Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз»






НазваниеПервый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз»
страница2/6
Дата публикации26.10.2018
Размер0.94 Mb.
ТипДокументы
auto-ally.ru > Авто-руководство > Документы
1   2   3   4   5   6

^ Инженерная подготовка куста скважин

  1. Кустовое основание, обеспечивающее статическую нагрузку не менее 2.4 кг/см2;

  2. Предусмотреть укрепление обвалования кустовой площадки георешеткой;

  3. Площадку временного накопления отходов бурения необходимо предусмотреть из расчета 720 м3 на н/направленную скважину и 1050 м3 на горизонтальную скважину. В случае расположения куста скважин в водоохраной зоне - решения по применению площадки согласовать с Заказчиком;

  4. Площадка для накопления буровых отходов располагается с левой стороны НДС на расстоянии 21 м.;

  5. Предусмотреть секционирование площадки, исходя из требования временного накопления отходов бурения не более 11 месяцев;

  6. В покрытии дна площадки предусмотреть применение песка;

  7. Предусмотреть подъездные пути (для проведения утилизации буровых отходов) к площадке временного накопления отходов бурения;

  8. Предусмотреть утилизацию буровых отходов непосредственно в теле площадки для накопления буровых отходов (без вывоза) в соответствии с действующей технологией;

  9. Предусмотреть применение полученного продукта после утилизации отходов бурения для: засыпки площадки временного накопления отходов бурения (в т.ч. проведение технического этапа рекультивации), устройства одного из слоев конструкции земляного полотна кустовых оснований, подъездных дорог, а так же в качестве устройства одного из слоев дорожной одежды;

  10. Полученный продукт после утилизации отходов бурения применять для: засыпки площадки временного накопления отходов бурения (в т.ч. проведение технического этапа рекультивации), устройства одного из слоев конструкции земляного полотна кустовых оснований, подъездных дорог, а так же в качестве устройства одного из слоев дорожной одежды;

  11. При строительстве куста скважин учесть расстояние от площадки до кабельной эстакады не менее 12 м. для свободного проезда спецтехники;

  12. Предусмотреть временный проезд к площадке временного накопления, решение согласовать с Заказчиком;

  13. Подъездные дороги: IV-V технической категории с обеспечением круглогодичного проезда технологического транспорта с максимальными нагрузками 100 тн. в одиночном порядке;

  14. При необходимости, предусмотреть возможность применения геосинтетических материалов в конструкции насыпи земляного полотна устраиваемых на болотах II-III типа и в конструкции дорожной одежды;

  15. Предусмотреть размещение площадки размером не менее 20х20м для размещения пожарной техники с левой стороны перед обвалованием у въездов с щебневым покрытием;

  16. Предусмотреть установку аншлага с наименованием объекта, его регистрационного номера месторождения, принадлежностью предприятию или его подразделению в корпоративном стиле, согласно Методических указаний по оформлению производственных объектов Компании, на въезде на куст скважин. Предусмотреть наличие на аншлаге надписи «Ведётся видеонаблюдение», «Курение запрещено», «Въезд транспортных средств без искрогасителей запрещен». (Основание: п. 3.1.11.ППБО-85, п. 14 «Правила противопожарного режима в Российской Федерации»);


Обустройство куста скважин

  1. Устье добывающих скважин (площадка обслуживания лубрикаторов 4 шт., на куст скважин);

  2. Лестничные переходы через линейную часть трубопроводов должны отвечать требованиям ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

  3. Применить типовые трансформаторные подстанции КТП 6/0,4 кВ с площадками обслуживания (высоту принять 1,5м.);

  4. Габариты кустовой площадки на период эксплуатации разработать в соответствии с приложенной в приложении «Габариты кустовой площадки на период эксплуатации»;

  5. Площадку под станции управления и ТМПН предусмотреть высотой 1,5 м., габаритные размеры определить исходя из габаритных размеров комплекта НЭО (ЧРП+ТМПН). За основу принять габаритные комплекта НЭО производства ЗАО «Электон». Площадку по СУ и ТМНП выполнить без проемов для ЧРП. Покрытие всей площадки предусмотреть просечку;

  6. КЛ - 6 кВ и кабельные линии - 0,4 кВ. Ограждающий материал кабельной эстакады - профилированный лист Н75-750-0,8;

  7. Предусмотреть быстроразъемные кабельные эстакады для укладки высоковольтного кабеля от ВРК -1-6,0/175 до ФА, конструкцию кабельной эстакаду согласовать с заказчиком;

  8. Прокладка на кустах скважин выкидных трубопроводов в подземном исполнении, высоконапорного водовода - на эстакаде вдоль ряда скважин. Предусмотреть выкидные трубопроводы куста скважин диаметром не менее 89х7мм, основной коллектор высоконапорного водовода – не менее 114х7 мм. Предусмотреть на каждую скважину свою выкидную линию от замерной установки;

  9. Предусмотреть наличие информационных аншлагов после каждого второго положения из двух скважин, которые должны содержать информацию о проложенных трубопроводах (диаметр трубопровода, глубина залегания, длина трубопровода, исполнение и др.);

