close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

;docx

код для вставкиСкачать
РОССИЯ
Общество с ограниченной ответственностью
"БашНИПИнефть"
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ.А.ТИТОВА.
ПЛОЩАДКА ДНС С УПСВ.
ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Раздел 1
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
17043П-ПЗ
Том 1
Уфа 2014 г.
РОССИЯ
Общество с ограниченной ответственностью
"БашНИПИнефть"
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ.А.ТИТОВА.
ПЛОЩАДКА ДНС С УПСВ
ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Раздел 1
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
17043П-ПЗ
Том 1
Первый зам. генерального директора Главный инженер
В.В. Протопопов
Главный инженер проекта
О.Р. Хамитов
Уфа 2014 г.
Тюменская Ассоциация проектных и изыскательских предприятий
«СИБНЕФТЕГАЗПРОЕКТ»
ЗАО "Тюменьнефтегазпроект"
Инв.№ 053363
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ.А.ТИТОВА.
ПЛОЩАДКА ДНС С УПСВ
ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Раздел 1
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
17043П-ПЗ
Том 1
Генеральный директор
М.И. Пешков
Главный инженер
Д.В. Миронов
Главный инженер проекта
Б.З. Давлетов
Тюмень 2014 г.
2
Содержание тома
Обозначение
Наименование
Примечание
Содержание тома 1
2
17043П-СП
Состав проектной документации
3
17043П-ПЗ.ТЧ
Текстовая часть
6
Подп. и дата
Взам. инв. N
Согласовано
17043П-ПЗ-С
17043П-ПЗ-С
Инв. N подл.
Изм. Кол.уч. Лист
Разраб.
Н.контр.
ГИП
N док.
Бикчантаев
Решетников
Давлетов
Подп.
Дата
24.07.14
24.07.14
24.07.14
Содержание
тома 1
Стадия
П
Лист
1
Листов
1
ЗАО "Тюменьнефтегазпроект"
3
СОСТАВ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Номер
тома
1
Обозначение
Наименование
Примечание
Раздел 1 Пояснительная записка
17043П-ПЗ
Раздел 2 Схема планировочной
организации земельного участка
2.1
Часть 1 Схема планировочной
организации земельного участка
17043П-ПЗУ1
Часть 2 Проект полосы отвода
2.2.1
17043П-ПЗУ2.1
Книга 1 Электроснабжение
2.2.2
17043П-ПЗУ2.2
Книга 2 Автомобильные дороги
Раздел 3 Архитектурные решения
3.1
Часть 1 Архитектурные решения
17043П-АР1
Часть 2 Технологические и
конструктивные решения линейного
объекта. Искусственные сооружения
3.2.1
17043П-АР2.1
Книга 1 Электроснабжение
3.2.2
17043П-АР2.2
Книга 2 Автомобильные дороги
3.2.3
17043П-АР2.3
Книга 3 Промысловые трубопроводы
Согласовано
Раздел 4 Конструктивные и объемнопланировочные решения
4.1.1
17043П-КР1.1
Книга 1 Текстовая часть
4.1.2
17043П-КР1.2
Книга 2 Графическая часть
4.1.3
17043П-КР1.3
Книга 3 Графическая часть
4.2
17043П-КР2
Часть 2 Здания, строения и сооружения,
входящие в инфраструктуру линейного
объекта
Подп. и дата
Взам. инв. N
Часть 1 Конструктивные и объемнопланировочные решения
17043П-СП
Инв. N подл.
Изм. Кол.уч. Лист
Разраб.
Н.контр.
ГИП
N док.
Бикчантаев
Решетников
Давлетов
Подп.
Дата
24.07.14
24.07.14
24.07.14
Состав проектной
документации
Стадия
П
Лист
1
Листов
3
ЗАО "Тюменьнефтегазпроект"
4
Номер
тома
Обозначение
Наименование
Примечание
Раздел 5 Сведения об инженерном
оборудовании, о сетях инженернотехнического обеспечения, перечень
инженерно-технических мероприятий,
содержание технологических решений
5.1
17043П-ИОС1
Подраздел 1 Система
электроснабжения
5.2
17043П-ИОС2
Подраздел 2 Система водоснабжения
5.3
17043П-ИОС3
Подраздел 3 Система водоотведения
5.4
17043П-ИОС4
Подраздел 4 Отопление, вентиляция и
кондиционирование воздуха,
тепловые сети
5.5
17043П-ИОС5
Подраздел 5 Сети связи
5.6
17043П-ИОС6
Подраздел 6 Система газоснабжения
Инв. N подл.
Подп. и дата
Взам. инв. N
Подраздел 7 Технологические
решения
5.7.1
17043П-ИОС7.1
Книга 1 Технологические решения
5.7.2
17043П-ИОС7.2
Книга 2 Автоматизация комплексная
(уровень полевого оборудования)
5.7.3
17043П-ИОС7.3
Книга 3 Объекты вспомогательного,
обслуживающего и технического
назначения
6
17043П-ПОС
Раздел 6 Проект организации
строительства
Раздел 7 Проект организации работ по
сносу или демонтажу объектов
капитального строительства
Раздел не
разрабатывается
Раздел 8 Перечень мероприятий по
охране окружающей среды
8.1
17043П-ООС1
Часть 1 Текстовая часть
8.2
17043П-ООС2
Часть 2 Графическая часть
9
17043П-ПБ
Раздел 9 Мероприятия по обеспечению
пожарной безопасности
Раздел 10 Мероприятия по обеспечению
доступа инвалидов
Раздел не
разрабатывается
Лист
17043П-СП
Изм. Кол.уч. Лист
N док.
