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 НПС, на которой планируется подключение;
- величины допустимой вязкости принимаемой нефти.
1.5. Технические условия на подключение готовятся Департаментом технического развития и эксплуатации трубопроводного транспорта 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 поставщиком нефти должны быть обеспечены:
- строительство коммерческого узла учета нефти с ТПУ, 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 УНН 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-153-39.4 «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, резервуарный парк, подпорная насосная, установка подготовки нефти) по системе телемеханики в операторную НПС ОАО МН и в диспетчерскую службу РНУ. В состав передаваемых параметров входят:
- от 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 РДП:
- 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 НПС ____________________
2. Для обеспечения приема нефти в объеме __________ млн. т/год нефтедобывающей компанией ________________ должны быть построены следующие сооружения:
- Резервуарный 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 РД39-0147103-354-89».
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-153-39.4 «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 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 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 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:
- Резервуарный парк из расчета 2-3 суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи;
- Подкачивающая насосная;
- Система измерения количества и качества нефти с ТПУ;
- Стационарная химлаборатория согласно «Типовому положению о химлабораториях РД39-0147103-354-89».
3. Максимальное допустимое давление в месте подключения не должно превышать ____ МПа.
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 автоматизацию технологического оборудования в соответствии с РД-153-39.4 «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 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».