  10. При наличии двух БМА на кусте скважин, предусмотреть единую площадку с общим входом;

  11. ИУ и БМА установить на свайное основание, высотой не менее 0,7м;

  12. При строительстве высоконапорного водовода, на перспективные скважины для перевода в ППД предусмотреть установку задвижки ЗМС 65*21;

  13. При наличии нагнетательных скважин предусмотреть оборудование их приборами для замера закачиваемой жидкости и давления;

  14. Толщина стенки трубопроводов, в соответствие с доп. требованиями Компании от 19.05.2010 года (Роснефть исх.1-816/1 от 19.05.2010) Стандарт Компании ПАО НК «Роснефть» № П1-01 С-041 версия 1.00, приказ №361 от 16.08.13 «Касательно унификации трубной продукции» по кустовой площадке должна быть:

- нефтесборный коллектор -  89÷273 – 7 мм;

  1. Станции управления ЭЦН кустовых площадок должны иметь контроллер с выходом RS-485 и с поддержкой протокола Modbus «ЮНГ-универсал, проектом предусмотреть дистанционное управление СУ ЭЦН;

  2. При принятия решения применения для замера дебита нефти ИУ производительностью до 1500 м3/сут, утверждённым 07.12.11г. техническим требованиям ПАО «НК «Роснефть». В составе измерительной установки должен быть блок автоматики и контроллер управления PLC с ЖКИ панелью. Предусмотреть стыковку контроллера автоматизированной замерной установки с общекустовым контроллером и действующим пультом SCADA ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) с выводом в полном объеме информации с кустовой площадки на пульт ТМ;

  3. «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа». Проектные решения по выбору оборудования КИПиА, входящего в состав ИУ, должны быть согласованы с ОГМетр. и УИТ ООО «РН-ЮНГ»;

  4. Предусмотреть минимизацию количества мачт освещения одну мачту освещения предусмотреть рядом с БМА и должна быть на расстоянии не более 7м от помещения с нижним оборудованием связи, без проездов и проходов между ними. Также предусмотреть очерёдность этапа ввода прожекторной мачты кустовой площадки возле БМА для организации связи и канала передачи данных с вводом первой скважины в работу;

  5. Освещенность проектируемых объектов принять в соответствии со СНиП 23-05-95* «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования», ведомственными и санитарными нормами проектирования промышленных предприятий. Выбор типов светильников и прожекторов предусмотреть согласно существующим номенклатурным типам, характеристике среды и назначению помещений, характеру производимых работ, с энергосберегающими лампами;

  6. Предусмотреть автоматическое и ручное управление освещением кустовой площадки (автоматическое отключение освещения в светлое время суток);

  7. Границей раздела (сопряжения) объектов линейной части проектов с коммуникациями кустов скважин:

  • для трубопроводов – верхний отвод узла задвижек со стороны кустовой площадки;

  • для линий электроснабжения 6 кВ (ВЛ, КЛ) – вводное устройство КТП;

  1. На узле задвижек нефтесборного коллектора устанавливать дополнительную задвижку («на перспективу») для обеспечения возможности расширения, ремонта нефтегазосборного коллектора. Узел задвижек располагать за обвалованием кустов площадки, перед обвалованием у основного въезда на кустовую площадку;

  2. Узел задвижек относить к линейной части нефтесборного коллектора;

  3. Предусмотреть технологические задвижки ЗКЛ Ду 80*4,0 вблизи дренажных емкостей, для опорожнения ДЕ посредством передвижной техники в коллектор. Дренажные ёмкости предусмотреть с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием, выполненным в заводских условиях. Предусмотреть проектирование технологических задвижек в зоне, защищённой от возможного повреждения (наезда спецтехникой) с надёжным ограждением;

  4. Предусмотреть технико-экономическое сравнение всех существующих теплоспутников трубопроводов с электрической системой обогрева в целях подтверждения экономической эффективности и целесообразности применения системы электрического обогрева по сравнению другими существующими системами обогрева трубопроводов. Технико-экономическое сравнение отразить в составе проектной документации;

  5. По результатам технико-экономического сравнения, в случае доказанной эффективности применения предусмотреть систему электрообогрева надземной части трубопровода и запорной арматуры на кустовой площадке;

  6. Предусмотреть систему электрообогрева надземной части трубопровода и запорной арматуры на кустовой площадке;

  7. Предусмотреть обогрев манифольдной линии с обратным клапаном фонтанной арматуры;

  8. Применить для обогрева коллектора греющий кабель с оболочкой допускающей внешнее термическое воздействие (отогрев трубы с использованием ППУ), без привязки к заводу-изготовителю (также рассмотреть современные энергосберегающие варианты);

  9. Предусмотреть датчики исправности участка греющего кабеля для визуального определения участка, вышедшего из строя;

  10. Оповещение диспетчера ЦДНГ о выходе из строя шлейфа греющего кабеля, путем вывода сигнала на отдельный пульт, не связанный с технологической системой ТМ. Место размещения данного пульта согласовать с ГУДНГ, и УЭЭ ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  11. Для подключения высоковольтного кабеля на ПЭД использовать коробки типа ВРК-1-6,0/175;