Подп.
Дата
2
5
Номер
тома
Обозначение
Наименование
10(1)
17043П-ЭЭ
Раздел 10(1) Мероприятия по
обеспечению соблюдения требований
энергетической эффективности и
требований оснащенности зданий,
строений и сооружений приборами
учета используемых энергетических
ресурсов
11
17043П-СМ
Раздел 11 Смета на строительство
объектов капитального строительства
Примечание
Раздел 12 Иная документация в случаях,
предусмотренных федеральными
законами
Часть 1 Инженерно-технические
мероприятия гражданской обороны.
Мероприятия по предупреждению
чрезвычайных ситуаций
12.1.1
17043П-ГОЧС1.1
Книга 1 Перечень мероприятий по
гражданской обороне, мероприятий
по предупреждению чрезвычайных
ситуаций природного и техногенного
характера
12.1.2
17043П-ГОЧС2
Книга 2 Структурированная система
мониторинга и управления
инженерными системами зданий и
сооружений
12.2.1
17043П-ДПБ2.1
Книга 1 Декларация промышленной
безопасности
12.2.2
17043П-ДПБ2.2
Книга 2 Приложение 1 - Расчетнопояснительная записка
12.2.3
17043П-ДПБ2.3
Книга 3 Приложение 2 Информационный лист
Инв. N подл.
Подп. и дата
Взам. инв. N
Часть 2 Декларация промышленной
безопасности
Лист
17043П-СП
Изм. Кол.уч. Лист
N док.
Подп.
Дата
3
17043П-ПЗ.ТЧ
6
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Разраб.
Бикчантаев И.Р.
25.07.14
Н.Контр.
Решетников А.А.
25.07.14
ГИП
Давлетов Б.З.
25.07.14
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
1
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
7
СОДЕРЖАНИЕ
1 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ........................................................................................................ 4
1.1 РЕКВИЗИТЫ ДОКУМЕНТОВ, НА ОСНОВАНИИ КОТОРЫХ ПРИНЯТО РЕШЕНИЕ О РАЗРАБОТКЕ
ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ................................................................................................................. 4
1.2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И УСЛОВИЯ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ...................... 4
1.3 СВЕДЕНИЯ О ФУНКЦИОНАЛЬНОМ НАЗНАЧЕНИИ ОБЪЕКТА КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА ...... 4
1.4 СВЕДЕНИЯ О ПОТРЕБНОСТИ ОБЪЕКТА КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА В ТОПЛИВЕ, ВОДЕ И
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ...................................................................................................................... 5
1.5 ДАННЫЕ О ПРОЕКТНОЙ МОЩНОСТИ ОБЪЕКТА КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА ......................... 6
1.6 СВЕДЕНИЯ О СЫРЬЕВОЙ БАЗЕ, ПОТРЕБНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА В ВОДЕ, ТОПЛИВНОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСАХ ................................................................................................................ 19
1.7 СВЕДЕНИЯ О КОМПЛЕКСНОМ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СЫРЬЯ, ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, ОТХОДОВ
ПРОИЗВОДСТВА...................................................................................................................................... 20
1.8 СВЕДЕНИЯ О ЗЕМЕЛЬНЫХ УЧАСТКАХ, ИЗЫМАЕМЫХ ВО ВРЕМЕННОЕ (НА ПЕРИОД
СТРОИТЕЛЬСТВА) И ПОСТОЯННОЕ ПОЛЬЗОВАНИЕ ............................................................................... 20
1.9 СВЕДЕНИЯ О КАТЕГОРИИ ЗЕМЕЛЬ, НА КОТОРЫХ РАСПОЛАГАЕТСЯ ОБЪЕКТ КАПИТАЛЬНОГО
СТРОИТЕЛЬСТВА .................................................................................................................................... 21
1.10 СВЕДЕНИЯ О РАЗМЕРЕ СРЕДСТВ, ТРЕБУЮЩИХСЯ ДЛЯ ВОЗМЕЩЕНИЯ УБЫТКОВ
ПРАВООБЛАДАТЕЛЯМ ЗЕМЕЛЬНЫХ УЧАСТКОВ .................................................................................... 21
1.11 СВЕДЕНИЯ ОБ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ В ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯХ,
РЕЗУЛЬТАТАХ ПРОВЕДЕННЫХ ПАТЕНТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ .............................................................. 21
1.12 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ КАПИТАЛЬНОГО
СТРОИТЕЛЬСТВА .................................................................................................................................... 21
1.13 СВЕДЕНИЯ О НАЛИЧИИ РАЗРАБОТАННЫХ И СОГЛАСОВАННЫХ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ................................................................................................................................................ 22
1.14 СВЕДЕНИЯ О ЧИСЛЕННОСТИ РАБОТНИКОВ И ИХ ПРОФЕССИОНАЛЬНОМ СОСТАВЕ, ЧИСЛЕ
РАБОЧИХ МЕСТ ...................................................................................................................................... 22
1.15 СВЕДЕНИЯ О КОМПЬЮТЕРНЫХ ПРОГРАММАХ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАСЧЕТОВ
КОНСТРУКТИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СТРОЕНИЙ И СООРУЖЕНИЙ .............................................................. 23
1.16 ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ОБЪЕКТА КАПИТАЛЬНОГО
СТРОИТЕЛЬСТВА ПО ЭТАПАМ СТРОИТЕЛЬСТВА С ВЫДЕЛЕНИЕМ ЭТИХ ЭТАПОВ................................. 24
1.17 СВЕДЕНИЯ О ПРЕДПОЛАГАЕМЫХ ЗАТРАТАХ, СВЯЗАННЫХ СО СНОСОМ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
............................................................................................................................................................... 25
1.18 ЗАВЕРЕНИЕ ПРОЕКТНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ...................................................................................... 25
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ ............................................................................ 26
Приложение А. Задание на проектирование объекта «Обустройство нефтяного
месторождения им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ.» …………………………………...28
