ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ РАБОТАМ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

«ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ»

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ СБОРА, ТРАНСПОРТА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВНТП 3-77 Миннсфтепром

МОСКВА - 1978

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Государственный ивотитут по «ротированию и исслчдовательским работам в нефтяной промымляннооти

"ГИП РОВОСТОКНВФТЬ"

НОШ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ 0ЛЫ5СГ0В СБОРА, ТРАНСПОРТА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОЛН НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЩЕНИЙ

ВНГП 3-77 Миниафтевром

УТВЕРЖДЕНЫ ПРОТОКОЛОМ ТЕХНИЧЕСКОГО СОВЕЩАНИЯ МИНИСТЕРСТВА НЕФТЯНОЙ ПРОШШЙЕННОСТИ ОТ 28 ФЕВРАЛЯ 1978 ГОДА

Москва - 1978

ctp• 10 BHM 3-7?

зоуерно-пербкямчапггнй блок;

Олек управления*

11 р и м е v и н и я: 1, Шикцадка эамврных установок должны выполняться в соответствии о требованиям "#1кстр.ук-цви по строительному проектирования предприятий эданяй л сооружений нефтяной и газовой проколе кнооти"*

2* Лдя условий Западней Сибири в оостав вачериух установок, располагаемых в пойлах рек, монет входить постамент для размещения блоков установки, кв на ли эталонно Л емкости * другого оборудования,

2.18.    Количество подключаемых к эамераым установкам скважин должно приниматься на основании тохыико-окономичзс-кмх расчетов,

2.19,    3 зависимости от кликатичеоках условий замерно-переключающие блоки уотаисвок следует проектировать б открытом вли утепленном, а блоки управления - в утеплением исполнении•

2.20,    Замерные установки должны обвсеачиьать точность измерения /относительную по нефгги ± 2,Ь%_% по газу - ^ ХОД, по во.пе - ± 62.

2.21.    Замерные установки со мере необходимости должны оснащыься устройствами:

для закачки реагента-деэмульгатора**

для закачки ингибиторов коррозии*

СК11АРА1Ы0ШШ УСТАЬ нКИ

I

2.22.    Сыш рационные установка первой ступени сеиараши неф/ru должны проектироваться олочнима, выошгаэмроьаиными, ; заводского изготовления*

2.23.    Се пн рационные установки должны ара»ы.\т'Ьоя QO паспортным данным эаводоь-из готовите л ей и* как правило, ими с о в овоем составе:

блок сепараторов, типа 11ГС, У КЗ, УЦС;

слои насосов /только ддл СУП/*

&TCS ухреЗДаНЖЯ; rS30CC3C2iCi ifi-Iil Л Др.

: : I » ! и н i i! I. Вдели два сепаразюнззх устано-_t вея дсхязе внсареться в coctEercrsii С треОсзгаяы* VIbot-* PJK5-1 ПС ОТГСЛГJ ЛВВС?<Т ПГСеКТДрОНакаВ предпраятаЗ, S5SHE3 f Ж СССруХЯНаД ВгрТЯЗОЙ X rScOBCi СрСаБЗДаНЕСОТа".

2. Ix* усхсзда SonaxHci CSjiap* s состав гедзаэпасннай

JC^SXC3Sa ViCXiT BXC.SJTb ПССТЯМаВТ ДЛЯ ГеЗМеДсННЯ iiCSOB

уггзнсвлз, 5£3£ii'=zac3-ci smkccti ж друз’ого оОорудоззная.

2.2-i. 3 качества cerspiTopcs следует праменять горазса-гадв-нна вллвратн. Для кертаЗ о Солвлхм содарланаам даока могут применяться версаяядьннг седэраторн.

£»2£. Впсгзволдтгдьность сепараторов но ладяоста для:

а/ оедазапзскянх установок Сез насасоз /07/ делена пра-ВЕИЕТЬСЯ ПС ЛВСПСрТННМ ДЯЕННМ Я SpCSepKTbCH JSCKSTOH но хай— стгухсзм методдвам, утвгрххгннЗ'Н Хпзкгертапроыем;

с/ седарадаонннх узтазозсз с ннсссноЗ откачкой a air а /ЗЛЕ/ следует определять аз расчета не Goxaa I м³ нсыаязхь-aci емкостя сезарат-ора за ICC ы³/сут поступзсдей б на I'd ХгД-ЕССЕГ-.

