д) требований норм противопожарного проектирования.
2.116. Проектные решения должны предусматривать возможность опорожнения аппаратуры при пожаре или аварии в специально предназначенные для этой цели аварийные или дренажные емкости.
Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов, оборудования и трубопроводов следует преимущественно применять самотечную систему опорожнения. Применение принудительной системы допускается при невозможности выполнения самотечной системы.
Объем аварийной (дренажной) емкости должен быть не менее 30% суммарного объема всего продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объема наибольшего аппарата.
Сброс паров и газов из аппаратов следует предусматривать в газосборную сеть или на факел.
Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары.
2.117. При проектировании компрессорных станций следует учитывать требования раздела 5 "Правил безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов" Миннефтепрома.
2.118. При проектировании установок подготовки нефтяного газа способом НТК следует руководствоваться требованиями правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, а также "Нормативами техники безопасности и промышленной санитарии на холодильное оборудование для химических и нефтехимических производств" Министерств нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.
Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС)
2.119. Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.
Технологическая схема процесса должна обеспечивать:
а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;
б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней не более 5-10% (маc).
2.120. Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин (на ЦПС или на месторождении) должно обосновываться технико-экономическими расчетами.
2.121. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.
2.122. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.
2.123. Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. 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 предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.
2.124. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.
2.125. При размещении УПС непосредственно на месторождении (в составе ДНС) защита аппаратов и оборудования от превышения давления предусматривается установкой одной системы рабочих предохранительных клапанов с направлением сброса газа, не содержащего сероводород, в атмосферу.
Если газ содержит сероводород, то сброс с предохранительных клапанов следует направлять на факел.
Установки подготовки нефти (УПН)
2.126. Установки подготовки нефти являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.
2.127. Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен, как правило, обеспечивать:
а) глубокое обезвоживание нефти;
б) обессоливание;
в) снижение упругости паров товарной нефти;
г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;
д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.
2.128. Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:
а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;
б) требуемое качество товарной нефти;
в) гибкость и маневренность работы установки;
г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;
д) использование тепла продукции скважин;
е) возможность использования оборудования в блочно-комплектном исполнении.
2.129. При проектировании УПН должны рассматриваться следующие основные технологические варианты:
а) подготовка нефти в газонасыщенном состоянии при транспортировке ее через все сооружения УПН за счет энергии пласта, насосов механизированной добычи нефти или дожимных насосных станций;
б) подготовка разгазированной нефти при транспортировке ее сырьевыми насосами через все сооружения установки подготовки нефти.
Выбор оптимального варианта должен производиться на основании технико-экономических расчетов.
В технически обоснованных случаях подготовку тяжелых нефтей со сложными физико-химическими свойствами, с повышенным содержанием механических примесей (сульфидов железа и др.) допускается проводить в промывных технологических резервуарах.
2.130. При проектировании УПН должны предусматриваться следующие 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 и подсобно-вспомогательного назначения;
г) размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках.
2.131. Требования к качеству товарной нефти (содержание воды, солей, мехпримесей, упругость ее паров и пр.) определяются ГОСТ 9965-76 и, в отдельных случаях, специальными техническими условиями.
Для нефтей о высоким содержанием углеводородов С1-С5 в целях уменьшения потерь от испарения из резервуаров промыслов и магистральных нефтепроводов следует предусматривать проведение стабилизации нефти. Глубина отбора легких углеводородов и метод стабилизации должны быть обоснованы в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами с учетом содержания в нефти углеводородов С1-С5 и направления использования продуктов стабилизации.
2.132. Технологические расчеты и выбор аппаратуры и оборудования должны производиться на основе данных материального баланса установки и научных рекомендаций с учетом резерва мощности установки до 20%, включая резерв мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.
Резервуарные парки
2.133. Для установок подготовки нефти следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти:
а) для сырья - суточный объем, поступающий на установку подготовки нефти;
б) для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
в) при использовании резервуарного парка одновременно для нужд ЦПС и головных сооружений магистралъного транспорта суммарный объем резервуарных емкостей и их количество должны определяться с учетом совмещенного графика их работы.
В качестве резервуарных емкостей следует предусматривать стальные резервуары типа РВС.
2.134. Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаров должно осуществляться в соответствии с требованиями "Рекомендаций по проектированию газоуравнительных систем" Миннефтепрома.
Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого давления.
2.135. В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.). При этом газ должен направляться на компрессорную установку или, в обоснованных случаях, сбрасываться на факел.
Сброс парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров следует предусматривать в земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафиновых отложений в течение года, которые должны размещаться смежно с очистными сооружениями, иметь площадки под транспортные или технические средства для заполнения и опорожнения их и быть водонепроницаемыми.
2.136. Внутренние поверхности металлических резервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие. Необходимость применения ингибиторов коррозии для защиты внутренних поверхностей аппаратов или протекторной защиты их принимается в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских организаций.
Узлы учета нефти
2.137. Узлы учета нефти должны проектироваться в соответствии с требованиями нормативных документов:
а) "Инструкции по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях" Миннефтепрома и Госстандарта СССР;
б) "Временных рекомендаций по проектированию и эксплуатации узлов учета нефти с турбинными счетчиками" Миннефтепрома;
в) "Основных требований к техническим средствам измерения при организации бригадного учета нефти" Миннефтепрома;
г) "Положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной 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 нефти рекомендуется, как правило, применять турбинные расходомеры - счетчики жидкости.
Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть стабильным и не допускать отклонения от среднего значения перекачиваемого объема (количества жидкости) более чем на ±10% - для узлов товарного учета и на ±20% - для оперативных узлов промыслового и бригадного учета нефти.
Предел допускаемой относительной погрешности определения массы:
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 в оперативных 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 расслаиваться на нефть (нефтяную эмульсию) и воду.
2.140. В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:
а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;
г) трубопоршневая установка.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.141. В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефти с турбинными счетчиками должны входить следующие основные элементы:
а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефти влагомер не требуется);
в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.
Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.
Задвижки диаметром 400 мм и более должны иметь электропривод.
2.142. Узлы учета следует оснащать средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.
2.143. При опорожнении измерительных линий и фильтров узлов учета для сбора нефти должна предусматриваться отдельная заглубленная емкость или использоваться имеющаяся.
2.144. В обоснованных технико-экономическими расчетами случаях в качестве оперативных узлов бригадного учета нефти следует использовать:
