|
стр. из
СОГЛАСОВАНО:
|
УТВЕРЖДАЮ:
|
И.о. первого заместителя Генерального директора по производству - Главного инженера ООО «РН - Юганскнефтегаз»
|
Заместитель генерального директора по развитию производства
ООО «РН - Юганскнефтегаз»
|
________п/п________Акимов О.В.
|
__________________ Юков А.Ю.
|
«_03_» ____12____ 2010г.
|
«___» _________ 2010г.
|
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на разработку проектно-сметной документации
«Обустройство правобережной части Приобского месторождения. Кусты скважин №№ 228, 232, 265, 269, 370, 373»
(Прокладка нефтесборных коллекторов в подземном исполнении)
Наименование разделов
|
Содержание раздела
|
1. Наименование проекта обустройства
|
«Обустройство правобережной части Приобского месторождения. Кусты скважин №№ 228, 232, 265, 269, 370, 373»
|
2. Основание для проектирования
|
Производственная программа ООО “РН-Юганскнефтегаз” на 2013-2014г.
|
3. География расположения объекта
|
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Ханты-Мансийский район, Приобское месторождение нефти, Правый берег.
|
Стадийность проектирования
|
Проект в 2011 г., РД по дополнительному запросу
|
4. Описание объекта:
|
|
4.1. Состав проектируемого объекта.
|
Перечень объектов наземного обустройства, входящих в проектируемый функциональный комплекс:
Куст скважин – 6 шт.;
Способ добычи скважинной жидкости – механизированный (УЭЦН);
Обустройство куста;
Внешнее электроснабжение куста скважин;
Круглогодичные подъездные дороги к кусту скважин не ниже пятой категории, узлам задвижек обязательно согласовать с ЦТОиРТ;
Определить проектом необходимость подключения вновь проектируемых кустов к существующим (проектируемым) ДНС и КНС. При необходимости учесть в проекте данные объемы, после согласования с Заказчиком.
Система нефтесбора от куста скважин до точки подключением к ранее запроектированной системе нефтесбора;
Водоводы высокого давления от куста скважин с подключением к системе ППД;
Система электрообогрева надземной части трубопровода и запорной арматуры на кустовой площадке.
В состав каждого объекта трубопроводного строительства входит:
Линейный трубопровод;
Переходы трубопровода через естественные и искусственные препятствия;
Узлы запорной арматуры;
Площадки обслуживания запорной арматуры и линейных сооружений;
Подъездные дороги к узлам запорной арматуры;
Электроснабжение линейных потребителей;
АСУ ТП и телемеханика;
Детальный состав сооружений по объекту
Куст скважин
Кустовое основание, обеспечивающее статическую нагрузку не менее 2.4кг/см2;
Шламонакопитель для размещения отходов бурения из расчета 720 м3 на 1 скважину, с последующим вывозом к месту утилизации, зачисткой и полного комплекса технической и биологической рекультивации земель;
Подъездные дороги: V технической категории с обеспечением круглогодичного проезда технологического транспорта с максимальными нагрузками 100 тн в одиночным порядке;
Для транспортировки отходов бурения от буровой установки к временному шламонакопителю предусмотреть укрепленный технологический проезд (слева по ходу движения БУ на расстоянии не ближе 19м от оси скважин) на время строительства скважин. Максимальная нагрузка технологического транспорта на пневмоходу 40тн. (типа ТАТРА-815);
Предусмотреть возможность применения продукта переработки отходов бурения (песок шлаковый, буролитовая смесь, грунтобетон) для выполнения технической рекультивации земель и устройства земляного полотна кустовых оснований и подъездных дорог;
Для предотвращения разрушения противофильтрационного экрана на дне временного шламонакопителя предусмотреть слой из песка (применение щебня не допускается);
Обустройство куста скважин:
Устье добывающих скважин (площадки обслуживания лубрикаторов из расчета 1 шт. на положение);