Бела прсверочньм расчетом выявлена ыеоаходдыость увехж-чезея сепЕразссянсй емкоста седарапаеяЕой установка таза СУЕ, ДЕС, тс следует зредусматраветь Слон долслнательвой еи-хоста б есстветствгг с треЗоваяакхя разного пункте, но за манга осаама сгosрадазнн:2 гызоста, входггей б Злок этой

УСТЯНСВКа.

Срсазз-дательЕОсть сепараторов по тезу следует проверять до дгйствущш метсдакам.

2.28. Во всех случаях раосты едкого насоса ала парвд-дедьнс2 раЗстн двух ж Седее насосов сепарацноякой установка с HHCOCHCi откачкой в трубопровод додлен стреаться грарвк ах совместной роСстз.

2.27, Ира рексЕСтрухгав сувествугоах сепзрецаекннх установок ска должен осяадатьса SacoDHoJ, регулаеущзй ж j предстоя кательЕса арыатурох, прлборйма контроля а аетольятака , пяссгдкэма a лестнаДЕШ для обслужиЕаная в а аеоОхода-мнг случаях - устройством для вводя реагента-деэмульгатора.

X.

стр. и БНГЛ 3-77

I    1

2.26* Для опросе гвяа в апшДОру при ршотвх, ьуАм-

ллк^ке оборудования, Стиве• в прием* Г 10 Of -.щшронни уоте •

НСЬКЙ Оборудуется фРК«ЛО*« ДЛЯ иЖНГЯНИЯ ГЛ8Я 0 '/ОТроЙСТВОМ

для аогагаляя его. Драмвтр стояще 'якала олр#маля*70Я ли ;>i4-4€Tfi про .ту С кв Г638 00 скоростью 16-20 н/ot К. ВЫСОТ* ф|Лв/Ж опредсляетоя саня тарным**, нормаш, во должна бигь на м*нв4 { 1C м.

П р в V. в я а а а в. Пре вынужденном сбросе /временном/

| ГЕ»а вс время добыча нг£?в г в скьагян о давлением на уоть*

[ ЮС *гс/см2 е более я газовом фокторо 200 м³/т м белея диа-метр декеле для они га на я рассчитывать, асыдя я» скорости ас-твченгя Гбва 60—100 u/сек. Вьоота фкела до. «дна определлтьод расчетом.

ЫЖИЛИ^Е ТРУБОПРОВОД СП* СОДХИН И НЬЭТЕГАЗОПРОВОД

2.29.    При проектировании выкидных трубопроводе» от снижен, нефтегазопроводов не«фгнюи месторождений следует руно-ведетвовотьол "Указсниими по применению оталышх труб в г«-ьовбй промысленноити", СКаЛ "Магистральные трубопроводы*

Нормы проектароввния", а также требоъаниямн цаето/идах норм,

2.30.    1д&мвтри выкидных трубопроводов от окыыин до *л-меринх уотььоьск должны рассчитываться по ыакоимально^у iu-схту скважин по жидкоот* и гаву, а диаметры ыыргвгаэоарово- i дсь - исходя еъ среднего дебита сквиняи, определяемого по комплексной схеме и проекту разработки нефтяного меоторо*д%~ j кчя со гад максимальной добычи к расчетной длакосла ЖИДКОСТИ и Г666.

2.31.    Гидравлический расчет трубопроводов ира движении по ним жидкостей в однофазном состоянии следует ирояезоддть по формуле Дарси-Ьай оба ха*

2.32.    Гидравлические раочети трубопроводов ирд дыженхн по ним нефтегазовых смооиЙ следует производить по методика, разработанной институтом "Гипроаосгокнирге^-*

2.33.    Ьымидные трубопроводы от скважин должны про кти- | роваться ь одну нитку. Продет иродом* ь две натки доиускает- j _.ся только при соответствующем тьхчако-аконоуцчзском обосио- j

* ^{1 1} """^,1" '" "»■'■' »■■' ....... ■    ■    >'■•■■■.    ■■■'»    *»w.^    «V**. - - ►    « мч *»»<» <«»» ■** ...    ^

1

ванаи.