  12. Предусмотреть систему сбора утечек с фонтанной арматуры, дренажа и канализации на кустовых площадках;

  13. Дренажную ёмкость №2 разместить за кабельной эстакадой куста (между обваловкой и м/конструкциями кабельного короба);

  14. Блок – бокс НКУ куста;

  15. АСУТП;

  16. Пожарная сигнализация и СОУЭ;

  17. Предусмотреть проектирование двух въездов на кустовую площадку (основной и аварийный);

  18. Предусмотреть установку шлагбаумов с запорными устройствами на въездах кустовых площадок из расчета 1 шлагбаум на один въезд;

  19. Предусмотреть размещение площадки под контейнеры ТБО с ограждением и контейнером под ТБО из расчета 1 контейнер на куст;

  20. Покраску скважин и манифольдных линий выполнить в корпоративной цветовой гамме  в соответствии с ТУ (Методическими указаниями компании);

  21. Установка знаков ограничения по высоте с двух сторон проезда автотранспорта;

  22. Установить указатели высоты кабельных эстакад;

  23. Предусмотреть комплектацию кустовой площадки плитами ЖБИ ПДН 2х6 в количестве 6 шт.;

  24. Учесть в опросных листах требование по досборке до состояния полной заводской готовности непосредственно на объекте строительства и предоставления разделительной ведомости;

  25. В комплекте рабочей документации в обязательном порядке предусматривать лист общей схемы проектных трубопроводов с указанием технических характеристик и протяженности на участке, на который выпущен данный комплект рабочей документации;

  26. В ПОС, ССР и объектных сметах предусмотреть применение на период обустройства куста передвижных дизельных электростанций с отражением лимитов в главе №9 (прочие затраты);

  27. Принять в качестве исходной точки для расчетов по перебазировке техники, доставке вахт населенный пункт – г. Сургут;

  28. Включить в ПОС и сметные расчеты коэффициент на стесненность СМР в соответствие с МДС 81-37.2004 и МДС 81-36.2004;


Линейный трубопровод

  1. Предусмотреть сбор нефти с кустовых площадок №№ 19, 28 по системе нефтесбора Среднеугутского месторождения, на действующую ДНС-2 СУ (решение уточнить и согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз» на начальной стадии проектирования);

  2. Предусмотреть закачку на куст № 19 от системы ВВД района существующей КНС-СУ, либо перспективной КНС-2 СУ; на куст № 28 от системы ВВД района существующей КНС-СУ (решение уточнить и согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз» на начальной стадии проектирования);

  3. Протяженность и прохождение трасс трубопроводов определить при проектировании с учетом соблюдения принципа коридорности прохождения трасс;

  4. 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;

  5. При проектировании трубопроводов обязательно учесть условие, исключить строительство 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 (6 кВ и выше) и прохождения трассы трубопровода рядом с трансформаторными подстанциями. При параллельной прокладке вдоль дороги, расстояние от оси проектируемого высоконапорного водовода до ВЛ не менее 30 метров.

  6. Подключение трубопроводов с вновь проектируемых кустов предусмотреть в ближайшей точке существующей либо ранее запроектированной, системы нефтесбора и водоводов месторождения перед выполнением гидравлических расчетов и инженерными изысканиями. Необходимость строительства лупингов действующей и ранее запроектированной системы определить на стадии выполнения гидравлических расчетов;

  7. Точки подключения к существующей системе трубопроводов уточняются согласно с гидравлическим расчетом до проведения изыскательских работ;

  8. План трассы, точки подключения (с указанием способа) и схемы узлов (с характеристиками запорной арматуры) согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  9. При проектировании трубопроводов предусмотреть максимальное использование существующих площадок, проездов, подъездных путей;

  10. Типоразмеры проектируемых трубопроводов определить гидравлическим расчетом до проведения изысканий на основании предоставленных исходных данных ООО «РН-Юганскнефтегаз» - динамики объемов добычи и закачки по кустам (Приложение ТЗ-8). На начальной стадии проектирования запросить у управления наземных сооружений ООО «РН-Юганскнефтегаз» уточненные плановые показатели добычи и закачки;

  11. Толщину стенки трубопроводов принять по результатам расчетов на прочность с учетом запаса на коррозию при этом учесть требования нормативного документа «Положение Компании «Критерии качества промысловых трубопроводов ПАО «НК «Роснефть и его Дочерних обществ» № П1-01.05 Р-0107 версия 2.00 (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350) в том числе по минимальной толщине;

  12. При выборе соединительных деталей промысловых трубопроводов руководствоваться нормативным документом Методические указания Компании №П1-01.05-0067 «Технические требования к соединительным деталям промысловых трубопроводов»;

  13. Проектными решениями предусмотреть гарантированное обеспечение устойчивости трубопроводов, в том числе против нагрузок связанных с плавучестью трубопроводов, линейными расширениями и прочее;

  14. Вновь проектируемые трубопроводы должны заканчиваться в обязательном порядке запорной арматурой.

