ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождении нефти на суше. Технологическое проектирование
5 Общие положения
5.1 Проектирование объектов обустройства месторождений нефти выполняют на основании утвержденных в установленном порядке технических проектов на разработку месторождений углеводородного сырья и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр в соответствии с [11].
Фракционный и компонентный состав нефти и газа, физико-химические и реологические свойства нефти и нефтеводяной эмульсии, совместимость добываемой нефти, газа и воды различных пластов, закачиваемой воды с пластовыми водами и породой пласта, основные технологические параметры подготовки нефти, газа и воды, условия образования гидратов, отложения солей парафинов и асфальтосмолистых веществ, подбор эффективных реагентов и другие необходимые для проектирования промысловые и лабораторные исследования принимаются по данным научно-исследовательских работ.
5.2 В проектах обустройства месторождений нефти предусматривают:
- использование наилучших доступных технологий и оборудования, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных и топливно-энергетических ресурсов;
- использование специализированного программного обеспечения при разработке технологического процесса сбора нефтегазоводяной смеси, заводнения пласта, подготовки нефти, газа и пластовой воды для получения заданных проектной документацией параметров и транспортирования добытых нефти и газа до сооружений внешнего транспорта;
- применение методов кустового бурения скважин при обустройстве месторождений с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, измерения дебита скважин, объемов закачиваемой воды и т.п.;
- применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и систем измерений количества и параметров нефти, ПНГ и пластовой воды;
- применение бескомпрессорного транспортирования ПНГ после первой ступени сепарации до потребителей (ГПЗ, головных КС, ЭСН);
- применение систем подготовки ПНГ после первой и второй ступени сепарации при его подаче в газопотребляющее оборудование и/или системы транспорта до потребителей;
- предварительное обезвоживание нефти на ДНС (при необходимости), определяя процент обезвоживания и схему УПСВ в зависимости от свойств добываемой нефти;
- окончательное обезвоживание и обессоливание на УПН предварительно обезвоженной нефти на УПСВ, осуществленное в газонасыщенном состоянии с последующей сепарацией на концевых ступенях при температуре, обеспечивающей окончательную подготовку нефти, отвечающей по своему качеству требованиям технического регламента, положениям документа по стандартизации либо договорным отношениям;
- удаление сероводорода и меркаптанов методами отдувки, отпарки, стабилизации, нейтрализации и поглощения с использованием реагентов и другими методами;
- осуществление мониторинга компонентов природной среды, а также (в случае необходимости) мониторинга состояния основания, строительных конструкций и систем инженерно-технического обеспечения в процессе строительства и/или эксплуатации зданий, сооружений (геотехнического мониторинга);
- максимальное применение коридорной прокладки (трубопроводов, ЛЭП, линий связи, телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов ЭХЗ трубопроводов, электроснабжения и т.д., а в обоснованных случаях - по отдельным коридорам;
- АСУ ТП в соответствии [12];
- применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий ЛМК для объектов производственного и производственно-вспомогательного назначения. Применение блочного оборудования необходимо выполнять с учетом [13] (применяется справочно);
- транспортирование нефтегазоводяной смеси от ДНС или УПСВ до УПН (ЦПС);
- транспортирование добытой нефти от УПН (ЦПС) до ПСП;
- выбор технологии и оборудования на основании технико-экономического расчета.
5.3 Комплексы сбора и подготовки нефти, газа и воды, транспортирования добытых нефти и газа должны обеспечивать оптимальную централизацию объектов на площадке ЦПС, расположенной на территории или в районе наиболее крупного месторождения.
5.4 Целесообразность размещения сооружений по подготовке нефтегазоводяной смеси на ЦПС (УПН) или отдельных сооружений на месторождении (ДНС, УПСВ) определяют технико-экономическими расчетами.
5.5 Величина уровня использования ПНГ должна соответствовать лицензионным соглашениям, техническим проектам на разработку месторождений и требованиям [14].
5.6 Использование газообразного топлива на собственные нужды (включая энергетические) обеспечивается с применением систем подготовки газа и современных горелочных устройств, обеспечивающих максимально эффективное использование и минимальные вредные выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду.