2.34.    Для ьиловязких нефтей /о вязкоотыа до 0,2 стоков при тешарахурз 20° 0/, отлагающих пароли, выкидные трубопроводы ох скважин должны проектироваться оо специальным покрытием внутренней поверхности /отекло, эмаль, лаки и др./ или должны предусматриваться средства очистки внутренних

5 отенок трубопроводов от парафина /установка камер запуска j и приема очистных устройств, установка патрубков для пропар-ки ала ввода растворителей и др./.

2.35.    На трубопроводах, транспортирующих высокоээотавз-j ющие нейти типа мангншлакскях /о температурой застывания

I + 25 *- 30°С/, следует предусматривать комплекс инженерных решений /путевой подогрез, теплоизоляция и т.д./, обеспечи-! вещах поддержание температуры нефти на воем ее пути на 5°С | выше температуры застывания. Необходимость таких решений для i ! нефтей с температурой застывания ниже +25°Сдолжна определять-! ся проектом в каждом конкретном случав на основании данных ■. пробной эксплуатации и технико-экономических расчетов.    [

2.36.    Гидравлический расчет газопроводов следует производить по формулам Бей?,аута или института ВНИИШтреногаэ.

2.37.    Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, должны устанавливаться кон-деноато-оборники, размещение которых по трасое газопровода необходимо предусмотреть в наиболее низких меотах рельефа местнооти. Суммарный объем их должен обеолечить прием конденсата, образовавшегося в течение двух суток, на расчетном участка его выпадения. Удаление конденсата должно производиться периодически в герметичные передвижные емкости. В отдельных случаях следует предусматривать автоматизированную продувку конденсата в кондеисатопровод.

I    2.38. Для передавливания конденсата в коцценсвтосбор-

нпки с участков гликрорельефа следует применять пропуск шаровых разделителей, для чего на газопроводах предусматривать узлы запуска и приема шаров по диаметру принятых Газопроводов.

стр. к кт 3-77

I

ДОММКЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ /Ж/

2.39.    Дожимные насоопые станции транспорта гаэонасы- j щенпой нефти с отдаленных от ЦЯС месторождений или участков ! крупных месторождений должны проектаровзться, как правило, ; блочными, автоматизированными, заводского изготовления без i постоянного обслуживающего персонала.

2.40.    При соответствующем техяако-экономическом сбоеяо-j ванна при дожимных насосных станциях /ДНС/ могут расяола- j гатьоя установки предварительного сброса пластовой воды /он. п.п. 2.51 - 2,53/,

2.41.    В качестве сепараторов первой ступени сепарации j на ДНС следует применять горизонтальные аппараты со одеци- ; алышм внутренним оборудованием.

2.42.    Производительность сепараторов по жидкости для ДНС следует определять в соответствии с требованиями п,2.25 ; "б" настоящих "Норм". Производительность сепараторов по газу следует проверять по действующим методикам,

2.43.    На отдаленных от центрального пункта сбора /ЦПС/ ' тожамных насосных станциях /ДНС/ должны предусматриваться горизонтальные технологические емкости, работающие под дав-! лением, равным давлению сепарация. Суммарный объем этих ем-| костей должен приниматься из расчета не более двухчасового запаса объем поступающей жидкости на ДНС при количестве _: их не более шести. При количестве более шести наибольшего единичного номинального объема, выпускаемого промышленное- ! тью, следует устанавливать, как правило, один вертикальный j резервуар типа РБС, объемом не более 3000 м³. Б Этом случае должна предусматриваться концевая сепарационная установка с горизонтальным сепаратором, расположенным на постамен-; те, ооеспечивающим самотечный слив раз газированной нефти в резервуар.

При нормальном технологическом процессе работы ДНС технологические горизонтальные емкости /а также и РБС/ должны быть свободными от нефти.

Примечания: I. ДНС производительностью более 3,0 млн. т/год проектировать не рекомендуется.

