VI. Требования к промысловым трубопроводам
72. ПТ представляет собой линейный объект (сооружение) с комплексом технических устройств на нем для транспортирования газообразных и жидких сред (далее - транспортируемые среды) под действием напора (разности давлений) от скважин до запорной арматуры, установленной на входе трубопровода на технологическую площадку (например, ДНС, КС, ЦПС, ПСП, УПН) или на выходе с технологической площадки, до объектов магистрального транспортирования нефти и газа, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.
73. К ПТ относятся:
а) для нефтяных и газонефтяных месторождений:
выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до измерительных установок, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от измерительных установок до узлов дополнительных работ ДНС и УПСВ (нефтегазопроводы);
газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и ДНС до ЦПС;
|
|
|
газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;
газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;
ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;
деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам ДНС и УПСВ;
газопроводы от УКПГ/УППГ до газоперерабатывающего завода и (или) завода СПГ;
конденсатопроводы от УКПГ/УППГ до газоперерабатывающего завода и (или) завода СПГ;
ингибиторопроводы от складов хранения ингибитора до УКПГ/УППГ;
межпромысловые трубопроводы;
б) для ПХГ - трубопроводы между площадками отдельных объектов ПХГ;
в) для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений:
|
|
|
газопроводы-шлейфы от одиночных скважин или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама);
газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин;
трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата;
трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
метанолопроводы;
нефтегазоконденсатопроводы.
Настоящие Правила не распространяются на:
трубопроводы для магистрального транспорта;
трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100°С;
газопроводы сетей газораспределения и газопотребления;
технологические внутриплощадочные трубопроводы, в том числе ингибиторопроводы, метанолопроводы, деэмульгаторопроводы от блоков подачи химреагентов;
задавочные линии и линии сброса на факел.
|
|
|
74. Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация ПТ с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.
75. Техническими решениями должна быть обеспечена компенсация перемещений ПТ от изменения температуры, воздействия внутреннего давления.
76. Применяемые средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное (по причине коррозии) функционирование ПТ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией (документацией).
Способы и средства противокоррозионной защиты должны обеспечивать защиту от внешней (атмосферной) и подземной коррозии, коррозии блуждающими и индуцированными токами, внутренней коррозии (ингибиторная защита, внутренние защитные покрытия, коррозионностойкие стали).
77. Технологические процессы очистки полости ПТ и диагностических работ должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ПТ.
78. Запрещается применение резьбовых соединений на ПТ, за исключением технических устройств, входящих в состав ПТ (например, разделители сред, КИПиА).
79. Проектной документацией может предусматриваться применение неметаллических труб и их соединений.
|
|
|
VII. Требования к ОПО МНГК
80. Объекты сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата оснащаются:
сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;
системой автоматического контроля положения уровня жидкости и давления в сепараторах, отстойниках и резервуарах;
системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.
81. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (буровые установки, пункты измерений, сбора и подготовки, КС) должны быть оснащены рабочей и аварийной вентиляцией с выводом показателей в ЦПУ основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте.
82. На объектах управления следует иметь сигнальные устройства предупреждения об отключении объектов и обратную связь с ЦПУ.
83. На каждый управляемый с ЦПУ объект следует иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.
84. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел или свечу рассеивания.
85. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций должны осуществляться с последующим разделением и утилизацией жидкости и газа.
86. При пересечении технологических трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ, с трубопроводами негорючих веществ последние располагаются снизу.
87. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям МСП, ПБУ, ПТК и МЭ хомутами. Воздушные и выкидные линии не должны располагаться на мостках, рабочих площадках и других переходах через коммуникации.
88. Для безопасного осмотра и обслуживания надводных элементов МСП, ПБУ, МЭ и ПТК предусматриваются люки, ходы, лестницы, перильные ограждения, специальные смотровые приспособления.
89. Для обеспечения одновременного бурения новых и эксплуатации действующих скважин предусматривается расположение устьев скважин, законченных бурением, на нижнем ярусе (уровне) МСП, а при бурении расположение устьев скважин и ПВО - на верхнем ярусе (уровне) МСП.
90. Для ОПО МНГК разрабатываются мероприятия по предотвращению аварийных выбросов и сбросов в окружающую среду нефти, нефтепродуктов и иных углеводородов (в жидкой и газообразной фазе).
91. На МСП, МЭ, ПБУ и ПТК для сбора отработанного бурового раствора, шлама при очистке бурового раствора устанавливаются специальные контейнеры. На месте установки контейнеров устанавливаются поддоны или выполняется герметичное ограждение со стоком жидкости в общую систему сбора сточных вод.
92. Поддоны и герметичные ограждения, монтируемые на ОПО МНГК вблизи устьев скважин, под техническим оборудованием и другими техническими устройствами, соединяются с общей системой сбора сточных вод, снабжаются подходами и трапами.
93. Газ, выделяющийся при продувках и разрядках скважин, введенных в эксплуатацию, выкидных линий и сосудов, работающих под давлением, утилизируется. При невозможности утилизации газ направляется на факел с учетом того, чтобы его тепловое воздействие не превышало допустимые для работников и технологического оборудования значения. Факельный стояк располагается в подветренной стороне жилого блока с учетом преобладающего направления ветра.
94. Перекачка продукта из одной емкости в другую обеспечивается их обвязкой.
95. В начале и конце подводного трубопровода для транспортирования нефти и газа устанавливаются автоматические запорные устройства для его отключения при аварийных ситуациях. Подводные трубопроводы разделяются на секции, между которыми устанавливаются автоматические запорные устройства.
96. На МСП, МЭ, ПБУ должны быть предусмотрены системы аварийной и светозвуковой сигнализации.
Дата добавления: 2021-02-10; просмотров: 119; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!