Лестничные переходы через линейную часть трубопровода, через каждые четыре скважины (соответвтсвующие требованиям пп. 1.4.15. – 1.4.18. ПБ 08-624-03);
Трансформаторные подстанции КТПНУ 6/0,4 кВ с площадками обслуживания (высоту принять 1,5м.) Площадку запроектировать с возможностью монтажа различных типов ТП (например, шаг несущих балок ч/з 1 м) уточнить при разработке РД (пп. 1.4.15. – 1.4.18. ПБ 08-624-03);
Площадка под станции управления и ТМПН, предусмотреть высотой- 1,5 м, площадь площадки рассчитать с учетом 8,5 м2 на одну скважину (с учетом выходного фильтра, прохода между ЧРП и фронтальной двери СУ). Предусмотреть установку ЧРП типа Reda (5,40м*2,40м) с расчетом один ЧРП на 18 скважин;
КЛ - 6 кВ и кабельные линии - 0,4 кВ Ограждающий материал кабельной эстакады – профилированный лист Н75-750-0,8;
Прокладка на кустах скважин нефтесборных коллекторов в подземном исполнении, высоконапорного водовода - на эстакаде вдоль ряда скважин. Предусмотреть замерные и нефтесборные коллектора куста скважин диаметром не менее 89х8мм, нагнетательного – не менее 114х12-16мм;
Схема размещения скважин на кустовой площадке позициями по 4 скважины, расстояние между скважинами в позиции 5м, расстояние между позициями 15м. При количестве скважин не кратным 4, не кратное количество разместить в первой позиции, затем позиции по 4 скважины;
Границей раздела (сопряжения) объектов линейной части проектов с коммуникациями кустов скважин:
- для трубопроводов - фланец (сторона под приварку) запорной арматуры узла задвижек куста;
- для линий электроснабжения 6 кВ (ВЛ, КЛ) – вводное устройство КТПН;
Количество шкафов на кустовой площадке, для подключения бригад ПРС, определить из расчета 1 шкаф на 4 скважины. Тип шкафа согласовать с УЭ, со штепсельным разъемом ШР4*60, автоматическим выключателем и механической блокировкой, препятствующей коммутации электрической цепи при включенном АВ, Установку первого шкафа предусмотреть между 2 и 3 скважиной. Исключить применение шкафов ВУП-6. Для подключения высоковольтного кабеля на ПЭД использовать коробки типа ВРК-1-6,0/175;
Система сбора утечек с фонтанной арматуры, система дренажа и канализации куста;
Дренажную ёмкость №2 разместить за кабельной эстакадой куста (между обваловкой и м/конструкциями кабельного короба);
Предусмотреть установку УДЭ, на первой скважине в количестве 1шт. на кустовую площадку. Предусмотреть перемещения УДЭ по кустовой площадке в процессе эксплуатации скважин, для осуществления закачки ингибитора солеоотложений в затрубное пространство осложненных солеоотложениями скважин;
На скважинах, запроектированных под нагнетание, исключить прокладку выкидной линии до ИУ, предусмотреть временный подземный коллектор до ближайшей в позиции добывающей скважины (с последующей консервацией). Диаметр выкидной линии, используемой для обоих скважин, подтвердить расчетом пропускной способности манифольдной линии исходя из максимальных ожидаемых дебитов скважин;
Блок – бокс НКУ куста;
АСУТП;
Блок автоматики, связи и пожарно-охранной сигнализации куста;
Для замера дебита нефти на кусту применить измерительную установку соответствующую требованиям национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.» (Тип установки предусмотреть согласно ЕТТ №П1-01 С-041 от 10.08.2007г.) на основании тендера. Номинальную производительность установки выбрать исходя из максимального ожидаемого дебита скважины на данной кустовой площадке. Срок службы емкостного оборудования и ИУ в целом – не менее 20 лет. В комплекте поставки предусмотреть ЗИП на 2 года эксплуатации. Емкостное оборудование должно быть с нанесенным внутренним антикоррозионным покрытием. В целях обеспечения свободного доступа во внутрь