2.    ПрИ    ДНО    в    грудиодосту"НКк K0CT3X отделы- (

; кьт кефтедобнгепкхх районов /Ъкмтяья область, Коми АССР/    |

{ суилгрнлй объем резервуаре ъ типа РВО доджей зри их. меться из    j

j расчете 6-12 часового голосе объема поступавшей едкости.

I Количество ?ЬС и г; яоигкзяьикй единичный ойш определяется } [ 7г«ико-®кскс«чеок2дг расчетами.

3.    Для уникальных нефтяных месторождений типа Сгмотяор- }

j скоте, Рокалкияского ДН2 должна проектироваться по индивиду- [ | ельник проектам на со кованая технгно-экояомичеоких расчетов, j i    i

2.^4. луфаркае 'дкостя следует располагать таким обра- I j гоя, чтоб* статический напор столба жидкости, образуемый I разницей высот между казнам уровнем яадкоста г самой отда-. легкой емкости и ось» приемного патрубка насосе ДНС превышал • сумму величин линейках и местных потерь во всасывающем трубо-] ! проводе насоса, разкапп геодезических высот емкости и насо- j ! са и упругости паров перекачиваемой едкости пра расчетной j температуре.

2.45. Приемный коллектор между емкостью сепаратора и не сосем следует прокладывать с уклоном з сторону насосов, набегая изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.

2.48. Для сброса газа в атмосферу пря отказе в приеме гага, ремонте, профилактике оборудования, порыве газопровода предусматривается факел для ска ганал газа, оборудованный по требованиям я. 2.28.

2.47. Проектирование иефгенесосной ДГО следует вести в соответствия с требованиями пп, 2.78 г 2.82, 2.85, 2.86 настоящих "Норм”.

о. СОСРУМШ Т2ХЯСЯ0ГЛЧБСХ0Г0 КОМПЛЕКСА, РАШЙ&айЕ НА ЦВД’РАЛЪНСМ ПУНКТЕ СБОРА, ТРАНСПОРТА, ПОДГОТОВКИ НИТИ, ГАЪА Л БОЛУ

СЕПАРАЦИОНШЕ УСТАНОВКИ

2.48. Сепараодокнне установки всех ступеней сепарации нефти должна проектироваться блочными, сьтожетиэированныма, I заводского изготовления а должны приниматься по паспортным !

Настоящие нормы институтом "Гипровостокнефп," Миинстор-ства нефтяной промышленности приведены в соответствие о требованиями "Инструкции о порядке разработки новы* я пересмотра действующих норм технологического проектирования "СИ 470-76, пвсвиз Госотроя СССР от 29 вилл 1975 г. Л А Б-3545-20/14.

С введением настоящих "Норм" утрачивают оилу "Нормы тех-J нологяческого проектирования я технико-экономические показа- j теля объектов сбора транспорта, подготовки нефти, гооа я воды/ нефтяных месторождений". ВСН 3-74.

В работе принимали участие -

А.В. Зарецкая /руководитель работу^ А.П. Филатов, Ю.Н. Дмитриев, П.Л. Гинзбург, В.И. Старостина, С.В, Мурашкин, В.В. Степанов, Р.А. Яковлева, С.О. Мудюгин.

~ >/j

ОШЕ ПОЛОЖЕНИЯ

товых и промышленно-дождевых вод, заводнения нефтяных пластов водоснабжения, канализации, контроля и автоматизации этих объектов Министерства нефтяной промышленности.

При реконструкции или расширении действующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую или расши

ряемую часть.

1.2. Нормы не распространяются на проектирование объектов гааовых и газоконденсатных месторождений, подготовки и

переработки природного газа, переработки нефтяного газа, хранения и транспорта сжиженных газов, окладов для хранения нефти и нефтепродуктов, магистральных неф/ге- и продуктопроводов, газопроводов, объектов морских и шахтных нефтегазодобывающих

предприятий, на проектирование блочного оборудования.

