Г) автоматизация технологических процессов Общая часть
- •Пункты управления
- •Д) связь и сигнализация Общая часть
- •Виды производственной связи
- •Внутрипроизводственная связь
- •Узлы связи и станционные устройства
- •Линейные сооружения
- •Е) электроснабжение и электрооборудование
- •Категории электроприемников по надежности электроснабжения нефтяных промыслов в районах крайнего Севера и местностях, приравненных к ним
- •Категории электроприемников по надежности нефтяных промыслов других нефтедобывающих районов страны
- •Коэффициенты для расчета электрических нагрузок
- •3. Требования к водоснабжению, канализации, заводнению нефтяных пластов Водопотребители и нормы водопотребления. Требования к водоснабжению
- •Нормы расхода воды на производственные нужды
- •Требования к качеству воды
- •Требования к системам водоснабжения
- •Особые требования к водопроводным сооружениям
- •Требования к канализации и расходные показатели сточных вод
- •Требования к схемам сбора, очистки и утилизации сточных вод
- •Особые требования к канализационным сооружениям
- •Требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов и расходы ее
- •Требования к схемам заводнения
- •Особые требования к сооружениям и водоводам системы заводнения
- •Особые требования к системам поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях Западной Сибири
- •4. Требования к теплоснабжению, отоплению, вентиляции и кондиционированию воздуха Общая часть
- •Требования к теплоснабжению
- •Требования к отоплению
- •Требования к вентиляции и кондиционированию воздуха
- •5. Основные меропиятия по охране труда, окружащей среды и технике безопасности Охрана труда и техника безопасности
- •Охрана окружающей среды
- •Охрана земель и водоемов
- •6. Основные противопожарные требования Общая часть
- •А) требования к генеральному плану
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения, м
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на центральных пунктах сбора нефти, газа и воды, м
- •Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации
- •Б) пожаротушение
- •Требования к лафетным установкам и водяным оросительным системам
- •Пенотушение
- •В) пожаphoe депо, пожарная сигнализация и связь
- •7. Фонды времени и режим работы рабочих, нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и итр. Замыкающие затраты и трудоемкость продукции Фонд времени
- •Режим работы
- •Нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и итр
- •Замыкающие затраты и трудоемкость продукции
- •Сокращения
Нефтенасосные станции
2.146. Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения предусматриваются:
а) для технологических перекачек на установках подготовки нефти;
б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;
в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.
Функции различных типов насосных могут совмещаться в одной станции.
2.147. Нефтенасосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления. Компоновки насосных станций различного назначения решаются проектом.
2.148. Выбор типа и числа насосов производится в зависимости от физико-химических свойств жидкости и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).
2.149. Производительность рабочих насосных агрегатов определяется по максимальному количеству жидкости, поступающей на насосную станцию. Суммарная производительность насосов должна приниматься из расчета их работы в течение 23 часов в сутки.
2.150. Для нефтенасосных станций внутрирезервуарной перекачки товарной нефти количество рабочих насосов определяется в зависимости от их производительности:
при производительности до 1000 м3/сут - 1 агрегат;
при производительности от 1001 м3/сут и выше - не менее двух агрегатов.
2.151. Производительность рабочих насосов для перекачки некондиционной нефти следует принимать равной 25% от суточного объема, поступающего в сырьевые резервуары УПН.
2.152. Определение рабочих параметров насосов (давления, производительности) должно производиться на основании графика совместной работы насосов и трубопровода.
2.153. Для сбора утечек нефти от сальников насосов необходимо предусматривать герметичную емкость с выводом от нее сигнала верхнего уровня на щит оператора.
Установки подготовки газа (упг)
2.154. В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспорта до потребителей следует применять следующие способы подготовки газа:
а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;
б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).
2.155. При бескомпрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:
а) при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом;
б) при транспорте газа в однофазном состоянии - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.
Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами.
Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом конкретном случае по результатам технико-экономических расчетов.
2.156. При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует предусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состоянии - только осушку от влаги.
2.157. Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленного ГОСТ 9965-76, или в нефть перед первой ступенью сепарации.
Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации углеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при его компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае определяться технико-экономическими расчетами.
2.158. Состав основных сооружений установок подготовки газа определяется условиями транспорта и направлением его использования.
При транспорте газа в двухфазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружений УПГ в общем случае может быть следующим:
а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;
б) установка осушки газа от влаги.
При транспорте газа в однофазном состоянии при давлении первой ступени сепарации состав сооружений в общем случае может быть следующим:
а) компрессорная станция для газов концевых ступеней сепарации;
б) установка НТК с впрыском гликоля.
В зависимости от условий компрессорного транспорта газа состав 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 нефтяного газа необходимо руководствоваться следующими основными положениями:
а) установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-комплектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов в блочном исполнении;
б) при привязке блочно-комплектных установок осушки газа должны быть выполнены поверочные технологические расчеты процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового баланса абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет колонной, теплообменной и другой аппаратуры.
Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конкретных условий привязки установки и определена возможность использования принятого в проекте оборудования;
в) осушенный нефтяной газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен удовлетворять требованиям стандарта "Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы", а другим потребителям - по техническим требованиям потребителей.
2.160. Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным способом, ниже 288 °К (15 °С), необходимо предусматривать подогрев газа до соответствующей температуры контакта.
2.161. Насыщение раствора-поглотителя влаги не должно превышать 2,5% при осушке газа от влаги абсорбционным методом и 10% - при осушке газа от влаги и тяжелых углеводородов методом НТК с впрыском ДЭГа.
2.162. Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м3 газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).
2.163. Установки НТК следует проектировать, руководствуясь требованиями общей части раздела "Сооружения технологического комплекса, размещаемые на ЦПС" настоящих Норм с учетом требований "Норм техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств"