Проектирование нефтепроводов

ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области комплексного обустройства месторождений, нефтегазового и нефтехимического строительства, строительства сложных промышленных и инженерных объектов.

ООО «ПриволжскНИПИнефть»  выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-методических работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.

Многолетний опыт работы   ООО «ПриволжскНИПИнефть»   позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры необходимой для разведки, добычи, транспортировки, переработке, хранения и сбыта продуктов получаемых из нефти и газа.

Наши заказчики высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.

Основные направления проектно-изыскательских работ в области трубопроводного транспорта проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть»  являются:
проектирование нефтепроводов;

проектирование нефтепродуктопроводов;
проектирование нефтепроводов нефтяных месторождений;
проектирование нефтепроводов газоконденсатных месторождений;
проектирование магистральных нефтепроводов;
проектирование насосных станций объектов трубопроводного транспорта;
проектирование компрессорных станций объектов трубопроводного транспорта;
инфраструктура нефтепроводов обустройства месторождения;
инфраструктура нефтепроводов месторождения;
инфраструктура нефтепроводов нефтяного месторождения;
инфраструктура нефтепроводов газового месторождения;
инфраструктура нефтепроводов газоконденсатных месторождений;
инфраструктура нефтепроводов для добычи и транспорта нефти;
инфраструктура нефтепроводов для добычи и транспорта газа;
инфраструктура нефтепроводов для добычи и транспорта конденсата;

_______________________________

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ (ПРИМЕР)
1.Наименование объекта — Нефтепровод

2.Географическое положение объекта — Московская область
3. Основание для проектирования — Договор на разработку рабочей документации № от
4. Заказчик

5. Разработчик рабочей документации — ООО «ПриволжскНИПИнефть»

6. Требования к проектным организациям
Наличие свидетельств о допуске к производству работ по подготовке проектной документации, выданных саморегулируемыми организациями, наличие свидетельств о допуске к работам на особо опасных, технически сложных и уникальных объектах, наличие сертификата соответствия требованиям ГОСТ Р ИСО 9001 (ИСО 9001:2008).
7. Вид строительства — Переустройство (перевооружение)
8 Проектная документация, рабочая документация —  Рабочая документация
9 Условия ввода в эксплуатацию — «В условиях действующего производства» в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-266-10 «Объекты магистральных нефтепроводов. Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов. Формирование приемо-сдаточной документации», и в соответствии с требованиями п.4 ст.8 закона №116ФЗ от 22.07.97г. «О промышленной безопасности производственных объектов».
10 Потребность в инженерных изысканиях и предпроектном обследовании
Материалы инженерных изысканий, а именно инженерно-геодезические изыскания, инженерно-геологические изыскания, инженерно-гидрометеорологические изыскания, выполненные в соответствии со СНиП 11-02-96 «Инженерные изыскания для строительства. Основные положения», СП 11-02-97 «Инженерно-экологические изыскания для строительства», СП 11-03-97 «Инженерно-гидрометеорологические изыскания для строительства», СП 11-04-97 «Инженерно-геодезические изыскания для строительства», 
СП 11-05-97 «Инженерно-геологические изыскания для строительства», предоставляются ———
11 Требования по вариантной проработке
Не требуется.
12 Основные технико-экономические показатели объекта проектирования
Характеристика участка нефтепродуктопроводов:
диаметр нитки – 377 мм;
категория участка нефтепровода – III;
максимальное рабочее давление – 6,00 МПа;
глубина заложения – 1,5 м.
13 Требования к техническим решениям
13.1. Переукладку магистральных нефтепродуктопроводов и кабелей связи выполнить в соответствии с техническими условиями _______________и___________________.
13.2. Проектные решения на стадии рабочей документации разработать на основании утвержденной проектной документации по объекту _______________________ Подготовка территории строительства. Проведение работ по переустройству сетей газоснабжения и нефтепродуктопроводов» и в соответствии с требованиями нормативно-технических документов (при проектировании участь требования СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы» и других взаимосвязанных стандартов Системы проектной документации для строительства.).
13.3. Составить перечень изменений в РД относительно решений в проекте, который согласовать с Заказчиком с указанием объективных причин изменений.
13.4. Составить сопоставительную ведомость объемов работ по стадиям «Рабочая документация» и «Проектная документация».
13.5. Согласовать рабочую документацию с организациями, эксплуатирующими пересекаемые коммуникации, а именно:
— ГУП МО «Мособлгаз»;
— ООО «Газпром Трансгаз Москва»;
— ОАО «Ростелеком»;
— ОАО МОЭСК «Северные электрические сети».
13.6. Согласовать рабочую документацию с организациями, эксплуатирующими переустраиваемые коммуникации:
— ОАО «Мостранснефтепродукт»;
— ОАО «Телекомнефтепродукт».
14 Особые условия строительства
Проектом предусмотреть:
— выполнение работ в условиях действующего производства;
— выполнение работ предусмотреть в стесненных условиях технического коридора;
— выполнение работ (подключение участка) в плановую остановку (на срок не более 72 часа).
15 Требования к архитектурным, объемно-планировочным и конструктивным решениям
В данном проекте необходимо применить типовые технические решения по проектированию, действующие в системе ОАО «АК «Транснефть» на момент утверждения ПД в производство работ.
16 Выделение этапов
Выделение этапов не требуется.
17 Требования к составу и оформлению проекта
17.1. Выполнить рабочую документацию в соответствии со сводной ведомостью основных комплектов рабочих чертежей.
17.2 Оформление проекта в соответствии с ГОСТ Р 21.1101-2009.
18 Состав демонстрационных материалов
Не требуется
19 Материалы, представляемые Заказчиком
19.1. Ранее выданные технические условия
19.2. Ранее выданные технические условия
19.3. Материалы комплексных изысканий.
20 Срок выдачи проекта
В соответствии с приложением №2 к договору на разработку рабочей документации.
21 Количество экземпляров РД
Рабочую документацию передать Заказчику в 6-ти экземплярах в переплетенном виде, 1 экземпляр в электронном виде с возможностью редактирования (AutoCAD, Word, Excel) на CD-R, 1 экземпляр в электронном виде без возможности редактирования (pdf) на CD-R.
22 Порядок и требования к оформлению перечня оборудования и материалов
22.1. Спецификации выполнить отдельным томом.
22.2. Оформить отдельной книгой сборник ведомостей объемов работ.
22.2. Составить сопоставительную ведомость объемов работ по стадиям «Рабочая документация» и «Проектная документация»
23 Особые условия
23.1 Условия:
— об обеспечении конфиденциальности сведений и информации, касающихся объекта проектирования, выполнения ПИР и полученных результатов на основании перечней сведений, составляющих коммерческую тайну и иных конфиденциальных сведений;
— правовой охраны интеллектуальной собственности;
— порядка использования объектов авторских прав.
23.2 Использовать материалы проектной документации по объекту

Подготовка территории строительства. Проведение работ по переустройству сетей газоснабжения и нефтепродуктопроводов», утвержденной Распоряжением Федерального дорожного агентства Министерства транспорта Российской Федерации от 04.05.11 №356-р и получившей положительные заключения Государственной экспертизы №988-10/ГГЭ-4081/04 от 15.10.2012 г., №1029-10/ГГЭ-4081/10 от 25.10.2010 г. и утвержденная Распоряжением ФДА «Росавтодор» №356-р от 04.05.2011 г.

23.3 Разделение проекта на этапы в соответствии с п. 16.

СВОДНАЯ ВЕДОМОСТЬ ОСНОВНЫХ КОМПЛЕКТОВ РАБОЧИХ ЧЕРТЕЖЕЙ

ШИФР-Л — Линейная часть трубопроводов

ШИФР-ЛД Линейная часть трубопроводов  (демонтаж)

ШИФР-ЭХЗ — Электрохимическая защита

ШИФР-ССЛ Сети связи (линейная часть)

ШИФР-С — Сборник спецификаций оборудования, 
изделий и материалов

ШИФР-ВР — Сборник ведомостей объемов работ

_____________________

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
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.

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.;

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.

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

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:

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:

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.

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

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

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.

2.7. 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.

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.

1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;

2.17. В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:

1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;

2) замерные установки;

3) технологические трубопроводы;

2.18. Трубопроводы на кусте скважин должны проектироваться в соответствии с требованиями подраздела «Технологические трубопроводы» настоящих Норм. Прокладку трубопроводов на кусте следует предусматривать, как правило, подземной.

использование трубопроводов сбора для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;

2.26. Производительность и давление насосов сепарационных установок типа УБСН должна проверяться расчетным путем по графикам совместной работы насоса и трубопровода.

2.27. Сброс газа из оборудования сепарационных установок при его профилактике и ремонте, а также в аварийных ситуациях должен предусматриваться в соответствии с требованиями п.п.2.64-2.68 настоящих Норм.

Трубопроводы нефти и газа

2.28. В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:

1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;

3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;

6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов»; технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок — в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188¸2.205).

2.31. Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора от скважин до ДНС при движении по ним нефтегазовых (нефтеводогазовых) смесей следует выполнять по «Методике гидравлического расчета трубопроводов и систем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей».

Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:

на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую обводненности на этот период;

на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.

По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.

2.32. Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха.

2.33. Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).

2.34. При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагающих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:

покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);

механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;

2.35. Трубопроводы для транспорта нефти с температурой застывания на 15 °С и более превышающей температуру грунта на глубине их укладки должны проектироваться в соответствии с требованиями «Методики определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти». Температура застывания нефтей должна определяться по «Методике определения температуры застывания парафиновых нефтей. Реологические свойства».

Для обеспечения транспортирования по трубопроводам нефти с температурой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине укладки трубопровода с высокой вязкостью (7.0-10.0 Ст) следует предусматривать инженерные решения (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).

2.36. Выкидные трубопроводы от скважин должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.

2.38. Выбор материала труб для промысловых трубопроводов следует производить в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» Миннефтепрома, Миннефтегазстроя, Мингазпрома и «Рекомендациями по выбору стальных электросварных труб для промысловых внеплощадочных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений на давление до 9,6 МПа (96 кгс/см2) Миннефтепрома.

2.39. Давление испытания на прочность промысловых трубопроводов для всех нефтедобывающих районов страны (за исключением районов Крайнего Севера и приравненных к ним) следует принимать в соответствии с требованиями норм «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним давление испытания промысловых трубопроводов на прочность с учетом гидростатического напора жидкости в трубах следует принимать:

В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.

2.40. Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировании газожидкостных смесей следует предусматривать:

формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;

ввод ингибиторов коррозии;

внутреннее защитное покрытие труб.

Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.

Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ 25812-83.

2.41. Гидравлический расчет газопроводов следует производить по формуле ВНИИгаза в соответствии с «Указаниями по гидравлическому расчету подземных магистральных газопроводов при стационарном режиме» Мингазпрома.

При транспорте газа без вывода конденсата (газожидкостной смеси) гидравлические расчеты следует выполнять согласно «Инструкции по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей» ВНИИгаза, Мингазпрома.

2.42. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, должны предусматриваться конденсатосборники с размещением их в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарный объем конденсатосборников следует предусматривать на прием конденсата, образовавшегося в течение двух суток на расчетном участке его выпадения с периодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода или нефтесборного трубопровода — автоматизированную продувку или откачку конденсата в трубопроводы.

блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;

емкость дренажная подземная.

2.49. Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса; высота постамента под сепараторы ступени сепарации — с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.

Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.

2.53. При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться «Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов».

газ от продувки оборудования и трубопроводов.

2.66. На трубопроводе перед факельной трубой необходимо предусматривать установку огнепреградителей. При отсутствии в составе ДНС концевой сепарационной установки и аварийных емкостей типа РВС установка огнепреградителей не предусматривается.

2.68. Способ прокладки факельных газопроводов (подземный, наземный, надземный) определяется при конкретном проектировании. При этом должен быть обеспечен уклон не менее 0,002 в сторону сооружений по сбору конденсата.

з) использование несущей способности аппаратуры и трубопроводов большого диаметра для прокладки трубопроводов малых диаметров;

и) применение ингибиторов коррозии;

к) применение неметаллических трубопроводов в соответствии с «Инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб».

2.84. В местах пересечения перекрытия ярусов этажерок трубопроводами, гильзы, ограждающие проемы в перекрытиях, должны иметь высоту над перекрытием не менее 0,15 м. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферных осадков с площадки перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимо предусматривать стояки для слива диаметром по расчету, но не менее 200 мм.

Аварийные трубопроводы должны иметь постоянный уклон в сторону этих емкостей, быть по возможности прямолинейными с минимальным количеством отводов и поворотов.

2.94. Для аварийного отключения блоков и печей нагрева (в случае прогара, разрыва трубопровода и др.) на входе и выходе нефти и газа за пределами площадки, но не ближе 10 м от печей нагрева, следует устанавливать запорную арматуру.

2.95. Наземные аварийные (дренажные) емкости, предназначенные для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или земляным валом высотой не менее 0,5 м и располагать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.

Подземные аварийные (дренажные) емкости следует размещать на расстоянии не менее 9 м от площадки печей. При этом они могут располагаться рядом с другими дренажными емкостями (на одной площадке).

2.96. Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений ЦПС следует проектировать в соответствии с требованиями:

а) Инструкции по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов промышленных предприятий;

б) Указаний по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов предприятий нефтяной и химической промышленности;

2.104. Воздух для нужд КиП должен быть осушен до точки росы по влаге, предотвращающей возможность ее выпадения в воздухопроводах.

2.106. Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый в единую систему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям ОСТ 51.40-83.

2.113. Демонтаж и монтаж трубопроводной арматуры массой более 50 кг должны осуществляться средствами механизации, выбираемыми в зависимости от места размещения арматуры.,

Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов, оборудования и трубопроводов следует преимущественно применять самотечную систему опорожнения.

2.124. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.

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.

г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;

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:

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.

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;

Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого давления.

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);

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);

Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.