Приложение Б. Технические условия………………………………………………………..39
Приложение В. Утвержденные градостроительные планы земельных участков…………70
Приложение Г. Акты выбора земельных участков………………………………………….75
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
2
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
8
Приложение Д. Лицензия на право пользования недрами………………………………….94
Приложение Е. Свидетельство NСРО-П-124-25012010 от 31.01.2014г. о допуске к
определенному виду или видам работ, которые оказывают влияние на безопасность
объектов капитального строительства……………………………………………………….117
Приложение Ж. Сертификат соответствия системы менеджмента качества ЗАО
"Тюменьнефтегазпроект" ISO 9001:2008 N RU228416Q-U от 19.12.2012 г., ISO/TS
29001:2010 N228416Q-TS29 от 19.12.2012…………………………………………………..120
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
3
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
9
1 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
1.1 Реквизиты документов, на основании которых принято решение о
разработке проектной документации
Проектная
документация
разработана
на
основании
договора
№БНИПИ/14/Р/208//ПИР/857.14 от 13 марта 2014 года на выполнение проектных работ
по объекту «Обустройство нефтяного месторождения им.А.Титова. Площадка ДНС с
УПСВ» между ООО «БашНИПИнефть» в лице Генерального директора Ахматдинова
Ф.Н. и ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» в лице Генерального директора Пешкова М.И.
1.2 Исходные данные и условия для подготовки проектной документации
Проектная документация выполнена на основании следующих исходных данных:
1. Задания на проектирование объекта «Обустройство нефтяного месторождения
им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ» от 20.11.2013г. (приложение А).
2. Технических условий (приложение Б);
3. Градостроительного плана земельного участка (приложение В);
4. Актов выбора земельных участков (приложение Г).
Шифрование проектной документации выполнено на основании разработанного
стандарта ООО «БашНИПИнефть».
В административном отношении проектируемый объект строительства на
месторождении им. А.Титова расположен на территории Архангельской области, в
Ненецком автономном округе (НАО), на землях СПК колхоз «Ижемский оленевод и Ко».
В географическом отношении – за Полярным кругом в северной части Большеземельской
тундры.
В данной проектной документации не разрабатываются следующие разделы:
раздел 7 «Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального
строительства» и раздел 10 «Мероприятия по обеспечению доступа инвалидов».
1.3 Сведения о функциональном назначении объекта капитального
строительства
В соответствии с требованиями Федерального закона № 384-ФЗ «Технический
регламент о безопасности зданий и сооружений» объект «Обустройство нефтяного
месторождения им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ» идентифицируется по следующим
признакам:
1) назначение: проектируемый объект «Обустройство нефтяного месторождения
им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ»
предназначен для предварительного
разгазирования нефти, сброса пластовой воды, транспорта нефти на месторождение им.
Требса, подготовки и подачи пластовой воды в систему ППД.
2) принадлежность к объектам транспортной инфраструктуры и к другим объектам,
функционально-технологические особенности которых влияют на их безопасность: в
соответствии с Правилами отнесения отраслей (подотраслей) экономики к классу
профессионального риска (утв. Постановлением Правительства РФ от 31 августа 1999 г.
№975 «Об утверждении Правил отнесения отраслей (подотраслей) экономики к классу
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
4
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
10
профессионального риска») проектируемые объекты идентифицируются как: 1.Отрасль
(подотрасль) экономики – Нефтедобывающая промышленность; 2. Код по ОКОНХ – 11210.
3) возможность опасных природных процессов и явлений и техногенных
воздействий на территории, на которой будут осуществляться строительство,
реконструкция и эксплуатация здания или сооружения: согласно материалам инженерных
изысканий опасные природные процессы и явления, на площадке строительства объекта
«Обустройство нефтяного месторождения им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ»,
наблюдаются. Производственная инфраструктура, эксплуатация которой может оказать
опасные техногенные воздействия на проектируемые объекты, в непосредственной
близости от площадки строительства отсутствует.
4) принадлежность к опасным производственным объектам: в соответствии с
Федеральным Законом №190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской Федерации» и
Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов»
объект «Обустройство нефтяного месторождения
им.А.Титова. Площадка ДНС с УПСВ» идентифицируется как особо опасный
производственный объект II класса опасности. На объекте перерабатываются, хранятся и
транспортируются опасные вещества, в количествах, превышающих указанные в таблице 2
Приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ.
5) пожарная и взрывопожарная опасность: меры по обеспечению пожарной и
взрывопожарной безопасности объекта предусмотрены в проектной документации в
соответствии с требованиями Федерального закона РФ от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ «О
пожарной безопасности», Федерального закона РФ от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О
промышленной безопасности опасных производственных объектов», Федерального закона
РФ от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной
безопасности». Подробное описание решений, обеспечивающих пожарную и
взрывопожарную безопасность проектируемых объектов капитального строительства,
приведено в разделе 9 «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности»;
6) наличие помещений с постоянным пребыванием людей: на площадке ДНС с
УПСВ предусмотрено в операторной.