1.3. Ори проектировании объектов нефтегазодобывающих предприятий, наряду с настоящими нормами технологического проектирования, следует руководствоваться действу-Лт-» норма тинными документами: строительного проектирования, но технике

Внесены Государственным институтом по проектироганяю и исследовательским работам в нефтяной поокышленности "Гапровостокыефть"

j doaonaoHooTi. и охране труда, пожарной йвзопаонооти.санитврии,

{ также другими нормативными документами, отражающими олепифи-I чеоние условия строительства объектов не:,'тегаэодобнваювдх предприятий /в оейсмичооких районах, в районах вечной мерзло- ! ты, о каротовнми образованиями, в районах горных выработок, прооадочных грунтов, пуотынь/.

1.4.    Отступления от настоящих норм допускаются, еоли ' предлагается новое, более прогрессивное проектное решение и | обеспечиваются высокие технико-экономические показатели при j равной или более выоокой надежности оборудования. При отсту- j

> пленим от норм домны проводиться соответствующие обоснования,,

I подлежалие утверждению совместно о проектом.    ;

1.5.    Технологический комплеко обора, транспорта и подго- , тонки нефти, газа и пластовой воды должен обеопечивать прозе- ■ дение технологических процессов для получения товарной про- ) дукции заданного качества:

для неу'/ги - от скважин до сооруже.шя магистрального транспорта нефти;    ,

для rasa - от пунктов сепарации до сооружений магист- | рального транспорта газа /ГПЗ, КС, сероочястяых сооружений и др./;

для плаотозой воды - от пунктов отделения воды от нефти | до пунктов ее использования /заводнение нефтяных пластов, по- | глошащие окввжины/.

1.6.    Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и волы должна предусматривать максимальную централизацию объектов технологического комплекса подготовки, транспорта неф/ти, теза и ялаотовой воды на площадке центрального пункта j сбора /ЦПС/.

В тех случаях, когда это подтверждается технико-экономи- j ческой целесообразностью, допускается размещать технологачес- j кие объекты и сооружения на отдельных участках месторождений j и отдши(!.<х месторождениях.

1.7.    Проектирование объектов и оистем должно выполняться J с учетом последних достижений техники и то люлогии, с необ- ¹ ходимой отепснью автоматизации и механизации производственных процессов, очередности строительства и ввода объектов в

| эксплуатацию. При этом должны максимально использоваться | блочное, блочно-комплектное оборудование, установки и сору-женин заводского изготовления, типовые проекты и экономичные индивидуальные проекты повторного применения.    \

Индивидуальное проектирование объектов разрешается в ) случаях, когда указанные выше оборудование и проекты не удовлетворяют по параметрам /производительности, давлению и пр./ предъявляемым требованиям, с учетом максимального использования элементов и узлов блочного и блочно-комплектного исполнения, а также когда они соответствуют уровню техники и технологии.

1.8.    Техническая характеристика блочных и блочно-комп

лектных установок при проектировании должна приниматься по г паспортным данным заводов-изготовителей и проверяться раоче-| том с учетом конкретных условий работы этих установок и физи-j ко-химяческих свойств продукции скважин.    j

1.9.    Суммарная мощность /производительность/ объектов \ или установок в блочном исполнении должна рассчитываться ио-| ходя из максимального объема поступающей продукции скважин, расчетного времени работы их с учетом очередности ввода объектов в эксплуатацию. При этом должно приниматься минимальное количество технологических блоков /аппаратов/ и установок с максимально возможной единичной их мощностью.

1.10.    Размещение оборудования на открытых площадках в зависимости от климатических условий следует производить в соответствии о перечнем технологического оборудования, утвержденным [Министерство^ нефтяной промышленности.

2. СБОР, ТРАНСПОРТ, ПОДГОТОВКА НЖГИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

2Л. Проектирование объектов обустройства нефтяных месторождений нефтедобывающих районов следует осуществлять на базе ^нУнифицированных технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов", утвержденных Миннефлепромом.

2.2. Технологические схемы комплексов должны обеспечи-веть сбор, транспорт, подготовку нефти, газа и водь при ус-

-

ловиа макоимлыгого и о поли ом пил анергии плоото иля глубинных нпоооов.