5.7 При проектировании объектов обустройства месторождений нефти с парафинистой и высокопарафинистой нефтью предусматривают мероприятия по предотвращению кристаллизации и отложения парафинов, а также мероприятия по обеспечению очистки и удаления парафинистых отложений.
5.8 При проектировании объектов обустройства месторождений нефти с содержанием сероводорода исполнение оборудования и трубопроводов должно быть стойким к сульфидно-коррозионному растрескиванию и соответствовать [12] (таблица 1 приложения 2).
Для защиты от внутренней коррозии применяют следующие способы защиты:
- исключение смешения сероводородсодержащих потоков с продукцией, не содержащей сероводорода;
- предотвращение попадания в добываемую нефть, газ, пластовую воду и сточные воды кислорода из атмосферы;
- химическую нейтрализацию агрессивной среды;
- применение ингибиторов коррозии с указанием точек ввода ингибиторов;
- защиту оборудования и трубопроводов антикоррозионными покрытиями;
- применение коррозионно-стойких материалов;
- применение термообработанных аппаратов, труб и элементов трубопроводов;
- термообработку сварных швов;
- применение неметаллических труб и фасонных изделий.
Контроль развития коррозионных процессов трубопроводов и оборудования обеспечивается средствами коррозионного мониторинга.
5.9 Разработку проектных решений выполняют на максимальной унификации и типизации применяемых технических и проектных решений, оборудования, материалов и технологий. Унификация технических решений, оборудования и материалов не должна приводить к избыточности и, как следствие, увеличению металлоемкости и стоимости строительства. Проектирование осуществляют с учетом возможного расширения объекта и перспективного развития.
5.10 Разработка технологического процесса сбора нефтегазоводяной смеси, подготовки нефти, газа и пластовой воды предусматривает:
- технологическую схему и описание технологического процесса;
- материальный и тепловой балансы всего технологического процесса;
- расчет технологических потерь нефти, газового конденсата и ПНГ газа при добыче по каждому месту образования и технологическому объекту;
- гидравлические расчеты технологических систем;
- категории и классы трубопроводов, расчетные давления и давления испытаний;
- материальное исполнение оборудования и трубопроводов;
- прочностной расчет трубопроводов;
- расходные показатели потребления энергоресурсов (расход электроэнергии, потребность в холодной воде и воде для технологического процесса, топливном газе, водяном паре или горячей воде);
- расходные показатели масел, теплоносителя, реагентов;
- опросные листы на оборудование и запорно-регулирующую арматуру и технические требования на изготовление блочно-комплектных устройств и отдельных установок;
- обеспечение требований пожарной безопасности к технологическому оборудованию;
- обеспечение требований пожарной безопасности к системам контроля и управления;
- обеспечение промышленной безопасности в соответствии с [12] (разделы IV, XXVII, XXXVI).
5.11 Технологическая схема процесса включает:
- условные обозначения потоков, имеющих соответствующую нумерацию по виду продукта и единых технологических параметров;
- таблицы расчетных параметров и выбора технологического оборудования с информацией о необходимости изоляции и обогрева оборудования.
На технологической схеме показывают основное и вспомогательное оборудование, необходимые потоки, трубопроводы и запорно-регулирующую арматуру для обеспечения пуска и остановки процесса, приводят таблицу технологических параметров, включающую параметры расхода, плотности и температуры потока, технологического и расчетного давления, и технические характеристики принятого оборудования, запорно-регулирующей арматуры.
При маркировке оборудования, приборов КИПиА рекомендуется использовать номера позиций на технологической схеме.
5.12 Проектирование технологического процесса обеспечивает необходимый уровень автоматизации объектов, обеспечивающий их безопасную эксплуатацию, исключающий необходимость постоянного пребывания дежурного персонала в опасных зонах объекта и обеспечивающий необходимый объем информации о протекании технологического процесса со сбором данной информации в соответствующих пунктах управления.
Для контроля технологических процессов предусматривают соответствующие пробоотборные устройства и поточные средства измерений физико-химических показателей (параметров) измеряемой среды.
