ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. С изменением № 1

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Министерства нефтяной промышленности № 32 от 10 января 1986 г. по согласованию с Госстроем СССР и ГКНТ СССР письмо от 16.12.85 № 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 1989 г. № 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 43379, - 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 техникоэкономического 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.

При применении, производстве или хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов, выделяющих взрыво- и пожароопасные газы, пары и пыль, категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности определяются в установленном порядке на основании результатов специальных исследований.

1.16.Для объектов, зданий и сооружений с постоянным пребыванием в них обслуживающего персонала специальные требования по температуре, чистоте, влажности и скорости движения воздуха, уровню шума и вибрации должны определяться в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ 12.1.012-78. При отсутствии обслуживающего персонала указанные требования не предъявляются.

Расчет и проектирование шумоглушения на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП "Защита от шума".

1.17. При проектировании технологических установок различного назначения, компрессорных и насосных станций следует предусматривать:

а) применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновых конструкций и остекления;

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

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

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

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

1.18. Для технологических установок различного назначения с применением систем охлаждения следует предусматривать по возможности безводные системы (использование воздуха или другого охлаждающего агента). При проектировании циркуляционных систем охлаждения они должны предусматриваться без разрыва струи с применением аппаратов воздушного охлаждения.

1.19. При реконструкции, расширении и техническом перевооружении действующих комплексных сборных пунктов, ДНС производительностью более 3 млн.т/год, пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованиями настоящих Норм, предъявляемыми к ЦПС.

1.20. Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ, БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УПН и др. следует проектировать в соответствии с требованиями "Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов 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 должны обеспечивать:

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

б) замер продукции скважин;

в) отделение газа от нефти;

г) учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам;

д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;

е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;

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

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

2.3. Соответствие блочных, блочно-комплектных, типовых и повторно применяемых проектов установок сепарации, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, предварительного сброса воды и др. конкретным условиям работы при их привязке должно проверяться технологическим расчетом материального баланса по принятому режиму их работы, по результатам которого уточняются расходные показатели и правильность подбора каждого вида оборудования.

2.4. При размещении на ДНС или кусте скважин опорного пункта 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 предусматривать сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и применения эффективных теплоизоляционных материалов при наземной и надземной прокладке их.

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

2.7. Размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках ДНС, УПС, СУ, изоляцию технологических трубопроводов оборудования и аппаратов следует проектировать в соответствии с требованиями п.п.2.87, 2.89^2.96 настоящих Норм.

2.8. Механизацию труда на объектах и сооружениях системы сбора и транспорта продукции скважины следует предусматривать в соответствии с требованиями п.п.2.108-2.114 настоящих Норм.

2.9. Режим работы системы сбора и транспорта продукции скважин должен быть непрерывным, круглосуточным, с расчетной продолжительностью технологического процесса 365 суток.

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

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

Каждая бригада должна иметь самостоятельную технологическую линию по сепарации, предварительному сбросу воды, учету и транспорту продукции скважин, до создания и внедрения других методов учета продукции, не требующих технологических линий для каждой бригады. Сооружения по аварийному хранению продукции скважин (концевая сепарационная установка, аварийные емкости) должны проектироваться общими. Во всех остальных случаях на ДНС должна предусматриваться одна технологическая линия.

2.11. Спуск пожаро- и взрывоопасных продуктов из технологических аппаратов, ДНС, СУ, КС, УПГ, величину предельно допустимого уровня шума, вибрации, контроля состояния воздушной среды, предупредительные меры и способы защиты оборудования от коррозии следует проектировать в соответствии 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 от способа 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 скважин гидропоршневыми насосами;

8) трансформаторные подстанции;

9) обвалование территории устьев скважин;

10) канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.

При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:

1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;

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 для нефтяных и газовых скважин".

Полная версия документа доступна в тарифе «ВСЕ ВКЛЮЧЕНО».

Войти в Личный кабинет Подробнее о тарифах

ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. С изменением № 1

Информация о документе

Ссылки из других документов

Ссылки на документы

БУДСТАНДАРТ Online

Поддержка

Новости