  15. На проектируемых трубопроводах предусмотреть точки контроля давления в начале и в конце участков, в том числе на узлах до и после запорной арматуры.

  16. В составе узлов запорной арматуры трубопроводов предусмотреть установку запорной арматуры на развитие в начале и конце участков трубопровода в количестве, достаточном для подключения коммуникаций перспективных кустов и расширения системы трубопроводов (подключение вторых ниток). Решения согласовать с Заказчиком;

  17. Тепловую изоляцию выходящих на поверхность частей трубопровода, а так же запорной арматуры, фланцевых соединений в местах измерения и проверке состояния трубопровода необходимо предусмотреть в соответствии с Разделом 4.8.4 ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ действующего нормативного документа «Положение Компании «Критерии качества промысловых трубопроводов ПАО «НК «Роснефть и его Дочерних обществ» № П1-01.05 Р-0107 версия 2.00 (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350);

  18. В ведомости изоляционных работ учесть применение съемной теплоизоляции фланцевых соединений и арматуры. Разработать ТПР на данный вид работ. Кроме этого, лист ТПР съемной теплоизоляции должен быть привязан и приложен к комплекту РД данного трубопровода;

  19. Предусмотреть решения по двум вариантам проведения испытаний на прочность и герметичность – гидравлическое, пневматическое – если действующей нормативной документацией допускается замена гидравлического испытания пневматическим для данной категории трубопроводов. В сметной документации отразить наиболее затратный вариант. Обязательное согласование проектировщиком регламентов гидравлических или пневматических испытаний на прочность нефтесборных сетей, разработанных подрядчиком;

  20. В ходе проектирования трубопровода предусмотреть обозначенность трассы согласно ТУ Заказчика. Знаки должны быть выполнены в соответствии с методическими указаниями Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК» Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г;

  21. Предусмотреть закрепление и обозначение трассы на участках подводных переходов, установку необходимых опознавательных знаков в соответствии с требованиями стандарта компании №П1-01.05 С-0038 Версия 1.00 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов на объектах ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» и его дочерних обществ» (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350), ООО «РН-Юганскнефтегаз». Конструкцию знаков принять в соответствии с требованиями инструкции утвержденной 08.08.2014г. №1518 «Установка опознавательных знаков, аншлагов и указателей трасс трубопроводов» № П3-05 И-009 ЮЛ-099 версия 2.00;


Основные требования для нефтегазосборных трубопроводов

  1. В составе проектно-сметной документации для нефтегазосборных трубопроводов предусмотреть решения по двум вариантам проведения подключения к существующим трубопроводам:

  • Подключение без остановки перекачиваемой продукции с применением безостановочной технологии (подключение или врезка узла задвижек в трубопровод под давлением без остановки перекачки с применением разрезных тройников и при необходимости с отсечением участка трубопровода и монтажом байпаса для перевода жидкости минуя точку врезки узла задвижек);

  • Подключение с остановкой перекачиваемого продукта с врезкой тройника или отвода с устройством кранового узла.

Данные технические решения в обязательном порядке отобразить на чертежах линейной части трубопроводов и заказных спецификациях МТР как на стадии «Проект», так и на стадии «Рабочая документация» технологического раздела (ЛТ). В составе сметной документации необходимо учесть все затраты связанные с подключением вновь проектируемых трубопроводов по двум вариантам, в том числе затраты на опорожнение, рекультивацию арендованных земель после строительства;

  1. При проектировании нефтегазосборных сетей предусмотреть заводское внутреннее и наружное антикоррозионное изоляционное покрытие с применением втулок внутренней защиты сварного стыка;

  2. Принять при проектировании нефтесборных трубопроводов:

  • Р (максимальное) – 4,0 МПа;

  • Р (испытания) – рассчитывать исходя из Р(максимального).

  1. Характеристики (диаметры) нефтесборных трубопроводов определить гидравлическим расчетом с учетом динамики добычи жидкости, по проектируемым кустам скважин;

  2. В составе узлов запорной арматуры трубопроводов предусмотреть запорную арматуру на развитие в количестве, достаточном для подключения коммуникаций перспективных кустов и расширения системы нефтесборных трубопроводов (подключение вторых ниток). Решение согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  3. На узлах запорной арматуры нефтегазосборных сетей предусмотреть задвижки для стравливания, заполнения вновь построенных трубопроводов (технологические задвижки). Расположение технологических задвижек в горизонтальной плоскости;

  4. Монтаж технологических задвижек предусмотреть тройником заводского исполнения;

  5. Узлы задвижек нефтегазосборных сетей относить на объекты, которые идут вторыми по ходу движения жидкости;

  6. В случае если для подключения проектируемых трубопроводов необходима остановка действующих трубопроводов влияющих на работу объектов нефтегазодобычи с остановкой добывающего фонда скважин, необходимо рассмотреть варианты подключения:

  • Удлинение трасс до ближайшей точки, где возможно подключение без остановки перекачки жидкости;

  • Методом без остановки перекачки;

  • Методом с остановкой перекачки.