5.13 Технологическое оборудование с вращающимися элементами (насосы, компрессоры, АВО), а также теплообменное оборудование должно иметь не менее одной резервной единицы при количестве рабочих единиц оборудования до пяти включительно и две резервные единицы при количестве рабочих единиц оборудования более пяти. Для насосно-компрессорного оборудования, работающего периодически, резерв не предусматривают. Для компрессоров воздуха предусматривают резервный компрессор при невозможности производства ремонта компрессора без ущерба для снабжения воздухом ЦПС.
Допускается не предусматривать резервные компрессоры и АВО при технико-экономическом обосновании в ПД.
Допускается не предусматривать резервные насосы КНС при наличии резервных перемычек через блок напорной гребенки и ВРП с действующими насосными станциями, а также холодное хранение резервных насосов на складе (наличие складского резерва для оперативной замены в течение одних суток и т.п.).
Резерв емкостного оборудования (в том числе сепараторов, отстойников) определяют в ПД.
Технологическая схема и количество емкостного оборудования предусматривают возможность поочередного вывода из эксплуатации емкостного оборудования для проведения регламентных работ с сохранением работоспособности установки.
5.14 Конструкция технологического оборудования и условия ведения связанных с ним технологических процессов, разделение технологической схемы на отдельные технологические блоки, аппаратурное оформление, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны соответствовать требованиям пожарной безопасности. Для проектируемых и реконструируемых объектов выполняют оценку уровня теплового, ударного, токсического, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании оценки в ПД определяют уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.
5.15 Технологическое оборудование и сооружения должны быть устойчивы к климатическим условиям района эксплуатации и к возможному сейсмическому воздействию. Исполнение оборудования в зависимости от климатических условий - в соответствии с ГОСТ 15150.
5.16 Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатывают планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий в соответствии с [15] и [12] (глава II и приложение 1).
5.17 На основании технологического процесса разрабатывают компоновочные планы технологических сооружений с размещением технологического оборудования, укрытий (зданий), соединительных трубопроводов.
Компоновочные решения обеспечивают минимальные капитальные затраты на их строительство и эксплуатацию.
Компоновочные решения технологического комплекса сбора, подготовки нефти, газа и воды обеспечивают:
- свободный доступ к оборудованию, арматуре, приборам контроля и автоматизации;
- соблюдение технологического режима при работе сооружений;
- последовательное ведение технологического процесса с минимальным количеством встречных потоков;
- ведение ремонтных работ с помощью средств механизации;
- оптимизацию размеров технологического оборудования;
- размещение технологического оборудования в соответствии с требованиями эксплуатации на наружных площадках или в производственных зданиях (укрытиях), а также грузоподъемного оборудования при необходимости.
5.18 Трубная обвязка параллельно работающего технологического оборудования в количестве двух и более (сосудов, насосов, компрессоров, теплообменного оборудования) должна обеспечивать равномерное поступление продукта.
5.19 Проектирование байпаса технологической установки обосновывают в ПД.
5.20 Для аппаратов и оборудования, размещаемых на открытых площадках, предусматривают:
- теплоизоляцию с обогревом или без обогрева аппаратов, исключающую замерзание воды и жидкостей при их эксплуатации и прекращении работы;
- возможность дренирования застывающих жидкостей из аппаратов при прекращении работы;
- средства и/или способы защиты от атмосферной коррозии;
- конструктивные решения для предотвращения распространения разлива технологической жидкости в случае нарушения герметичности оборудования;
- местные укрытия с обогревом или без обогрева, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации средств измерений, КИПиА средств автоматизации, регулирующей арматуры, а также безаварийную работу приборов контроля (исключение попадания воды/замерзания элементов приборов контроля), либо конструктивное исполнение позволяет эксплуатацию без укрытия;
- заземление, молниезащита (при необходимости).
Оборудование, устанавливаемое на ОПО, при вводе в эксплуатацию должно иметь сертификат/декларацию в соответствии с [16].
5.21 Монтажно-технологические решения по согласованию с разработчиками систем АСУ ТП предусматривают наличие необходимых устройств на трубопроводах и оборудовании для установки приборов КИПиА.
5.22 Размещение технологического оборудования соответствует последовательности движения основных продуктов согласно технологическому процессу, обеспечивает необходимые проходы для обслуживающего персонала, возможность свободного и безопасного доступа в точки обслуживания и осмотра.