сепарационных емкостей ИУ, для контроля состояния защитного покрытия, проведения внутреннего осмотра и ремонта необходимо предусмотреть установку смотровых люков (по максимальному диаметру емкостей). Предохранительные клапаны должны быть выполнены в коррозионно-стойком исполнении проточной части, климатическое исполнение ХЛ1 ГОСТ 15150-69. Конструкция пружинного клапана должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана в рабочем состоянии путем принудительного открывания его во время работы. Давление настройки клапана (применяемая пружина) должно соответствовать технологическим параметрам эксплуатации аппарата и требованиям п. 5.5.9. ПБ 03-576-03;
Оповещение диспетчера ЦДНГ о выходе из строя шлейфа греющего кабеля, путем вывода сигнала на пульт ТМ;
Применить для обогрева коллекторов греющий кабель марки 33 ФСР;
Предусмотреть датчики исправности участка греющего кабеля для визуального определения участка, вышедшего из строя;
Для замера закачиваемой жидкости в пласт предусмотреть установку расходомеров;
При строительстве высоконапорного водовода, на перспективные скважины для перевода в ППД устанавливать задвижки ЗМС 65*21;
Установить БОВ-1 в случае необходимости для обслуживания ряда кустов. Группировку кустов определить с учетом нормативных требований;
Предусмотреть минимизацию количества мачт освещения. Рассмотреть вариант установки одной мачты освещения на одном положении с дополнительной установкой молниеотводов. Выполнить автоматическое и ручное управление наружным освещением;
Система освещения куста с мачтой освещения и молниезащитой. Конструкцию мачт предусмотреть на основании ПБ НГП п. 1.4.17. Применить прожектора энергосберегающего типа. Предусмотреть возможность монтажа в летний и зимний период. Для освещения внутри блочных помещений предусмотреть взрывозащищённые светильники с энергосберегающими лампами, либо взрывозащищённые светильники со светодиодными лампами;
Подъезды. Предусмотреть проектирование двух въездов на кустовую площадку (основной и аварийный). Предусмотреть двухсторонние подъезды к площадкам с КТПНУ, СУ для производства монтажа-демонтажа КТПНУ (или силовых трансформаторов) СУ;
Предусмотреть оснащение КТПН охранной сигнализацией, с выводом сигнала на пульт ТМ ЦДНГ;
У въездов на кустовые площадки скважин (за обвалованием) выполнить площадки с щебневым покрытием, размером не менее 20х20м для размещения пожарной техники. Основание: п.3 ППБ 01-03, п.2.20 ВНТП 03/170/567-87;
Учитывая последовательность строительства и необходимость эксплуатации скважин в процессе дальнейшего разбуривания куста предусмотреть поэтапное обустройство с возможностью запуска отдельной скважины;
Исключить установку дозирования ингибитора коррозии. Решения по необходимости монтажа установок дозирования будут прорабатываться для каждого конкретного куста при проектировании;
Предоставить заказные спецификации в комплекте с опросными листами на оборудование для кустов скважин до выпуска РД, сроки согласовать с Управлением наземных сооружений и ОГМ;
Снаружи, у входов зданий установить ручные извещатели пожарной сигнализации. Основание: п.3 ППБ 01-03; п.6.6 ВНТП 03/170/567-87. У основного входа в блок ИУ на кустовой площадке выполнить ручное включение аварийной вентиляции. Основание: ППБ 01-03 п. 3: ВНТП 3-85 п. 4.44. В целях обеспечения сохранности вентиляционной системы от разграбления при установке ее снаружи ИУ необходимо обеспечить ее защиту либо, рассмотреть возможность ее установки непосредственно внутри ИУ;
У основного входа в блок ИУ на кустовых площадках выполнить ручное включение аварийной вентиляции. Основание: ППБ 01-03 п. 3: ВНТП 3-85 п. 4.44;