7) уровень ответственности: в соответствии с Федеральным Законом №384-ФЗ
«Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» уровень ответственности
зданий и сооружений, входящих в состав опасного производственного объекта ДНС с
УПСВ – повышенный.
1.4 Сведения о потребности объекта капитального строительства в топливе,
воде и электрической энергии
Основные технические показатели о потребности объекта в электрической энергии
приведены в таблице 1.1.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
5
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
11
Таблица 1.1 - Основные технико-экономические показатели потребности
электроэнергии
Наименование
Количество
Потребляемая мощность, кВт
8 237,6
Основные технические показатели о потребности объекта в воде приведены в
таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Основные технические показатели по системам водоснабжения и
пожаротушения для проектируемых объектов
Показатели
Ед. изм.
Количество
1. Расчетный расход воды:
1,55
- на хозяйственно-питьевые нужды
м3/сут
- на производственные нужды
м3/сут
200
- пополнение противопожарного запаса воды
м3/сут
316
2. Всего без пополнения противопожарного запаса воды
м3/сут
201,55
3. Всего с пополнением противопожарного запаса воды
4. Расход пенообразователя
м3/сут
м3
317,55
7,5
Примечание: Пополнение противопожарного запаса воды не совпадает по времени с
промывкой технологического оборудования, в максимальный суточный баланс по воде не
включен.
Объем хранящегося топлива приведен в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Объемы хранящегося топлива
№
пп
1
Наименование
Резервуары дизельного топлива V=50 м3
Ед. изм.
Количество
3
м
50
1.5 Данные о проектной мощности объекта капитального строительства
Перечень сооружений отражающий мощность объекта для проектирования
площадки ДНС с УПСВ приняты согласно заданию на проектирование.
Исходные данные следующие:
- производительность по жидкости, тыс. т/год (т/сут.) 4832 (13238)
2024г.
- производительность по нефти, тыс. т/год (т/сут.)
2016г.
3052 (8362)
- производительность по газу, млн. нм3/год (нм3/сут.) 226 (619178) 2016г.
-закачка воды, тыс.т/год (т/сут.)
5465 (14973) 2024г.
Динамика добычи жидкости, нефти, газа, пластовой воды, закачки рабочего агента
на месторождении имени А.Титова приведена в таблице 1.4.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
6
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
12
Таблица 1.4 - Динамика добычи жидкости, нефти, газа, воды, закачки рабочего
агента
Закачка
рабоч.
Агента,
тыс.т
Добыча
нефти,
Добыча
жидкости,
Добыча
воды,
тыс.т
тыс.т
тыс.т
2015
339,0
339,1
0,1
25,26
47,5
2016
741,0
746,5
5,5
53,66
386,3
2017
1060,6
1096,5
35,9
77,08
586,9
2018
1232,9
1315,6
82,7
90,39
847,0
2019
1804,9
1993,7
188,8
131,50
1439,9
2020
1877,0
2192,1
315,1
137,71
1971,2
2021
1936,7
2361,4
424,7
142,21
2704,9
2022
2194,5
2774,8
580,3
159,87
3439,2
2023
2598,0
3491,4
893,4
188,25
4281,8
2024
2839,4
4221,5
1382,1
204,85
5370,6
2025
2746,9
4557,3
1810,4
197,83
5669,0
2026
2517,0
4699,8
2182,8
181,15
5718,5
2027
2324,2
4835,3
2511,1
167,08
5775,9
2028
1977,9
4733,6
2755,7
142,28
5534,1
2029
1616,2
4560,6
2944,4
116,40
5214,6
2030
1238,7
4283,8
3045,1
89,46
4785,1
2031
955,1
4090,2
3135,1
69,15
4476,7
2032
859,0
4101,4
3242,4
62,08
4449,0
2033
778,0
4090,2
3312,2
56,15
4405,1
2034
714,7
4090,2
3375,5
51,39
4379,4
2035
655,3
4090,2
3434,9
47,20
4355,4
Год
Раздел 1. Пояснительная записка.
Добыча газа,
млн.нм3
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
7
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
13
Объекты строительства:
-площадка технологической установки N1 (поз. 1) в составе: сепаратор входной
V=50 м3 (поз. 1.1); газосепаратор V=2,3 м3 (поз. 1.2); сепаратор входной V=50 м3 (поз.
1.3);
- Площадка узлов замера (поз.2) в составе: блок СИКНС и СИКГ (поз.2.1), фильтр
очистки (2 шт.) (поз.2.2);
-многофазная насосная станция с камерой смешения (поз. 4);
-емкость дренажно-канализационная V=16м3 (поз. 6);
-блок подготовки топливного газа (поз. 7);
- площадка реагентного хозяйства (поз. 8)
- склад-навес (поз. 9);
- площадка технологической установки N2 (поз. 10) в составе: Сепаратор
нефтегазовый со сбросом воды (V=100 м3, 3 шт.) (поз. 10.1), сепаратор концевой ступени
сепарации (V=50 м3, 3 шт.) (поз.10.2), отстойник воды (V=200 м3, 2 шт.) (поз.10.3);
- емкость для сбора конденсата (V=8 м3) (поз.11);
- насосная пластовой воды (поз.12);
-подогреватель нефти ПП-4В (поз. 14.1, 14.2, 14.3);
-емкость дренажная V=16м3 (поз. 15);
-емкость для сбора конденсата V=8м3 (поз. 16);
-лаборатория (поз. 17);
-емкость дренажная V=16м3 (поз. 18);
- емкость уловленной нефти V=16 м3 (поз.19);
- емкость дренажная V=25 м3 (поз.20);
-емкость аварийная V=16м3 (поз. 22);
-емкость аварийная V=16м3 (поз. 24);
- резервуар нефти РВС-5000 (поз.25);
- площадка блочной кустовой насосной станции (поз. 26) в составе: блок
вспомогательных насосов (поз. 26.1); блок маслосистемы (поз. 26.2); блок насосный -4 шт.
