60000 документов |
БИБЛИОТЕКА
|
|
Все документы,
представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены
исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких
ограничений. |
|
|
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ (стандарты предприятия) Том I Москва 2003 РЕГЛАМЕНТ Утвержден 20 апреля 2001 г. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1.1. 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 НЕФТЕПРОВОДАМ2.1. 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 |
|
Copyright В© 2008-2024, |