Решения по вариантам подключения согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования с предоставлением перечня затрат по каждому варианту. В составе проектно-сметной документации предусмотреть решения согласованные Заказчиком
^ Основные требования для высоконапорных водоводов

  1. При гидравлических расчетах типоразмер и толщину стенки высоконапорных водоводов выбирается из условия давления указанного в проекте разработки месторождения с учетом максимальных напорных характеристик, установленных на КНС насосов (уточнить при проектировании);

  2. На высоконапорных водоводах предусмотреть наружное заводское антикоррозионное покрытие трубопровода без привязки к заводу производителю;

  3. На высоконапорных водоводах предусмотреть необходимость проектной защиты от внутренней коррозии;

  4. В случае отсутствия свободной (незадействованной) запорной арматуры для подключения водоводов высокого давления (низконапорных водоводов) к действующим трубопроводам предусмотреть подключение с остановкой и врезкой тройника (отвода) с устройством кранового узла. В проектной документации предусмотреть весь комплекс организационных и технических мероприятий для обеспечения таких подключений. В сметной документации предусмотреть все затраты, связанные с подключением проектируемых трубопроводов, затраты на опорожнение, рекультивацию арендованных земель после строительства.

  5. На технологических трубопроводах ВВД не должно быть тупиковых участков и застойных зон.

  6. При проектировании высоконапорных водоводов предусмотреть применение запорной арматуры без электрификации;

  7. Узлы задвижек высоконапорных водоводов относить на объекты, которые идут первыми по ходу движения жидкости;

  8. Присоединение запорной арматуры к трубопроводу предусмотреть на сварке (под приварку встык);

  9. Предусмотреть мероприятия, исключающие негативное влияние объектов трубопроводного транспорта на объекты электроснабжения;


Гидравлические расчеты

  1. При выполнении гидравлического расчета руководствоваться методическими указаниями ООО «РН-Юганскнефтегаз» (запросить в службе УНС на момент начала проектирования);

  2. Перечень ранее разработанных проектов уточнить до проведения гидравлических расчетов;

  3. Выполнить прочностной расчет по толщине стенки с выделением информации по запасу на коррозию.

  4. В проектной документации произвести расчет нормативного (безопасного) срока эксплуатации трубопровода;

  5. Схемы трубопроводов с размещением узлов запорной арматуры согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования до проведения изысканий и в обязательном порядке согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  6. Перед выполнением проектных работ, НИПИ необходимо выполнить проверочный гидравлический расчет для оценки необходимости лупингов и их типоразмеров с подобранными типоразмерами НГС на уточненные плановые показатели добычи и сроком ввода скважин с уточненным графиком бурения;


Трубная продукция (материалы, марка стали)

  1. При проектировании в части выбора трубной продукции учитывать требование: указывать технические условия только с отработанной технологией процесса изготовления. При формировании проектной документации запрещается использовать ТУ на опытные партии трубной продукции, а так же трубной продукции с неуказанными в ТУ величинами толщины стенок.

  2. При проектировании трубопроводов с наружным антикоррозионным покрытием - материал трубопровода должен быть из марок сталей, обладающих повышенной коррозийной стойкостью.

  3. Исключить монтаж трубных секций с продольным швом по нижней образующей;

  4. Материал, марку стали необходимо определить на основе технико-экономического обоснования, с учетом прочностных характеристик и коррозионной стойкости, наряду с основной маркой стали, закладывать альтернативные марки стали, не снижающие прочностные и эксплуатационные характеристики трубопроводов. Возможность применения альтернативных марок сталей трубной продукции/соединительных деталей трубопроводов должна учитываться, в том числе в заказных спецификациях проектных решений.


Узлы запорной арматуры

  1. Предусмотреть расположение линейных узлов задвижек в местах, не затрудняющих впоследствии объезда, осмотра трассы вновь построенных трубопроводов;

  2. Предусмотреть расположение узла задвижек (нефтегазосборных сетей и высоконапорного водовода) за территорией кустовой площадки;

  3. Узел запорной арматуры:

    1. Узел задвижек предусмотреть в надземном исполнении на насыпном основании;

    2. Предусмотреть опоры снижающие нагрузку на арматуру от трубопровода (тип опор – свая металлическая);

    3. На существующих и вновь проектируемых технологических и перспективных задвижках предусмотреть устройства предотвращающие несанкционированный отбор жидкости.

    4. Предусмотреть площадки обслуживания (при необходимости) с целью обеспечения безопасной для жизни людей и здоровья эксплуатации объект в соответствии с требованиями действующих нормативных документов ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: п. 31, 32, 33, 34);

    5. Предусмотреть устройства молниезащиты и заземления запорной арматуры, элементов ограждений;

    6. Предусмотреть теплоизоляцию надземных участков трубопроводов и запорной арматуры.

  4. В ведомости изоляционных работ учета теплоизоляции соединительных деталей и арматуры добавить ссылку на ТУ съемной теплоизоляции фланцевых соединений и арматуры. Кроме этого, лист по съемной теплоизоляции должен быть привязан и приложен к комплекту РД данного трубопровода.

