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.;

м) применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектов производственно-вспомогательного назначения;

н) использование суперблоков, проектирование центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;

п) применение блочных автоматизированных КС повышенной единичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, в том числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;

р) применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;

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.

1.4. При проектировании объектов обустройства нефтяных месторождений, в продукции скважин которых имеется высокое содержание сероводорода, до разработки отдельной инструкции специализированной организацией, следует руководствоваться следующими нормативными документами:

а) "Инструкцией по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород (содержание сероводорода до 6% об.)" Миннефтепрома и Госгортехнадзора СССР и дополнением Госгортехнадзора к разделу 5 данной Инструкции;

б) "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ" Миннефтепрома;

в) ГОСТ 17365-71;

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

д) "Рекомендациями по выбору материалов, термообработке и применению труб на месторождениях газа, содержащего сероводород" Мингазпрома.

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:

а) предотвращение попадания в добываемую нефть, газ и сточные воды кислорода из атмосферы;

б) исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;

в) снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

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:

а) термообработка аппаратов, труб и сварных швов;

б) применение коррозионно-стойких материалов;

в) химическая нейтрализация агрессивной среды;

г) защита оборудования антикоррозионными покрытиями;

д) применение ингибиторов коррозии.

1.7. Проекты обустройства должны выполняться на основании утвержденных схем (проектов) разработки, проектов пробной эксплуатации (ППЭ) и другой технологической проектной документации, разрабатываемой в системе Миннефтепрома.

Технология проведения отдельных процессов, основные технологические параметры подготовки нефти (время, температура, расход реагента и др.), газа и воды, материал труб, оборудования и антикоррозионные мероприятия для сред с высоким содержанием сероводорода и других агрессивных компонентов, размещение блоков дозировки химреагентов в системах сбора и транспорта нефти и газа должны приниматься по данным научно-исследовательских институтов, утвержденных в установленном порядке их руководством.

Указанные материалы должны представляться проектным организациям до начала проектирования.

1.8. При выборе технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды следует руководствоваться "Унифицированными технологическими схемами комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды" Миннефтепрома.

1.9. Технологический комплекс сбора, подготовки нефти, газа и пластовой воды включает в себя технологические процессы получения товарной продукции заданного качества и транспорта:

нефти - от скважин до сооружений магистрального транспорта нефти или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);

газа - от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);

пластовой воды - от пунктов отделения вода от нефти до пунктов ее использования.

1.10. Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса подготовки, транспорта нефти и газа на площадке центрального пункта сбора (ЦПС) на территории или в районе наиболее крупного месторождения и надежную работу объектов, возможность внедрения бригадного метода труда.

При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПС, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов обустройства в соответствии с "Методикой определения экономической эффективности капитальных вложений" Госплана СССР и Госстроя СССР.

1.11. Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных установок конкретным условиям их работы должно определяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.

1.12. Расчет и установку предохранительных клапанов следует выполнять в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением" и "Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см², и защите их от превышения давления".

1.13. Размещение оборудования на открытых площадках в зависимости от климатических условий следует производить в соответствии с "Перечнем технологического оборудования объектов основного производства обустройства нефтяных месторождений, подлежащего размещению на открытых площадках" Миннефтепрома.

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.

Следует предусматривать сокращение площади, занимаемой технологическими сооружениями (установками), за счет:

применения высокопроизводительного оборудования;

рациональной компоновки блочно-комплектных установок и оборудования;

максимального размещения оборудования вне зданий.

1.15. Категорию производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, классификацию взрывоопасных зон следует принимать в соответствии с "Временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по их пожаро- и взрывоопасности" Миннефтепрома, "Указаниями по определению категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности" и ПУЭ; категорию и группу взрывоопасной смеси следует принимать по ГОСТ 12.1.011-78.

При применении, производстве или хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов, выделяющих взрыво- и пожароопасные газы, пары и пыль, категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности определяются в установленном порядке на основании результатов специальных исследований.

1.16. Для объектов, зданий и сооружений с постоянным пребыванием в них обслуживающего персонала специальные требования по температуре, чистоте, влажности и скорости движения воздуха, уровню шума и вибрации должны определяться в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ 12.1.012-78. При отсутствии обслуживающего персонала указанные требования не предъявляются.

Расчет и проектирование шумоглушения на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП "Защита от шума".

1.17. При проектировании технологических установок различного назначения, компрессорных и насосных станций следует предусматривать:

а) применение высокоэффективных, теплоограждающих стеновых конструкций и остекления;

б) автоматическое регулирование расхода тепла с помощью средств автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;

в) вторичное использование и утилизацию технологической тепловой энергии путем внедрения противоточных процессов и экономайзеров;

г) использование тепла дымовых газов технологических печей, выхлопных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утилизаторов или другого теплоулавливающего оборудования;

д) использование тепла, содержащегося в выбрасываемом воздухе вентиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше 30 °С и объеме 50000 м³/ч и выше.

1.18. Для технологических установок различного назначения с применением систем охлаждения следует предусматривать по возможности безводные системы (использование воздуха или другого охлаждающего агента). При проектировании циркуляционных систем охлаждения они должны предусматриваться без разрыва струи с применением аппаратов воздушного охлаждения.

1.19. При реконструкции, расширении и техническом перевооружении действующих комплексных сборных пунктов, ДНС производительностью более 3 млн.т/год, пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованиями настоящих Норм, предъявляемыми к ЦПС.

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.