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