5.23 Генеральный план выполняют на основании схемы размещения технологических сооружений с учетом габаритов оборудования и трубной обвязки. На схеме выделяют коридоры трубопроводных эстакад, места для подъезда техники обслуживания.
5.24 При размещении оборудования на многоярусных этажерках, производственные и вспомогательные помещения допускается располагать только на верхних ярусах или вне этажерок.
5.25 Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков с технологических площадок осуществляют в емкость для приема стоков, откуда атмосферные осадки откачивают в канализацию, а ЛВЖ, ГЖ - в емкости технологических систем.
5.26 Категории проектируемых зданий, помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, а также класс взрывоопасных и пожароопасных зон устанавливаются на стадии ПД в соответствии с [8].
Идентификация проектируемых зданий и сооружений по уровню ответственности принимается в соответствии с [1].
5.27 Проектирование объектов обустройства, противопожарных систем пожаротушения и систем пожарной сигнализации, расположенных на территории месторождения нефти, выполняют в соответствии с требованиями [8].
5.28 Расстояния между аппаратами, колоннами, теплообменниками, разделительными емкостями, отстойниками и другим оборудованием, расположенным внутри одной технологической установки, принимают, исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания.
При этом предусматривают:
- основные проходы по фронту обслуживания щитов управления, а также в местах постоянного пребывания работающих шириной не менее 2 м;
- основные проходы по фронту обслуживания машин (компрессоров, насосов и т.п.) и аппаратов, имеющих местные контрольно-измерительные приборы и т.п., при наличии постоянных рабочих мест шириной не менее 1,5 м;
- проходы между аппаратами, а также между аппаратами и стенами помещений при условии кругового обслуживания шириной не менее 1 м.
Указанные расстояния не относятся к аппаратам, представляющим часть агрегата; в этом случае расстояние между отдельными аппаратами агрегата определяется технологической целесообразностью и возможностью их обслуживания:
- проходы для осмотра и периодической проверки и регулировки аппаратов и приборов шириной не менее 0,8 м;
- проходы между отдельно стоящими насосами шириной не менее 0,8 м;
- проходы у оконных проемов шириной не менее 1 м;
- проходы между компрессорами не менее 1,5 м, ширина прохода между малогабаритными машинами (шириной и высотой до 0,8 м) должна быть не менее 1 м;
- ремонтные площадки, достаточные для разборки и чистки аппаратов и их частей.
5.29 Условия устройства проходов и размещения оборудования:
- центральные или основные проходы должны быть, как правило, прямолинейными;
- минимальные расстояния для проходов устанавливают между наиболее выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, изоляции, ограждения и других дополнительных устройств.
5.30 Допускается установка на одном фундаменте двух насосов и более, в этом случае расстояние между насосами определяется условиями их обслуживания.
Необходимость применения ЧРП определяют в ПД.
5.31 Во взрывоопасных зонах производственных помещений технологических сооружений и на наружных площадках обеспечивают контроль ПДК вредных веществ и ДВК горючих паров и газов в соответствии с действующими нормативными документами.
Газоанализаторы ПДК вредных веществ устанавливают в производственных помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала и в рабочей зоне на открытых площадках при наличии в производственном цикле вредных веществ (газов и паров) 1-го и 2-го классов опасности и веществ с остронаправленным механизмом действия.
Газоанализаторы ДВК горючих газов и паров устанавливают в производственных помещениях, включая помещения БКУ и укрытия, а также на наружных площадках технологических установок подготовки нефти и газа во взрывоопасных зонах ([8], статья 19).
Выбор и размещение газоанализаторов и сигнализаторов - в соответствии с ГОСТ IEC 60079-29-2.
Предусматривают подачу предупреждающего светового и звукового сигнала при концентрации горючих газов 20% и аварийного - при достижении 50% от НКПР (с отключением оборудования). Данные параметры изменяют по дополнительному требованию заказчика.
5.32 Для объектов, зданий и сооружений, в которых устанавливается оборудование, производящее шум и вибрацию при работе, предусматривают условия ограничения уровня шума и вибрации. Ограничение уровня шума на рабочих местах устанавливаются в соответствии с [17]. При необходимости разрабатывают шумопоглощающие мероприятия в соответствии с СП 51.13330.2011, СП 254.1325800.2016.