Полы в помещениях ИУ кустовых площадок выполнить герметичными, искробезопасными, исключающими скольжение. Основание: ППБ 01-03 п. 3: ВНТП 03/170/567-87 п.4.6;
Оборудовать взрывозащищенные энергосберегающие электросветильники плафонами (рассеивателями) предусмотренными конструкцией светильников. Основание: ППБ 01-03 п. 60;
Покраску скважин и манифольдных линий выполнить в корпоративной цветовой гамме в соответствии с ТУ (Стандартом компании);
Изготовление и монтаж ограждения наблюдательных скважин;
Установка знаков ограничения по высоте;
Установить указатели высоты кабельных эстакад;
Предусмотреть установку схемы узлов задвижек, схемы кустовой площадки;
Внешнее электроснабжение кустов скважин:
На первом этапе проектирования разработать схему электроснабжения кустов и согласовать с заказчиком. Применение ПС 35/6 кВ, РУ-6 кВ, БРУ-6 кВ определить проектом, проектное решение согласовать с Заказчиком (согласование приложить к проекту);
Учесть в проектной документации объекты внешнего электроснабжения ПС 110/35/6 кВ ВЛ-110 кВ;
Выбор оборудования (ПС 35/6 кВ, РУ-6 кВ, БРУ-6 кВ) определить при проектировании, в обязательном порядке согласовать с заказчиком;
ВЛ-35 кВ выполнить на опорах 110 кВ. Количество ПС 35/6 кВ, присоединённых к одной ВЛ, не должно быть более 4 шт;
ВЛ-6кВ на металлических опорах, тип опор определить проектом на основании ИИ. Предусмотреть секционирование КТПН 6/0,4 кВ от разных фидеров;
Схему электроснабжения с размещением ВЛ-35 кВ, ПС 35/6 кВ, РУ-6 кВ, ВЛ-6 кВ трассы ЛЭП предварительно согласовать с заказчиком;
Предусмотреть проектом применение новейших разработок в части энергосберегающих технологий;
При необходимости, указать в проекте необходимость строительства объектов внешнего электроснабжения (ПС 110/35/6 кВ);
Климатические условия
Климат резко-континентальный (климатический подрайон IД);
Средняя температура наиболее холодной пятидневки составляет ( 43°С) обеспеченностью 0,92;
Абсолютный минимум – (60°С);
Абсолютный максимум – (+ 34°С);
Район сейсмичности – не сейсмичноопасный.
|
4.2. Показатели добычи объекта.
|
Динамика объемов добычи по кустам (Приложение ТЗ-8).
|
4.3. Требования к архитектурно-строительным решениям.
|
Здания и сооружения выполняются из блоков и укрупненных узлов максимальной заводской готовности, обеспечивающих минимальный объем СМР на строительных площадках;
Блоки должны соответствовать требованиям ВНТП 01/87/04-84;
Конструктивные и объемно-планировочные решения блоков должны обеспечить оптимальную технологичность при изготовлении, монтаже, ремонте и эксплуатации;
Покрытие ограждающих конструкций, стеновых и кровельных панелей, покраска оборудования выполняется в корпоративной цветовой гамме с нанесением логотипов ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» - в соответствии с ТУ (Стандартом) Заказчика;
Используемые материалы и покрытия для изготовления блоков должны обеспечивать их сохранность и внешний вид без дополнительных работ на весь срок службы;
Предусмотреть установку прожекторной мачты на свайном основании;
Предусмотреть установку предупреждающих и информационных знаков, знаков пожарной безопасности на кустовых площадках согласно норм и требований БП РФ, на трубопроводах, крановых узлах - согласно требований методических Указаний ООО «РН - Юганскнефтегаз»;
Предусмотреть обвалование дренажных емкостей и ограждение колодцев;
Предусмотреть закрепление трассы трубопроводов на местности установкой опознавательных, предупреди- тельных и пр. знаков в соответствии с требованиями РД 39-132-94. Конструкцию знаков принять в соответствии с требованиями инструкции № П4-05 С-020 Р-001 И-001 ЮЛ-99 (версия 2.00) "Установка опознавательных знаков, аншлагов и указателей трасс трубопроводов".
|
5.Технические условия:
|
|
Технические условия на линейные трубопроводы.