    1. Внешнее оформление (узлов задвижек, ограждение узлов задвижек, тех. схемы узла) выполнить в соответствии с методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК» Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г.;

    2. Предусмотреть установку предупреждающих и информационных знаков, технологических схем, знаков пожарной безопасности на узлах переключения (УЗА) в соответствии методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК» Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного блока» №ПЗ-01.04 М-0004 от 03.12.2013г.;

    3. Предусмотреть возможность круглогодичного подъезда (подъездные дороги) к узлам переключения (при необходимости);

    4. Подъездные дороги к узлам запорной арматуры протяжённостью более 100м. выделить отдельным этапом строительства;

  5. Предусмотреть равнопроходную запорно-регулирующую арматуру. Класс герметичности «А» по ГОСТ Р 54808-2011 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов». Предусмотреть дополнительный ЗИП на 2 года эксплуатации;

  6. Предусмотреть подбор и установку запорной арматуры для районов приравненных к Крайнему северу с параметрами рабочей температуры до -60 °С;

  7. При подключении в рамках существующего (ранее запроектированного) узла запорной арматуры предусмотреть расширение границ существующего узла (периметрального ограждения, отсыпку);


Переходы через естественные и искусственные препятствия

  1. Конструкцию и метод выполнения переходов через естественные и искусственные препятствия определить при проектировании и согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз».

  2. Пересечения/переходы через наземные и подземными коммуникациями (искусственные препятствия) выполнить - по запрошенным и полученными от владельцев техническими условиями;

  3. Переходы через коммуникации АО «Тюменьэнерго», ПАО «Газпром», ПАО НК «Транснефть» – выполнить по техническим условиям владельца. Стоимости затрат на выполнение работ/услуг отраженных в ТУ на пересечения так же запросить у владельцев:

    1. Диагностика пересекаемых трубопроводов ПАО НК «Транснефть», ПАО «Газпром»;

    2. Организация постоянных переездов в местах пересечения с ВЛ АО «Тюменьэнерго»;

    3. Иные работы/услуги;

  4. Все затраты включить в проектные сметы проектируемого объекта;

  5. Пересечения с наземными и подземными коммуникациями выполнить с защитными кожухами - по полученным от владельца техническим условиям. При наличии пересекаемых коммуникаций с ЭХЗ – предусмотреть дренажную защиту проектируемого участка.

  6. Конструкцию и метод выполнения переходов через промысловые дороги ООО РН-Юганскнефтегаз принять в соответствии с распоряжением №1536 от 12.10.2012г по переходу трубопроводов через дороги. Предусмотреть полный комплекс восстановительных работ при переходах открытым способом;

  7. Предусмотреть монтаж футляров на действующих трубопроводах, пересекаемых проектируемыми подъездными автодорогами;

  8. При необходимости разработать рабочую документацию на подводные переходы методом наклонно-направленного бурения.

  9. Разработчиком рабочей документации на переходы методом наклонно-направленного бурения принять проектную организацию, осуществляющею лицензированное проектирование указанного типа объекта, с обязательным согласованием в ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  10. При проектировании переходов трубопроводов через водные преграды и коридоры коммуникаций методом ННБ, предусмотреть способ прокладки – труба в трубе на спейсерах без заполнения полости бетоном, для возможного впоследствии демонтажа и монтажа новой нитки. В качестве резервной нитки предусмотреть подключение действующего трубопровода.

  11. Секущие задвижки проектных подводных переходов вывести за пределы уровня 10% ГВВ;

  12. Предусмотреть устройство защитных футляров на проектируемых трубопроводах при пересечении ВЛ (6 кВ и выше).

Прочие условия при разработке ПСД

  1. Схему трубопроводов с указанием узлов запорной арматуры, а также указанием подключения перспективных кустов и вторых ниток, согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования;

  2. Разработку документации по линейным трубопроводам всех назначений (внеплощадочные) выделить в отдельный раздел ПСД.

  3. Предоставить предварительные схемы узлов подключения и прохождения трасс на согласование в ООО «РН-Юганскнефтегаз» (электронный вид). В обязательном порядке при направлении на согласование прикладывать согласованный КНИПИ гидравлический расчет

  4. Конструктив узлов запорной арматуры (на стадии РД) согласовать с УЭТ отдельным запросом в официальном порядке (через УНС).

  5. В комплектах проектной и рабочей документации в обязательном порядке предусматривать лист обзорной схемы проектных трубопроводов с указанием характеристик запорной арматуры, технических характеристик трубопроводов, типа покрытия (ВНП, НП) и протяженности на участок, на который выпущен данный комплект рабочей документации в том числе наличие и характеристики переходов методом ННБ, подключения к существующим трубопроводам с остановкой перекачки жидкости и без остановки перекачки;

  6. В составе проектно-сметной документации разработать отдельным комплектом заказную документацию на каждое подключение без остановки перекачиваемой продукции;

  7. В рабочих чертежах на линейную часть прикладывать планы подключений к существующим задвижкам (трубопроводам), промежуточных узлов по трассе трубопровода и задвижек устанавливаемых на площадочных объектах (на которых осуществляется подключение);

