а) измерительную часть групповых замерных установок типа "Спутник" со счетчиком типа ТОР;
б) групповые замерные установки типа "Спутник", по которым сумма периодических измерений продукции скважин характеризует данные о добытой жидкости бригадой по добыче нефти.
В оперативных узлах учета должны быть предусмотрены отводы с задвижками для присоединения передвижной трубопоршневой установки (ТПУ), а при применении стационарной ТПУ расстояние от нее до узлов товарного учета не должно превышать 500 м.
2.145. При узлах бригадного учета продукции скважин следует предусматривать узел замера газа.
Нефтенасосные станции
2.146. Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения предусматриваются:
а) для технологических перекачек на установках подготовки нефти;
б) для внутрирезервуарных перекачек продукции;
в) перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.
Функции различных типов насосных могут совмещаться в одной станции.
2.147. Нефтенасосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления. Компоновки насосных станций различного назначения решаются проектом.
2.148. Выбор типа и числа насосов производится в зависимости от физико-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"
Компрессорные станции (КС)
2.164. Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспорта нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспорту и в системе газлифтной добычи нефти.
Состав технологических сооружений, в том числе и выбор типа компрессоров, КС в зависимости от ее назначения, типа компрессорного оборудования и размещения (на месторождении, ЦПС, в системе газлифта и др.) должен в каждом конкретном случае обосновываться технико-экономическими расчетами.
2.165. Составы газов, поступающих на компримирование и топливного для газомоторных компрессоров, отличающиеся от составов, указанных в технических условиях на поставку компрессоров, должны быть согласованы с заводами-изготовителями.
2.166. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от мехпримесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости (нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.
2.167. При проектировании компрессорных станций (установок) для компримирования газа, содержащего сероводород, следует соблюдать следующие условия:
а) применение компрессора должно быть согласовано с заводом-изготовителем, за исключением тех случаев, когда компрессор, согласно техническим условиям на его поставку, может быть использован для компримирования газа, содержащего сероводород;
б) применяемая аппаратура компрессорной станции, предназначенная для работы с газом, в котором содержится сероводород с парциальным давлением более 0,0003 МПа (0,003 кгс/см2), в обязательном порядке должна быть согласована с организацией-разработчиком этого оборудования - Минхиммашем;
в) оборудование, аппаратура и обвязочные трубопроводы должны быть изготовлены в соответствии с техническими требованиями работы сосудов в сероводородной среде (применение коррозионно-стойких материалов, термообработка трубопроводов, сварных швов и др.).
2.168. В машинных залах компрессорных станций допускается установка только компрессорных агрегатов и скомпонованного с ними заводом-изготовителем технологического оборудования (промежуточные газовые холодильники, маслонасосы, фильтры, холодильники масла, а также обратные, регулирующие и предохранительные клапаны, запорная арматура дренажных линий и сброса конденсата).
2.169. Машинный зал КС должен оснащаться подъемно-транспортным оборудованием и иметь монтажную площадку.
Для монтажа и демонтажа компрессорного оборудования, расположенного на открытых площадках, следует применять самоходные краны.
2.170. Приемные и нагнетательные газовые коллекторы компрессоров должны располагаться вне помещения компрессоров. При этом прокладка их должна быть надземной и иметь уклон, обеспечивающий их самотечное опорожнение.
2.171. Каждый компрессорный агрегат должен отключаться задвижками, устанавливаемыми на приемных и нагнетательных газопроводах. На нагнетательных газопроводах между компрессором и задвижкой должен быть установлен обратный клапан.
2.172. Нагнетательные коллекторы и газопроводы между компрессорами и нагнетательными коллекторами должны быть обеспечены устройством для компенсации тепловых удлинений. При установке поршневых компрессоров должны быть дополнительно приняты меры по уменьшению вибрации трубопроводов (применение депульсаторов, тугоподвижных опор, плавных поворотов труб и др.).
Расчет средств гашения пульсации и определение допустимых пределов вибрации должны выполняться по методике Союзкомпрессормаша "Метод расчета колебаний давлений газа и вибраций коммуникаций" с учетом рекомендаций лаборатории динамической устойчивости технологического оборудования МИНХ и ГП им.Губкина и лаборатории диагностики и динамической устойчивости ВНИИгаза Мингазпрома.
2.173. Для обеспечения пуска компрессора и возможности регулирования его производительности за счет перепуска с нагнетания на прием нагнетательный и приемный газопроводы каждой ступени сжатия должны быть соединены между собой (при необходимости через холодильник газов).
2.174. Предохранительные клапаны должны устанавливаться непосредственно на выкиде у каждой ступени сжатия перед обратным клапаном.
2.175. Запорная арматура на газовых коммуникациях должна размещаться вне помещения машинного зала (блок-боксов) и выбираться по нормам для условий рабочей среды и климатических условий.
2.176. Для удаления газа из внутренней полости поршневого компрессора, центробежного компрессора (при ревизии, ремонте и др.) на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой и цилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.
При наличии нескольких цилиндров одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну, общую для них, свечу. Допускается объединение на одну свечу группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.
Свеча должна размещаться в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа. При этом не допускать сброса газа в зону аэродинамической тени здания КС.
Высота свечи должна определяться по результатам расчетов рассеивания газа, но не менее 5 м от поверхности земли.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.177. Газомоторные компрессоры для удаления газа должны быть дополнительно обеспечены следующими свечами:
а) от протечек сальников компрессорных цилиндров;
б) из фонаря компрессорных цилиндров;
в) из картера газомоторного двигателя.
Допускается сбрасывать на общую свечу газ от протечек сальников и газ из фонаря компрессорных цилиндров. Каждая свеча должна быть снабжена огнепреградителем. Высота и местоположение свечи определяется по результатам расчетов рассеивания вредных веществ. Запорная арматура на свечах не ставится.
2.178. При применении поршневых компрессоров необходимо предусматривать маслоотделители, устанавливаемые перед промежуточными и концевыми холодильниками газа.