Нефтегазосборные сети, высоконапорные водоводы
|
Предусмотреть сбор нефти на ДНС УПСВ куста 353;
Предусмотреть подключение нефтесборных трубопроводов и водоводов системы ППД к ранее запроектированным системам трубопроводов (схемы прилагаются):
Точки подключения и схемы узлов согласовать с Управлением эксплуатации трубопроводов ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
Диаметры трубопроводов и толщину стенки определить гидравлическим расчетом до проведения изысканий и в обязательном порядке согласовать с ООО РН-Юганскнефтегаз;
Гидравлический расчет должен выполняться:
на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую данной добыче;
на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости;
При прокладке трубопроводов вдоль существующего, в процессе выполнения изысканий (инженерно геодезические и инженерно-геологические) выполнить трассирование трубопровода вновь укладываемого с привязкой к существующей системе трубопроводов;
Для проведения согласований с УЗиМР предоставить материалы прохождения трасс в формате Mapinfo;
Вновь строящиеся трубопроводы должны заканчиваться в обязательном порядке запорной арматурой;
В случае отсутствия свободной (незадействованной) запорной арматуры для подключении нефтесборных трубопроводов к действующим трубопроводам имеющих внутреннее изоляционное покрытия, предусмотреть удлинение трасс
до ближайшей точки где возможно подключение без остановки перекачки жидкости;
до действующих трубопроводов без внутреннего изоляционного покрытия;
методом без остановки перекачки;
В проектной документации предусмотреть весь комплекс организационных и технических мероприятий и МТР для обеспечения таких подключений. В сметной документации предусмотреть все затраты, связанные с подключением вновь проектируемых трубопроводов;
Точки подключения к существующей системе трубопроводов уточняются согласно с гидравлическим расчетом до проведения изыскательских работ;
В случае отсутствия свободной (незадействованной) запорной арматуры для подключения водоводов высокого давления к действующим трубопроводам предусмотреть подключение с остановкой и врезкой тройника;
Точки подключения к существующей системе трубопроводов уточняются согласно с гидравлическим расчетом до проведения изыскательских работ;
План трассы, точки подключения и схемы узлов согласовать с Управлением эксплуатации трубопроводов ООО «РН-Юганскнефтегаз» с предоставлением гидравлических расчетов;
Обязательное применение наружной и внутренней изоляции нефтесборных трубопроводов. (ИНСТРУКЦИЯ № П2-01 С-028 Р-001 И-001 ЮЛ-99 по подготовке технических требований для проектирования нефтесборных трубопроводов Приобского месторождения);
При проектировании трубопроводов обязательно учесть условие, строительства нового трубопровода при параллельной прокладке в одном коридоре с ВЛ. Расстояние между трубопроводами и ВЛ должно соответствовать нормативным требованиям с соблюдением охранных зон трубопроводов и ВЛ, а так же устройство защитных футляров при пересечении ВЛ и прохождения трассы трубопровода рядом с трансформаторными подстанциями. (Приложение ИНСТРУКЦИЯ № П2-01 С-028 Р-001 И-001 ЮЛ-99 по подготовке технический требований для проектирования трубопроводов);
При выборе марки стали руководствоваться нормативным документом «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА для замены и строительства нефтегазопроводных труб на месторождениях ОАО «НК Роснефть» ДТ 001-05-2006
|
|