  8. Планы подключений трубопровода, прохода по территории площадочных объектов, а также переходы через коридоры коммуникаций выполнить в масштабе 1:500, по объектам в стадии «РД»;

  9. Предусмотреть подключения проектируемых линейных трубопроводов к существующей системе трубопроводов за территорией площадочных объектов (у обвалования, периметрального ограждения);

  10. Для исключения риска получения отрицательного заключения ГГЭ при реализации подключений проектируемых трубопроводов на территории площадочных объектов, необходимо провести анализ соответствия данных площадочных объектов требованиям Постановления Правительства РФ № 87 от 16.02.2008г и нормам проектирования (при необходимости);

  11. ТУ на прохождение по территории площадочных объектов и на подключения трубопроводов к ним (кустовым площадкам скважин, КНС, УПСВ, и пр.) получить в процессе изысканий с учетом результатов анализа соответствия данных площадочных объектов требованиям Постановления Правительства РФ № 87 от 16.02.2008г и нормам проектирования, и согласовать с Управлением наземных сооружений (при необходимости);

  12. МТР, необходимые для строительства трубопроводов по территории КНС, УПСВ и кустовых площадок, предусмотреть в заказных спецификациях на линейные трубопроводы (при необходимости);

  13. В ПСД предусмотреть затраты на постоянный авторский надзор в процессе строительства. Выделить данные затраты отдельной строкой в объектной смете на строительство;

  14. В ПСД предусмотреть затраты на независимый технический надзор в процессе строительства. Выделить данные затраты отдельной строкой в сводном сметном расчете на строительство с разделением по объектам. В сметной документации для строчки «Строительный контроль» принять обоснование – Постановление Правительства РФ от 21.06.2010г. №468;

  15. В сметной документации предусмотреть затраты на сварку однотрубных секций в трассовых условиях;

  16. При разработке ПСД предусмотреть проведение работ по монтажу узлов задвижек в трассовых условиях из фасонных изделий изолированных в заводских условиях (в том числе с внутреннем покрытием);

  17. В сметной документации предусмотреть затраты с учетом требования ЛНД ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» № П2-05.01 С-0043 ЮЛ-099 требования по согласованию и размещению подрядными организациями сооружений и оборудования, включая временные здания и сооружения на месторождениях эксплуатируемых ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»;

  18. При необходимости учитывать на стадии РД в сметной документации выполнение подготовительных работ (разрубка леса, срезка кустарника, укладка лежневого настила, захоронение лесопорубочных остатков, расчистка территории строительства от снега и т.д.);

  19. На болоте II, III типа учесть непосредственно на объект в стадии РД лежневый настил, отсыпку вдольтрассового проезда, в сметной документации объемы должны отражаться с разделением по объектно (нефтегазосборные сети, высоконапорный водовод). Необходимость выторфовки согласовать с заказчиком;

  20. Узлы запорной арматуры находящиеся в составе линейной части трубопровода (нефтегазосборные сети, высоконапорный водовод, напорных нефтепроводов, низконапорных водоводов, нефтепроводов внешнего транспорта) необходимо прикладывать к РД с указанием в чертежах к какому объекту данные узлы относятся;

  21. В проекте должно быть обязательно предусмотрено:

    1. контроль за качеством поступающих труб, фасонных деталей, арматуры, сварочных материалов в соответствии со стандартом компании №П1-01.05 С-0038 Версия 1.00 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов на объектах ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350);

    2. Операционный контроль за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозионных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных работ в соответствии со стандартом компании №П1-01.05 С-0038 Версия 1.00 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов на объектах ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350) , СНиП 3.02.01-87 ВСН 011-88, ВСН 012-88 (1 и 2 части). «Земляные сооружения, основания и фундаменты»;

    3. Очистка полости и опрессовка трубопроводов при сдаче в эксплуатацию, в соответствии со стандартом компании №П1-01.05 С-0038 Версия 1.00 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов на объектах ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350), ВСН 011-88, ВСН 012-88 (1 и 2 части);

    4. Предусмотреть разработку и выдачу проектно- сметной документации и заказных спецификаций на линейные объекты, в том числе фасонные изделия, запорную арматуру электроснабжение линейных потребителей, автоматизация линейных сооружений;

  22. Предоставить заказные спецификации, в комплекте с опросными листами на оборудование для линейных трубопроводов по участкам в едином комплексе: труба, фасонные изделия, запорная арматура с энергоснабжением и оборудованием КИПиА в электронном виде (формат Excel или word);

  23. Ссылка на показатели ударной вязкости согласно положению Компании № П1-01.05 Р-0107 версия 2.00 (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350) обязательна для всех заказных спецификаций проектируемых объектов трубопроводного строительства;

  24. Для возможности частичной замены в процессе строительства при разработке рабочей документации на листе общих данных и в заказных спецификациях указывать несколько марок сталей для трубной продукции и совмещаемых с ними марок сталей фасонных изделий с учетом взаимозаменяемости и свариваемости;

  25. В заказных спецификациях указывать необходимое давление заводского испытания труб;

