ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «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».

Рис. 1. Подключение объектов нефтедобычи на НПС с емкостью

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

СОДЕРЖАНИЕ