ВНТП 3-85. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ СБОРА, ТРАНСПОРТА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


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 и исследовательским 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 протоколом от 10.09.85 N 44

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства нефтяной промышленности N 32 от 10 января 1986 г. по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР письмо от 16.12.85 N 45-1107

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

ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное и введенное в действие Министерством нефтяной промышленности от 19 апреля . № 201.

Пересмотр "Норм технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений" 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, учреждений и предприятий Миннефтепрома, осуществляющих проектирование и строительство объектов 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 к предприятиям нефтедобывающей промышленности и СН 433-79, - в части требований к проектированию объектов нефтедобывающей промышленности.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Нормы содержат требования и положения, обязательные при проектировании объектов, сооружений и технологических процессов обустройства систем сбора, транспорта, подготовки нефти, нефтяного газа и пластовых вод, заводнения нефтяных пластов, газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, водоснабжения и канализации, телемеханизации, автоматизации и механизации производственных процессов, электроснабжения, связи и сигнализации, теплоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а также требования по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды на нефтяных 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 и др.).

При реконструкции или техническом перевооружении действующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую или подлежащую техническому перевооружению часть.

1.2. В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

а) рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;

б) использование электронно-вычислительной техники (системы САПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального, а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки и транспортирования 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 пути движения от скважин до потребителей;

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

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

е) обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;

ж) комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;

з) максимальное применение бескомпрессорного транспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;

и) применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированных средств телемеханики и т.п.;

к) применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;

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

м) применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектов производственно-вспомогательного назначения;

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

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

р) применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;

с) использование неметаллических труб.

1.3. Нормы не распространяются на проектирование объектов обустройства газовых и газоконденсатных месторождений, объектов подготовки и переработки природного газа, переработки нефтяного газа, хранения и транспорта сжиженных газов, складов для хранения нефти и нефтепродуктов, магистральных нефте-, продукто- и газопроводов, на строительство разведочных и эксплуатационных скважин, а также нефтяных месторождений; с высоким содержанием сероводорода (в соответствии с градацией, принятой в "Нормах проектирования промысловых стальных трубопроводов"), морских, разрабатываемых шахтным способом, расположенных в зоне вечномерзлых грунтов, с сейсмичностью свыше 6 баллов, с карстовыми образованиями, в районах горных выработок, просадочных грунтов.

1.4. При проектировании объектов обустройства нефтяных месторождений, в продукции скважин которых имеется высокое содержание сероводорода, до разработки отдельной инструкции специализированной организацией, следует руководствоваться следующими нормативными документами:

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

б) "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ" Миннефтепрома;

в) ГОСТ 17365-71;

г) "Инструкцией по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродастой стали для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород" Миннефтегазстроя;

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

1.5. При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальной агрессивности среды:

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

б) исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;

в) снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

1.6. В зависимости от коррозионных свойств среды, условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотрены следующие 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 основании утвержденных схем (проектов) разработки, проектов пробной эксплуатации (ППЭ) и другой технологической проектной документации, разрабатываемой в системе Миннефтепрома.

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

Указанные материалы должны представляться проектным организациям до начала проектирования.

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

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

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

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

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

1.10. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса подготовки, транспорта нефти и газа на площадке центрального пункта сбора (ЦПС) на территории или в районе наиболее крупного месторождения и надежную работу объектов, возможность внедрения бригадного метода труда.

При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПС, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов обустройства в соответствии с "Методикой определения экономической эффективности капитальных вложений" Госплана СССР и Госстроя СССР.

1.11. Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных установок конкретным условиям их работы должно определяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.

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

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

1.14. Рабочие площади для размещения отдельных агрегатов и оборудования объектов и сооружений непосредственно на месторождении и ЦПС должны определяться с учетом условий безопасности, удобства технического обслуживания и конкретных требований к трубопроводной обвязке.

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

применения высокопроизводительного оборудования;

рациональной компоновки блочно-комплектных установок и оборудования;

максимального размещения оборудования вне зданий.

1.15. Категорию производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, классификацию взрывоопасных зон следует принимать в соответствии с "Временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по их пожаро- и взрывоопасности" Миннефтепрома, "Указаниями по определению категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности" и ПУЭ; категорию и группу взрывоопасной смеси следует принимать по ГОСТ 12.1.011-78.