Ограничение неблагоприятного действия вибрации на организм работающих соответствует [18] и ГОСТ 12.1.012. Способ контроля вибрации оборудования (постоянный контроль стационарными датчиками, периодический контроль переносными приборами) определяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя данного оборудования.
5.33 Технологическое оборудование, требующее охлаждения, рекомендуется оснащать по возможности воздушными системами охлаждения.
5.34 Проектирования циркуляционных систем охлаждения предусматривают без разрыва струи с применением АВО.
5.35 Технологические трубопроводы и оборудование, в которых в связи с тепловыми потерями существует риск остывания, конденсации, образования гидратных пробок, отложения парафина, смол и т.д. и, как следствие, нарушение технологического процесса, подлежат обогреву и тепловой изоляции или только тепловой изоляции, достаточность которой обосновывается в ПД.
5.36 Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений проектируют в соответствии с СП 61.13330.2012, а также инструкциями поставщиков теплоизоляционных материалов.
Для обеспечения доступа к корпусам арматуры, приборов, предохранительных клапанов и фланцев предусматривают легкосъемные конструкции изоляции.
5.37 В качестве обогревающих элементов рекомендуется использование теплоспутников, саморегулирующих греющих кабелей или кабелей постоянной тепловой мощности сдатчиком автоматического включения/отключения по заданной температуре потока в конце трубопровода. Применение саморегулирующих греющих кабелей обеспечивает поддержание заданной проектной температуры. При применении теплоспутникового обогрева реализуется контроль за температурой обратного трубопровода.
Схема обогрева и рабочий агент теплоспутников определяются в ПД.
5.38 В качестве теплоизолирующих материалов рекомендуется рассматривать возможность применения прогрессивных высокоэффективных теплоизолирующих материалов, позволяющих снизить теплопотери и затраты на обогрев.
5.39 Пропарку технологического оборудования осуществляют от передвижных паровых установок. При наличии парового хозяйства рекомендуется использовать централизованную систему пароснабжения.
5.40 Фланцевые соединения технологического оборудования, требующие перекрытия потока транспортируемой среды для периодического технического освидетельствования, проведения ППР, ТО и других работ, оснащаются межфланцевыми кольцами и заглушками с хвостовиками (обтюраторами) или поворотными заглушками. Номер, марка стали, условный диаметр и давление выбивают на хвостовике заглушек. В случае превышения массы заглушки 30 кг рекомендуется предусматривать отдельные конструкции кольца и заглушки. При этом рекомендуется предусматривать устройства для вывешивания съемных элементов в непосредственной близости от фланцевого соединения. На заглушках, устанавливаемых на фланцевом соединении типа "шип-паз" без хвостовика, номер и давление выбивают на их боковой поверхности.
5.41 Разработку технологического регламента на безопасную эксплуатацию ОПО выполняют в соответствии с [12] (раздел LVI).
5.42 Механизация труда на объектах и сооружениях обустройства месторождения нефти предусматривает:
- максимальное применение передвижных подъемно-транспортных средств;
- исключение использования тяжелого физического труда для демонтажа и монтажа арматуры, трубных узлов и элементов оборудования;
- механизацию демонтажных работ;
- компоновочные решения, позволяющие выполнять ремонтные работы передвижными подъемно-транспортными средствами;
- ремонтные площадки для возможности въезда и работы автотранспорта для демонтажа оборудования, размещаемого на открытых площадках и площадках под навесом.
В местах отсутствия подъездных дорог и невозможности использования передвижных кранов применяют ручные передвижные монорельсовые устройства и подвесные кран-балки.
В необходимых случаях требуется установка кранов-укосин, а также специальных грузоподъемных и транспортных средств, рекомендуемых поставщиком оборудования.
Для извлечения из здания технологического оборудования с вращающимися элементами рекомендуется использовать инвентарные приспособления (домкраты, выкатные устройства).
Запорную арматуру (задвижки, клапаны) извлекают из здания также с помощью инвентарных приспособлений (переносные краны-укосины, выкатные устройства).
Подписаться на обновления