(поз. 26.3); блок коллекторов (поз. 26.4); блок трансформаторов – 2 шт. (поз. 26.5); блок
плавного пуска (поз. 26.6); блок РУ – 2 шт. (поз. 26.7); блок управления (поз. 26.8);
- емкость дренажная V=16 м3 (поз.27);
- емкость аварийного слива масла V=5 м3 (поз.28);
- Емкость дренажно-канализационная V=16 м3 (поз.29);
-факельная система (поз. 30.1…30.6);
- резервуар нефти РВС-5000 (поз.31);
- блок НКУ (поз. 32);
-емкость аварийная V=12,5 м3 (поз.34);
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
8
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
14
-емкость аварийная V=16м3 (поз. 35);
-молниеотвод (поз.37);
-пеногенераторная станция (поз. 38);
-резервуар противопожарного запаса воды V=700м3 (поз. 39, 40);
-блок-бокс для хранения пожинвентаря (поз. 41);
-операторная (поз. 42);
-блок-бокс обогрева вахтенного персонала со слесарной мастерской (поз. 43);
-емкость для сбора шлама V=100м3 (поз. 44);
-ограждение емкости для сбора шлама (поз. 45);
-колесоотбойное ограждение (поз. 46);
-установка горизонтальная факельная (поз.47);
-резервуар дождевых стоков V=300м3 (поз.48);
-насосная перекачки стоков на ГФУ (поз. 49);
- емкость для сбора конденсата V=8 м3 (поз.50);
-блок управления МФНС (поз. 51);
- Мачта прожекторная (поз.52);
-подстанция трансформаторная 10/0,4 кВ «ДНС» (поз. 53);
-блок аппаратурный ПП-4 (поз. 56);
-площадка ДЭС (поз. 57);
-резервуар дизельного топлива V=50м3 (поз. 58);
-емкость дренажно-канализационная V=12,5м3 (поз. 60);
-проходная (поз. 62);
- ограждение установки ГФУ (поз.63);
- ограждение факельной системы (поз.64);
-ограждение ДНС (поз. 65);
-блок НКУ (поз. 66);
- мачта прожекторная (поз. 67…69);
- мачта прожекторная (поз. 70…75);
-склад-навес для хранения химреагентов , 2 шт. (поз. 76,77);
-резервуар-отстойник пластовой воды РВС 3000, 2 шт. (поз. 78, 79);
-очистные сооружения дождевых стоков (поз. 81);
-установка дегазации стоков (поз. 82);
-емкость дренажно-канализационная V=12,5м3 (поз. 83);
-емкость дренажная V=40м3 (поз. 84);
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
9
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
15
- мачта прожекторная (поз. 85);
- мачта прожекторная (поз. 86, 87);
-емкость для сбора утечек и дренажа V=16м3 (поз. 90);
-стояк налива нефти (поз. 91);
-емкость дренажно-канализационная V=16м3 (поз. 92);
-ограждение нефтеналива (поз. 93);
- мачта прожекторная (поз. 94);
- скважина контрольная температурная (поз. 95…100, 102…107);
- блочное РУ 10 кВ (поз.108);
- стойка видеонаблюдения (поз.109);
- щит пожарный (110.1…110.6);
- емкость для аварийного слива воды V=40 м3 (111);
- емкость для слива шламосодержащих стоков V=16 м3 (112);
- технологические трубопроводы;
- инженерные сети.
Подробное описание технологической схемы технологического оборудования
описано в томе 5.7.1.
Разработана технологическая схема ДНС месторождения им. Анатолия Титова (с
учетом этапности строительства) с предварительным сбросом воды (УПСВ) и
проведением следующих операций:
- предварительное разгазирование нефти в сепараторах-пробкоуловителях;
- частичный отбор газа на собственные нужды ДНС, на котельную и возврат
остатков газа в нефтяной поток на прием многофазных насосов;
- нагрев нефтяной эмульсии от +10ºС до +40ºС в подогревателях типа ПП-4В с
промежуточным теплоносителем;
- введение деэмульгатора;
-предварительный сброс пластовой воды до 5%-тов остаточного содержания в
нефти с помощью трехфазных сепараторов со сбросом воды;
-дополнительное разгазирование нефти в концевых сепараторах-буферах перед
подачей в аварийный резервуар в аварийной ситуации;
-раздельный учет нефти и газа;
-совместный транспорт нефти и газа с помощью блочной мультифазной насосной
станции МФНС на ЦПС месторождения им. Романа Требса для разгазирования и
товарной подготовки нефти;
- аварийный сброс нефти в резервуары и раскачка их с помощью подземной
емкости с погружным насосом на прием подогревателей или МФНС;
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
10
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
16
- безнапорная резервуарная подготовка пластовой воды по содержанию
нефтепродуктов и механических примесей равному 30 мг/л с целью дальнейшего
использования в системе ППД;
-очистка от мехпримесей подпиточной воды из водозаборных скважин по
содержанию до 30 мг/л с целью использования в системе ППД;
- подача подготовленной пластовой воды и воды из водозаборных скважин с
помощью блочной кустовой насосной станции (БКНС) в систему ППД.