8.3* Технология комплексов обора, транспорта, подготовки нефти, газа и подл должны обеопечиватм

а/ замер продукции оквожин по нефти, вода я газу; б/ герметизацию обора и транспорта нефм и го а а но воем пути движения продукции окно им hi

в/ оперативный учет суммарной добычи нефти, вода я газа по отдельным месторождениям я учаоткам крупных месторождений} г/ подготовку продукции окмжин к дальнейшей ее обработке}

д/ оепарацию нефти от газа;

е/ предварительное обезвоживание нефти, совмещенное о очиоткой шшотовой вода}

ж/ глубокое обезвоживание нефти}

з/ обеоооливание нафта /еоли это требуетоя по условиям одачи товарной продукции/;

и/ утилизацию тепла, повторное использование реагенте путем возврата дренажной воды в оиотему подготовки нефти} к/ утилизацию тепла товарной нефти с температурой ее подготовки выше 40° С при ооответотвующем обосновании}

л/ в необходимых случаях онижение унругоотй паров товарной нефти}

м/ коммерческий учет товарной нефти на потоке; н/ подготовку нефтяного газа; о/ коммерческий учет нефтяного газа,

8.4. В ооотав объектов технологического комплекса сбора нефти и газа, располагаемого на территории месторождения, могут входить:

а/ обуотройотво уотьсв эксплуатационных окважан} б/ выкидные трубопровода от скважин и нефтегазопроводы} в/ "амерный уотановки /ЗУ/} г/ оеиарациошше уотановки /СУ, СУН/; д/ дожимные нефганаоооныа отанции /ДНО/} е/ уотановки предварительного сброса Изотовой в< ды; ж/ блоки подачи химреагента и ингибитора коррозии, которые могут разметаться в одной или неоколышх точках технологического комплекса сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и води /например, на устье скважин. ЗУ, ДНО, СУН и т.д./.

ИНТИ 3-77 отр. 7

Й,Ч, U осотам объектов технологического комплекса обо-И, г 1*шчшцпи, иш'о тонки нефти, rasa и вода, ре о пола гее мода >ш имтралашт пункта обора /ШЮ/, как превило, должки »>одаН1

«/ oonepaiywi iwe уотеновки коек отупелой сепарации;

<)/ установки предварительного оброоа плеотовой воды; в/ установив подготовки нефти;

Г/ неф!«даоосине станции; д/ рчаервуарнме парки;

а/ блоки додачи химреагенте я ингибитора коррозии;

*/ установки коммерческого учете нефти не потоке; а/ установки подготовки вода /ом. Канализация/; о/ установки осушки и очистки газа; к/ гавономнресоорние отакциа; л/ уе/подоги веские трубопровода и другие инженерные

нети;

м/ сооружения оборе парафина и продуктов еечиотки;

н/ фвияльнея системе»

2*6» Все сооружения и инженерные сети по водоснабжении, дададиаап/и, злектро- и теплоснабжению, очистным сооружениям я др«, проектируемые да ЦДС для объектов подготовки, транспорта нефти, даза и вода, должны решетьоя как адидая общая ОйСтеиа, о учетом требований п. 2,4, "Инструкции по строитель-■ иому проектированию нредариятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности*’,

2,7, Необходимость проектирования раздельного сборе и тредапортс разносортных нефтей и газов /соответственно обводненных и безводный, сернистых и бесоернистых/ в каждом отдельном случае должна определияться из основз/ши техшко-ЪНшашчмкях расчетов с учетом полевого назначения исполь-яштн нефти и газе и возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, давя и воду/,

2,У, Количество ступеней и давления сепарации нефти )фммч определяться дохода из снергетических возможностей Ш-п'Ш/л залежи, целевым [«значением использования газа и Ч-НМЮШ'ЯЧШМ! схемой яослелущей подготовки и транспорта иефди и газе до пунктов их потребления.