  26. Для возможности частичной замены в процессе строительства при разработке рабочей документации на листе общих данных и в заказных спецификациях указывать несколько вариантов манжет как альтернативу манжетам. Перечень альтернативных манжет принять в соответствии с Приложением №9 положения Компании «Критерии качества промысловых трубопроводов ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» №П1-01.05 Р—0107 2.00 (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350);

  27. Ссылка на «Положение компании № П1-01.05 Р-0107 версия 2.00» (с изменениями, внесёнными приказом ПАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014г. №350) обязательна для всех заказных спецификаций проектируемых объектов трубопроводного строительства;

  28. Предоставить на каждый объект строительства отдельные ресурсные ведомости по локальным и объектным сметам в электронном файле excel, с указанием цен по всей номенклатуре в уровне 2001г. Выполнить в проекте разделение объемов подготовительных работ под каждый объект строительства;

  29. До начала оформления опросных листов запросить унифицированную форму на всю запорную арматуру от Ду 50 мм и более;

  30. Комплект опросных листов, заказных спецификаций (находящихся в зоне ответственности УЭТ) с привязкой к объектам (проектируемым трассам трубопроводов) согласовать отдельным письмом в официальном порядке (через УНС);

  31. Названия участков трубопроводов сформировать по прилагаемому стандарту унификации названий линейных объектов строительства;

  32. Для проведения согласований с УЗиМР предоставить материалы прохождения трассы в формате Mapinfo проекция МСК86, только после предварительного согласования схем прохождения трасс с УЭТ;

  33. Предоставлять трассы в таблицах MapInfo в структуре ЗИС;

  34. С целью исключения наложения согласованных ранее трасс коридоров коммуникаций на проектируемые карьеры и трассы других проектов, предоставлять координаты трасс проектируемых трубопроводов в программе «Mapinfo»;

  35. Все основные технико-технологические решения необходимо принять в соответствии с утвержденным вариантом концепции. В случае необходимости изменения основных технико-технологических решений по результатам разработки ПСД, данные изменения согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

  36. Для возможности интеграции/импорта данных по проектируемым объектам в модуль «Обустройство» РН-КИН (КГИС), НИПИ необходимо предоставить в УЗиМР проектную информацию в виде дополнительного атрибута формата MapInfo или ArcGIS (таблица данных файл*.dbf).

Для каждого нового площадного объекта по следующим параметрам:

  • наименование объекта, производительные мощности объекта по видам продукции (нефть, жидкость, вода, газ), планируемый год ввода по производственной программе, обводненность на входе и выходе с объекта, давления н на входе и выходе по видам продукции, планируемые температурные показатели, координаты (место) размещения объекта, код САП (если есть).

Для каждого нового трубопровода по следующим параметрам:

  • наименование и тип трубопровода по назначению (НГС, ВВД, НН, ННВ), диаметр, толщина стенки, планируемый год ввода по производственной программе, протяженность, тип прокладки, материалы трубы, высотные отметки, коридор прохождения с координатами и высотными отметками, код САП (если есть)

  1. Получение локальных документов компании согласно письму исх. № 03-02-401 от 28.03.2012: Руководителям проектных организаций О требованиях при проектировании (критерии качества) и письмо УНС №03/03/01-07-2126 от 12.03.2013г. «Руководителям ПО, о применении дополнительных ТУ 1390-004-70403923-09 (трубы стальные)»;

  2. Согласования проводить в соответствии с утвержденной Схемой взаимодействия;

  3. При проектировании предусмотреть в проекте ресурсосберегающие мероприятия;

1   2   3   4   5   6

Похожие:

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconПервый заместитель генерального директора – главный инженер
Наименование поставляемых товара: один новый автомобиль Mitsubishi pajero sport did 5 Instyle at; год выпуска – 2013; дизель

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание на размещение сотрудников ОАО «Воронежнефтепродукт»
Заместитель генерального директора по техническим вопросам главный инженер ОАО «Воронежнефтепродукт»

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание заместитель генерального директора- главный инженер
Настоящее техническое задание распространяется на проектирование, изготовление и поставку энергокомплекса дизельного автоматизированного...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание на выполнение комплекса работ с приобретением...
Заместитель директора по техническим вопросам – Главный инженер филиала ОАО «мрск северо-Запада «Новгородэнерго»

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconОао «Концерн Росэнергоатом» утверждаю заместитель Генерального директора
...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconОао «Концерн Росэнергоатом» утверждаю заместитель Генерального директора
...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconИзвещение о проведении запроса котировок по закупке масла, смазки...
Первый заместитель генерального директора по экономике, финансам и имущественному комплексу

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconГлавный инженер ооо"Северстрой"

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» icon«утверждаю» первый заместитель генерального директора ОАО «лии им. М. М. Громова»
Запроса ценовых котировок в электронной форме по отбору организации с целью заключения договора купли-продажи легковых автомобилей...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconАнкета участника. Техническое задание. Главный инженер ООО «лукойл-центрнефтепродукт»


авто-помощь


Заказать интернет-магазин под ключ!

При копировании материала укажите ссылку © 2015
контакты
auto-ally.ru
<..на главную