Согласно решениям ООО «Башнефть-Полюс», с учетом оптимизации средств на
строительство, проектной документацией на ДНС с УПСВ предусмотрено выделение двух
этапов строительства.
На первом этапе строительства и при эксплуатации первого пускового комплекса
технологический процесс будет осуществляться по следующей технологической схеме.
Газонасыщенная продукция скважин после замерных установок по нефтесборным
сетям поступает на узел подключений ДНС с давлением 0,49 МПа (изб.) и температурой
+10ºС…+15ºС и далее направляется во входной модернизированный нефтегазовый
сепаратор-пробкоуловитель первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2 (V=50 м3,
РN=1,0 Мпа) со встроенным гидроциклоном. В этот же коллектор осуществляется откачка
из дренажной емкости узла СОД (узла приема средств очистки и диагностики).
Газовый фактор газонасыщенной нефти определяет пробковую структуру входного
потока. Входной сепаратор предназначен для улавливания образующихся при движении
газожидкостной смеси газовых пробок и удалении свободного попутного газа.
Газожидкостной поток через патрубок тангенциального ввода поступает во
входной вертикальный гидроциклон аппарата С-1/1, С-1/2. Из гидроциклона нефть
стекает в сепаратор, где проходит дополнительную сепарацию в течение 5-10 минут. Газ,
выделившийся в гидроциклоне и сепараторе С-1/1, С-1/2, поступает в вертикальный
газосепаратор ГС-1.
Далее частично разгазированная нефтяная эмульсия направляется в подогреватели
П-1/1, П-1/2 с промежуточным теплоносителем типа ПП-4В, тепловой мощностью 4МВт.
Нефти месторождения имени Анатолия Титова характеризуются повышенным
содержанием парафинов (содержание парафинов 7%...9%) с температурой плавления
парафинов 58ºС…62ºС. Для подготовки и транспорта подобных нефтей требуются
повышенные температуры.
По данным ООО «БашНИПИнефть» потеря температуры по трассе напорного
трубопровода до ЦПС месторождения имени Требса составляет 16ºС.
Подогреватель
с
промежуточным
теплоносителем
обеспечивает
высокоэкономичный «мягкий» режим нагрева продукта. Топливом для питания
горелочных устройств является осушенный попутный газ после блока подготовки
топливного газа БПТГ.
Согласно технологической схемы ДНС предусмотрена возможность подачи
нагретой нефтяной эмульсии после подогревателей в напорный нефтепровод в случае
аварийной ситуации на многофазной насосной станции.
В нормальном режиме работы ДНС нагретая нефтяная эмульсия после
подогревателей направляется в трехфазные сепараторы С-2/1, С-2/2 для разгазирования,
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
11
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
17
которые на первом этапе эксплуатации выполняют функции «горячей» ступени сепарации
и являются буфером для работы многофазной (мультфазной) насосной станции МФНС. В
обвязке сепараторов предусмотрено объединение общих потоков выхода нефти и
пластовой воды в один поток с направлением на прием МФНС. При этом расход
жидкости будет регулироваться частотным преобразователем многофазной насосной
станции с поддержанием уровня раздела фаз «газ-жидкость» в сепараторах, выход
жидкости будет направлен по байпасным линиям регулирующих клапанов Кл5, Кл6,
Кл11, Кл12, установленных на трубопроводах выхода нефти и пластовой воды из
трехфазных сепараторов.
На втором и третьем этапе строительства и эксплуатации, при увеличении
обводненности поступающей продукции, трехфазные сепараторы С-2/1, С-2/2
используются для осуществления предварительного сброса пластовой воды, которая
направляется в очистные резервуары.
Далее частично разгазированная нефтяная эмульсия направляется через блок
фильтров БФ в блок измерения количества и качества сырой нефти СИКНС, где
происходит постоянный замер расхода нефтяной эмульсии с использованием массовых
кориолисовых расходомеров.
Попутный газ, выделившийся из сепараторов С-1/1, С-1/2, направляется в
вертикальный газосепаратор ГС-1 для очистки и улавливания капельной жидкости.
В качестве газосепаратора принят высокопроизводительный вихревой
центробежный сепаратор СЦВ вертикального типа, в котором происходит очистка газа от
механических примесей и капельной жидкости.
Газовый конденсат из газосепаратора ГС-1 сбрасывается по уровню в подземную
емкость ДЕ-2. В эту же емкость поступает конденсат из блока подготовки топливного газа
БПТГ и узла замера газа СИКГ. Подземная емкость ДЕ-2 оборудована двумя
погружными насосами, которые откачивают конденсат на вход в КСУ или на блок
фильтров БФ.
Часть очищенного от капельной жидкости газа после ГС-1 направляется в блок
подготовки топливного газа БПТГ для дополнительной подготовки и распределения в
качестве топливного газа по потребителям: на котельную (находящуюся на территории
ОБП), на подогреватели, на нужды факельной системы (Ф-1, Ф-2) и на горизонтальную
факельную установку ГФУ.
Технологическое оборудование в блоке БПТГ работает следующим образом: газ
поступает по входному газопроводу в сепаратор, где происходит отделение из него
жидкой фазы и механических примесей. Далее газ поступает в теплообменник, где
нагревается до температуры +20ºС и через счетчик количества газа и регулятор давления
выходит по своим направлениям к потребителям.
Часть попутного газа проходит через регулирующий клапан Кл3 и через задвижку
Зд18 направляется через систему измерения количества газа СИКГ на многофазную
насосную станцию МФНС. В случае аварийной обстановки (порыв напорного
нефтегазопровода, остановка работы МФНС, отключение электроэнергии) газ
сбрасывается на факел высокого давления Ф-1 через задвижку Зд17.
Нефтяная эмульсия после трехфазных сепараторов по байпасной линии аппаратов
КСУ подается на прием блока фильтров БФ (ФС-1…ФС-3), где очищается от
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
12
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
18
механических примесей и направляется на узел учета сырой нефти СИКНС для замера и
определения качества сырой нефти.
Далее нефтяная эмульсия смешивается с замеренным на узле учета попутным
газом в камере смешения, которая поставляется в комплекте с многофазной насосной
станцией. После камеры смешения газожидкостная смесь поступает на прием
многофазной насосной станции МФНС.
Многофазная насосная станция предназначена для перекачки газожидкостной
смеси с ДНС месторождения им. Анатолия Титова на ЦПС месторождения им. Романа
Требса для разгазирования и товарной подготовки нефти.
При использовании МФНС отпадает необходимость строительства газопровода и
компрессорной станции для транспорта газа с ДНС месторождения имени Анатолия
Титова на ЦПС месторождения им. Романа Требса.
Факельная система.
В случае аварийной ситуации у потребителей газового топлива, а также на
многофазной насосной станции по технологической схеме ДНС предусмотрен сброс газа
на факел УФС – совмещенную установку факельных стволов высокого и низкого
давления.
Сброс газа с предохранительных клапанов сепараторов С-1/1, С-1/2,
газосепаратора ГС-1, сепараторов С-2/1, С2/2 осуществляется на факельный ствол
высокого давления Ф-1.
В аварийной ситуации сброс газа с КСУ и сброс газа с предохранительных
клапанов КСУ предусмотрен на факельный ствол низкого давления Ф-2.
Факельная система для аварийного сжигания газа запроектирована на первом
этапе строительства. В проекте принята совмещенная установка факельных стволов
высокого и низкого давления УФС.
Установка горизонтальная факельная ГФУ
Для сжигания производственно-дождевых стоков с территории ДНС на первом
этапе строительства ДНС предусматривается строительство установки горизонтальной
факельной типа ГФУ-5.
Производственно-дождевые сточные воды ДНС в напорном режиме подаются в
резервуар-накопитель дождевых стоков Рк-1, откуда насосом подаются на сжигание на
установке ГФУ (см. черт. 12393.16П-06-07.0СХ-НК).
На втором этапе строительства, с вводом в эксплуатацию очистных сооружений
пластовой воды, БКНС, проектом предполагается утилизация стоков после очистки в
систему ППД.
Для подачи стоков из резервуара Рк-1 на ГФУ проектом предусмотрена насосная
станция НС с насосами 1В6/5-5/5 производительностью 5 м3/ч, 1 раб+1 рез.
Реагентное хозяйство.
Для предотвращения выпадения парафина в оборудовании и в напорном
трубопроводе на ДНС предусмотрен ввод ингибитора парафиноотложения с помощью
блока дозирования ингибитора БДР-1 в трубопровод нефтяной эмульсии на входе в
МФНС.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
13
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
19
В последующие годы эксплуатации ожидается рост обводненности поступающей
продукции скважин на ДНС, поэтому предусматривается выполнение процесса отделения
и сброса пластовой воды из трехфазных сепараторов, строительство и ввод в
эксплуатацию оборудования по ее очистке (очистные резервуары) с целью использования
в системе ППД, а так же строительство установки подготовки воды из водозаборных
скважин, строительство БКНС. На втором этапе предусматривается строительство
аварийных резервуаров, концевой сепарационной установки, третьего подогревателя
нефти, подземной емкости с погружными насосами для раскачки аварийных резервуаров.
Для подключения оборудования второго этапа строительства предусмотрены
задвижки на соответствующих технологических линиях.
При вводе объектов второго этапа строительства предлагается следующая
схема работы ДНС.
Частично разгазированная нефтяная эмульсия после входных сепараторов С-1/1,
С-1/2 направляется в подогреватели П-1…П-3 с промежуточным теплоносителем типа
ПП-4В, тепловой мощностью 4МВт. На втором этапе предусматривается установка
третьего подогревателя типа ПП-4В.
Далее нагретая нефтяная эмульсия направляется в трехфазные сепараторы С-2/1,
С-2/2 для разгазирования и предварительного сброса пластовой воды.
Улучшенный аппарат позволяет эффективно отделить нефть от воды до остаточной
обводненности 5% в режиме УПСВ.
При осуществлении процесса предварительного отстоя в трехфазных сепараторах
уровень раздела фаз «нефть-вода» регулируется регулирующими клапанами Кл11, Кл12,
установленными на трубопроводах по выходу пластовой воды из сепараторов. Давление
сепарации поддерживается регулятором давления Кл15, установленным по выходу газа.
Уровень раздела фаз «газ-нефть» регулируется регулирующими клапанами Кл5,
Кл6, установленными на трубопроводах по выходу нефти из сепараторов.
Частично обезвоженная нефтяная эмульсия после сепараторов С-2/1, С-2/2
направляется через регуляторы уровня «газ-нефть» Кл5, Кл6 в сепараторы-буферы
КСУ-1…КСУ-3. Как буферы они нужны для стабильной работы многофазных насосов. В
случае аварийной ситуации на трубопроводе внешнего транспорта нефтегазовой эмульсии
или отключении электроэнергии сепараторы-буферы переходят в режим работы концевой
сепарационной установки при давлении 0,005 Мпа (изб.), при этом газ направляется на
факел низкого давления Ф-2, а нефтяная эмульсия направляется в аварийные резервуары
Р-1, Р-2. При работе сепараторов КСУ-1…КСУ-3 в качестве буферов – газ направляется в
общую систему сбора газа на прием многофазной насосной станции МФНС через узел
регулирования и поддержания давления «до себя» Кл16, нефтяная эмульсия так же
направляется на прием многофазных насосов.