•ir

ШхЛШПиЬЕ

2.У, С№р И ТрЯНОНОрТ Припиши о НIU1 ЯП и ЧИ[мВ ВОЙ 14 ь-НОДОГ«Ч40ККе УСТЯ ИОНИИ, МШГ1Ш1 I lymcru «С ПОДГОТОВКИ, должеш Про ТТИрОВПТЬОЯ ЯП ОЧвТ ГДПЛЧ1МН НИ У'П1.<. ЧИНИЛА И, Когда то-¹ ГО ДЯНЛОИПЯ нолоотяточно, трятнюрт продукция окно дин допускается ПрОвКТИрОВИТЬ пл о оса ми 0иЛЯрИЦИ0М1ШД yor/nioiio* идя ДОЖИШШХ НПООСИНХ СТАНЦИЙ, ИОТОрЫ» И 910U ЧЛ'/'ШП ш>гут рво-ПОЛйГОТЬСЯ 11/4 ИЧОТОрОЖЛИНИИ, ИЛИ (I OOOTOJM .УОТ/IHOНИИ ПОДГОТОВКИ ИР 1лИ МОГУТ ПраДуоМСТрИНИТЬСЯ ШМООП ДЛЯ ОбосПмНеИЯН требуемых давлений технологического Прониной ии подготовки, 1раиспорт гоав от оонарициоиимх установок должен проектироваться бвокомлреооорним опоообом до пунктов ого потреблении. Решение о транспорте продукции ок нажин насосами оеларационшх уотвнопои, рвнмищеиие их ян месторождении, tipямоионив ипоо-00В на УОТОНОВКОХ ПОДГОТОВКИ Hefl/t'H ДОЛЖНО ОбООИОНЫННТЬСЯ техиико-екоиомичсскими раочогими.

2.10.    Трниопорт газа о концевой отупени сепарации доджей проектироваться о учотом возможности подочи иго на пункты переработки о выбором опоооба ия оснолопии тнхниио-вкономи-чески1 расчетов.

2.11.    При проектировании объектов обора нефти и газа о разведочных скважин в качестве временного решении допускается сброо неиспользуемого гааа па |пкел.

в. СООРУЖЕНИЯ ТШШШГИЧВО’КОГО КОМПЛЕКСА СЮРА, ТРАНСПОРТА ИШ'И И ГАЗА,

РАЗ!лМ|АИ,Ш ИА МЮТОВОШШШИ

ОЕУОТРОЙСШ УОТ НИ) ОКОИЛУАТАЦИОШШ ИИФШЬХ .ШАКИН

2.12.    При проеитирппинии обустройство устьев оквимин оледуот применять дойотвунцио типовые проекты.

2.13.    При обустройстве устьев онвккик всех типов должны предусматриваться»

- приуатьелал площадка, илошндки под ивродкижннв мостин, площадка под ромонтпый пгрогвт, пкори оттяжки, namuuua-аионшш емкость &

ВНТП 3-77 C7p. 9

дополнительно оборудуются:

-    фонтанная скважина - лубринаторной площадкой;

-    скважина, оборудованная станком-качалкой - фундаментом под станок-качалку}

-    скважина, оборудованная злектропогружным насооом -станцией управления ЭЦН.

Яряуотьеоая территория вокруг скважины долина обеспег-чивать размещение и нордальнов передвижение специальной техники для проведения исследовательских, технологическах в ремонтных работ в процесса ее эксплуатации, а также недопущение загрязнения окружающей среды и долина приниматься в соответствии с требованиями "Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин" СН 469-74.

2.14.    При проектировании обустройства устьев куста /группа/ скважин следует руководствоваться дополнительными нормативными требования:® Министерства нефтяной прокыклзн-ноота.

2.15.    На площадке устья скваннн при необходимости следует предусматривать:

узлн для 8апуска очистных устройств ьыкадннх трубопроводов от парафина;

устройства для закачки реагента-деэмульгатора;

устройства для закачки ингибитора коррозии.

ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

2.16.    Установки для замера продукции скзакан по нефти, воде v газу долины проектироваться блочными, автоматизированными, групповыми. Индивидуальные установки могут проектироваться только для отдаленных разведочных а высокодабит-ных эксплуатационных фонтанных скважин /о дебитом более ЮС! т в сутки/, измерение иродукции которых не обеспечивается серийно выпускаемыми замерными установками.

2.17.    Замерные установки, должны приниматься по паспортным данным заводов-изготовителей. В своем составе она могут иметь: