герб

ГОСТы

флаг

Регламент по подключению объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО « АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ПО ПОДКЛЮЧЕНИЮ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ
К МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

Утвержден 20 апреля 2001 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий Регламент по подключению объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам определяет порядок подготовки и форму составления технических условий (приложение 1 , 2) на подключение объектов нефтедобычи к существующим магистральным нефтепроводам системы ОАО « АК «Транснефть».

1.2. Технические условия по подключению объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам выдаются ОАО «АК «Транснефть».

1.3. Технические условия на подключение объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам (МН) выдаются нефтедобывающим компаниям по их письменному запросу, направленному в ОАО «АК «Транснефть» и ОАО МН.

1.4. После получения исходных данных от нефтедобывающей компании по ежегодному объему подкачки нефти на период до 10 лет, режиму подкачки с указанием часовой подачи, максимальной суточной подачи и объему в течение месяца, характеристике нефти в соответствии с ГОСТ 9965-76 и ТУ 39-1623-93, а так же вязкости и температуре застывания, ОАО МН в течение 5-ти дней готовит проекты технических условий на подключение к МН в соответствии с приложением 1, 2 в зависимости от схемы подключения и направляет все материалы в ОАО «АК «Транснефть». В проекте технических условий на подключение должны быть указаны сведения:

- схемы нефтепровода от объекта нефтедобычи до подключения к магистральному нефтепроводу;

- расчет о наличии и величине резервной мощности нефтепровода или ее отсутствие;

- расчет о наличии объема свободной емкости или ее отсутствие на НП С, на которой планируется подключение;

- величины допустимой вязкости принимаемой нефти.

1.5. Технические условия на подключение готовятся Департа м ентом технического развития и эксплуатации трубопроводного т ранспорта с учетом предложений Департамента транспорта, учета и качества нефти, службы главного метролога и Департамента информационных технологий ОАО « АК «Транснефть».

1.6. В технические условия включаются требования о предоставлении на экспертизу в ОАО МН и ОАО Гипротрубопровод технического задания на проект, разработанного нефтедобывающей компанией.

1.7. Срок подготовки технических условий - 10 дней с даты поступления в «АК «Транснефть».

1.8. Согласованные технические условия на подключение объекта нефтедобычи к магистральному нефтепроводу представляются на подпись Первому вице-президенту ОАО «АК «Транснефть».

1.9. Срок действия технических условий с даты выдачи - 1 год.

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА ПОДКЛЮЧЕНИЕ К СУЩЕСТВУЮЩИМ МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

2.1. Технологические схемы подключения объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам

2.1. 1. Подключение объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам производится на НПС. Предусматриваются следующие схемы подключения:

- Схема 1. Подключение объектов нефтедобычи на НПС с емкостью (рис. 1). Для подключения объектов нефтедобычи на НПС должна быть свободная емкость резервуарного парка, исходя из 2 -3 суточного объема нефти, принимаемого от объекта нефтедобычи, и нефтедобывающей компанией должна быть построена резервуарная емкость в недостающем объеме.

- Схема 2. Подключение объектов нефтедобычи на промежуточной НПС при подкачке нефти на прием магистральной насосной (рис. 2). Для подключения объектов нефтедобычи нефтедобывающей компанией должна быть построена емкость из расчета 2 -3 суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи.

2.1.2. Решение по выбору точки подключения на трассе непосредственно в нефтепровод в каждом конкретном случае принимается, исходя из условий обеспечения безопасной работы, возможности приема в магистральный нефтепровод запрашиваемых объемов подкачки нефти и технических условий на подключение.

2 .1. 3. В технических условиях на подключение должны быть указаны параметры принимаемой нефти, в том числе допустимая величина вязкости.

2.1.4. При подключении объектов нефтедобычи к МН поставщи к ом нефти должны быть обеспечены:

- строительство коммерческого узла учета нефти с Т П У, с блоком контроля качества и стационарной химлаборатории в соответствии с действующими на момент строительства требованиями, по техническим условиям и ТЗ, согласованными с ОАО « АК «Транснефть»;

- организация контроля качества нефти в объеме требований ГОСТ 9965-76 и ТУ 39-1623-93, а также реологических показателей нефти (кинематической вязкости, температуры застывания и др.);

- выполнение мероприятий по защите окружающей среды от возможных загрязнений нефтью или ее парами и согласование их с инспектирующими организациями;

- разработка проектной документации на подключение;

- проведение согласования проектной документации с ОАО МН и ОАО «АК «Транснефть»;

- проведение метрологической экспертизы проекта УУН во ВНИИР Госстандарта России;

- проведение метрологической аттестации У НН организацией Госстандарта РФ с участием представителя ОАО «АК «Транснефть» перед вводом в эксплуатацию узла подключения.

2.2. Автоматизация управления технологическими процессами подкачки нефти на НПС магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

При подключении объектов нефтедобычи к МН поставщиком нефти должны быть обеспечены:

- автоматизация технологического оборудования, устанавливаемого на площадке промежуточной НПС, в соответствии с РД -1 53-39.4 «Автоматизация или телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»;

- телефонная связь оператора ПСП с оперативным персоналом НПС МН и диспетчерской службой РНУ;

- каналы для передачи данных;

- передача информации о работе оборудования (узел учета, лаборатория анализов, резервуарн ы й парк, подпорная насосная, установка подготовки нефти) по системе телемеханики в операторную НПС ОАО МН и в диспетчерскую службу РНУ. В состав передаваемых параметров входят:

- о т УУН:

- мгновенный и суммарный расход нефти, через УУН;

- данные о количестве и качестве нефти в соответствии с ГОСТ 9965-76, ТУ 39-1623-93;

- уровень в резервуарах;

- процент открытия регулятора расхода;

- сигнализация положения задвижек в узле подключения (открыты, закрыты);

- сигнализация состояния подпорных насосов (работают, не работают);

- давление на выходе подпорной насосной;

- От РД П:

- задание регулятору расхода;

- команды управления задвижками узла подключения (открыть, закрыть);

- команды управления подпорными насосами (включить, отключить);

- перечень передаваемых параметров может уточняться ОАО МН и ОАО « АК «Транснефтью» при составлении технических условий на подключение объектов нефтедобычи к магистральному нефтепроводу в зависимости от конкретных условий приема нефти.

Приложение 1 (схема 1)

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на подключение объектов нефтедобычи _______________________
к магистральному нефтепроводу ______________________________

I . ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1. Подключение осуществляется на НП С ____________________

2. Для обеспечения приема нефти в объеме __________ млн. т/год нефтедобывающей компанией ________________ должны быть построены следующие сооружения:

- Резервуарн ы й парк из расчета _______ суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи;

- Подпорная насосная;

- Системы измерения количества и качества нефти с ТПУ в количестве _______;

- Стационарная химлаборатория согласно «Типовому положению о химлабораториях РД39- 01 471 03-354-89».

3. Рабочее давление в месте подключения _____ МПа;

4. Величина вязкости сдаваемой нефти должна быть не более _____________ сСт.

II . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИЗАЦИИ

1. Обеспечить автоматизацию технологического оборудования в соответствии с РД -1 53-39.4 «Автоматизация или телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

2. Проектом предусмотреть строительство линии связи и обеспечить каналы для передачи данных о работе оборудования объекта нефтедобычи по системе телемеханики в операторную Н П С ________________ и диспетчерскую службу РНУ _______________. В состав передаваемых параметров входят:

- мгновенный и суммарный расход нефти, через УУН;

- данные о количестве и качестве нефти в соответствии с ГОСТ 9965-76, ТУ 39-1623-93, вязкости и температуре застывания;

- уровень в резервуарах;

- процент открытия регулятора расхода;

- сигнализация положения задвижек в узле подключения (открыты, закрыты);

- сигнализация состояния подпорных насосов (работают, не работают);

- давление на выходе подпорной насосной.

3. Обеспечить телефонную связь оператора П СП с оперативным персоналом НП С _____________________ и диспетчерской службы РНУ __________________.

III . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И КАЧЕСТВА НЕФТИ

1. Обеспечить проведение учетных операций в соответствии с «Типовыми требованиями. Система измерения количества и качества нефти для учетных операций при транспортировке нефти», утвержденными ОАО « АК «Транснефть» 02.03.99 г. и согласованными ГНМЦ ВНИИР Госстандарта РФ.

2. Обеспечить сдачу нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 9965-76 и ТУ 39-1623-93, с учетом реологических показателей (кинематической вязкости, температуры застывания) нефти, позволяющих ее транспортировку по системе магистральных нефтепро в одов.

IV . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ НА РАЗРАБОТКУ ПРОЕКТА

1. Разработка проектной документа ц ии выполняется в соответствии с требованиями нормативной документации:

- СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений»;

- СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;

- СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы»;

- ВНТП 2 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»;

- «Правила охраны магистральных нефтепроводов».

2. Техническое задание на разработку проекта подключения должно иметь экспертное заключение ОАО ____________________ МН и ОАО «Гипротрубопровод».

3. Техническое задание на разработку проекта согласовать с ОАО «АК «Транснефть» и ОАО « _________________________ МН».

4. Проведение метрологической экспертизы проекта УУН во В НИИР Госстандарта России.

5. Обеспечить выполнение мероприятий по защите окружающей среды от возможных загрязнений нефтью или парами и согласование их с инспектирующими организациями.

6. Обеспечить проведение метрологической аттестации УНН организацией Госстандарта РФ с участием представителя ОАО «АК «Транснефть» перед вводом в эксплуатацию.

7. Срок действия технических условий 1 год с даты регистрации в «АК «Транснефть».

Приложение 2 (схема 2)

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на подключение объектов нефтедобычи _________________________
к магистральному нефтепроводу ________________________________

I . ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1. Подключение осуществляется на НПС _____________________

2. Для обеспечения приема нефти в объеме ____________ млн. т/год нефтедобывающей компанией ______________________ должны быть построены следующие сооружения:

- Резервуарн ы й парк из расчета 2-3 суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи;

- Подкачиваю щ ая насосная;

- Система измерения количества и качества нефти с Т П У;

- Стационарная химлаборатория согласно «Типовому положению о химлабораториях РД39-0147103-354-89 » .

3. Максимальное допустимое давление в месте подключения не должно превышать ____ МП а.

4. В месте подключения к нефтепроводу предусмотреть тройник заводского изготовления, исходя из параметров подключаемого нефтепровода, обратный клапан, расположенный между задвижками.

5. Величина вязкости сдаваемой нефти должна быть не более _______ сСт.

II . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИЗАЦИИ

1. Обеспечить автоматиза ц ию технологического оборудования в соответствии с РД-1 53-39.4 «Автоматизация или телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

2. Проектом предусмотреть строительство линии связи и обеспечить каналы для передачи данных о работе оборудования объекта нефтедобычи по системе телемеханики в операторную НПС _________________ и диспетчерскую службу РНУ ______________.

В состав передаваемых параметров входят:

- мгновенный и суммарный расход нефти, через УУН;

- данные о количестве и качестве нефти в соответствии с ГОСТ 9965-76, ТУ 39-1623-93, вязкости и температуре застывания;

- уровень в резервуарах;

- процент открытия регулятора расхода;

- сигнализация положения задвижек в узле подключения (открыты, закрыты ),

- сигнализация состояния подпорных насосов (работают, не работают);

- давление на выходе подпорной насосной.

3. Обеспечить телефонную связь оператора ПСП с оперативным персоналом НПС ______________________ и диспетчерской службой РНУ ____________________.

III . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И КАЧЕСТВА НЕФТИ

1. Обеспечить проведение учетных операций в соответствии с «Типовыми требованиями. Система измерения количества и качества нефти для учетных операций при транспортировке нефти», утвержденными ОАО « АК «Транснефть» 02.03.99 г. и согласованными ГНМЦ ВНИИР Госстандарта РФ.

2. Обеспечить сдачу нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 9965-76 и ТУ 39-1623-93, с учетом реологических показателей (кинематической вязкости, температуры застывания) нефти, позволяющих ее транспортировку по системе магистральных нефтепроводов.

IV . ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ НА РАЗРАБОТКУ ПРОЕКТА

1. Разработка проектной документации выполняется в соответствии с требованиями нормативной документации:

- СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений»;

- СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;

- СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы»;

- ВНТП 2 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»;

- «Правила охраны магистральных нефтепроводов».

2. Техническое задание на разработку проекта подключения должно иметь экспертное заключение ОАО ___________________ МН и ОАО «Гипротрубопровод».

3. Техническое задание на разработку проекта согласовать с ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «________________________ МН».

4. Проведение метрологической экспертизы проекта УУН во ВНИИР Госстандарта России.

5. Обеспечить выполнение мероприятий по защите окружающей среды от возможных загрязнений нефтью или парами и согласование их с инспектирующими организациями.

6. Обеспечить проведение метрологической аттестации У НН организацией Госстандарта РФ с участием представителя ОАО «АК «Транснефть» перед вводом в эксплуатацию.

7. Срок действия технических условий 1 год с даты регистрации в «АК «Транснефть».


Рис. 1. Подключение объектов нефтедобычи на Н П С с емкостью

Рис. 2. Подключение объектов нефтедобычи на промежуточной НПС при подкачке нефти на прием магистральной насосной


СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения . 1

2. Технические условия на подключение к существующим магистральным нефтепроводам .. 2

Приложение 1. Технические условия на подключение объектов нефтедобычи к магистральному нефтепроводу . 3

Приложение 2. Технические условия на подключение объектов нефтедобычи к магистральному нефтепроводу . 4

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Гост 15150 Гост 8240 97 Гост бетон Календарный план Момент затяжки болтов Перечень работ повышенной опасности Периодичность технического обслуживания Плотность нефтепродуктов Рмг 29 99 Сварка арматуры гост Снип гаражи Состав рабочей документации Состав рабочей документации в строительстве Условные обозначения Швеллер сортамент