В аппарате предусмотрены встроенные дегазирующие насадки, каплеотбойные
устройства для очистки газа, исключающие налипание парафина, установленные на
выходе газа из аппарата.
Конструкция аппарата позволяет провести эффективную сепарацию нефти от газа.
Аварийные резервуары Р-1, Р-2 объемом 5000 м3 рассчитаны на 12-ти часовой
запас, в нормальном режиме работы ДНС резервуары должны быть свободными.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
14
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
20
Резервуары имеют внутреннее и наружное антикоррозионное покрытие и наружный
электрообогрев с теплоизоляцией. Резервуары оборудуются непримерзающими
дыхательными и предохранительными клапанами типа КДС со встроенными
огнепреградителями. Дыхательные клапаны предназначены для герметизации газового
пространства резервуаров с нефтью и регулирования давления в этом пространстве в
заданных пределах. Клапан устанавливается на фланец монтажного патрубка в крыше
резервуара.
Раскачка резервуаров выполняется через подземную емкость приема нефти ДЕ-8.
Нефть из резервуаров Р-1, Р-2 самотеком подается в дренажную емкость ДЕ-8,
оборудованную двумя погружными насосами, которые откачивают нефть на блок
фильтров БФ и далее на прием МФНС или подают нефть на прием подогревателей.
Коренные задвижки у резервуаров с ручным приводом продублированы
электроприводными задвижками, установленными за обвалованием резервуара.
В нормальном режиме работы ДНС с УПСВ нефтяная эмульсия после сепараторовбуферов КСУ-1…КСУ-3 направляется на вход МФНС.
Для сбора утечек с торцовых уплотнений насосов МФНС, дренажей с узла учета
нефти, блока фильтров, сепараторов первой ступени сепарации, газосепаратора
предусмотрена емкость ДЕ-1 V=16м3 типа ЕП. Откачка продукта из емкости
производится двумя погружными насосами НВ-Мв-Е-50/80 ХЛ2 на прием подогревателей
П-1…П-3. Откачка происходит в автоматическом режиме – включение насосов по
достижению верхнего уровня и отключение – по нижнему уровню.
Для интенсификации процесса расслоения нефтяной эмульсии предусмотрен ввод
деэмульгатора типа Демульфер перед входными сепараторами с помощью дозировочных
насосов НД 25/40, установленных в блоке БДР-3. Дозированная подача деэмульгатора в
объеме 50 г на тонну нефти. Блок поставляется комплектно с наружной емкостью Е-3,
рассчитанной на 30-ти суточный запас реагента.
Для снижения коррозии технологического оборудования и трубопроводов
предусмотрен ввод ингибитора коррозии в трубопровод пластовой воды перед очистными
резервуарами Р-3, Р-4. Дозирование ингибитора коррозии осуществляется дозировочными
насосами типа НД, расположенными в блоке дозирования ингибитора БДР-2 типа БДР
25/40. Дозированная подача ингибитора коррозии в объеме 50 г на тонну пластовой воды.
Блок поставляется комплектно с наружной емкостью Е-2, рассчитанной на 30-ти
суточный запас ингибитора.
Надземно установленные емкости объемом 25 м3 для хранения реагентов,
входящие в состав поставки блоков БДР-1,2,3, имеют герметичную обвязку и герметично
закрыты. Все заглушки, задвижки, фланцевые соединения на емкостях и обвязке
опломбируются и защищаются от свободного доступа к ним. Задвижки на воздушниках
емкостей открываются на период заполнения, отпуска и на период ремонтных работ, в
остальное время эти задвижки герметично закрыты и опломбированы. Емкости
оснащаются средствами контроля уровня.
Химреагент переливается закрытым способом, с применением герметичных
трубопроводов.
В проекте предусмотрен склад с грузоподъемным устройством для хранения
реагентов в бочках.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
15
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
21
Газ с предохранительных клапанов сепараторов С-1/1, С-1/2, С-2/1, С-2/2,
газосепаратора ГС-1 сбрасывается на факел высокого давления Ф-1.
На ДНС предусмотрена подземная емкость ДЕ-5, объемом 25 м3 для приема
нефтяной эмульсии с разведочных скважин и утилизации продуктов возможного разлива.
Емкость оборудована погружным насосом. Нефть поступает в автоцистернах и сливается
в емкость ДЕ-5, а далее подается погружным насосом на стояк налива СН
(измерительный комплекс типа АСН-12ВГ) для заправки в автоцистерны или через узел
учета УУН8 подается на вход блока фильтров БФ перед МФНС.
Очистка пластовой воды на ДНС производится по безнапорной схеме следующим
образом.
Пластовая вода, отделившаяся в трехфазных сепараторах С-2/1, С-2/2, через
регулирующие клапаны Кл11, Кл12 подается в очистные резервуары-отстойники Р-3, Р-4,
объемом 3000 м3 каждый, в которых происходит разгазирование пластовой воды под
атмосферным давлением и очистка воды методом динамического отстаивания от
механических примесей и нефтепродуктов. По данным ООО «БашНИПИнефть»
содержание газа в пластовой воде после трехфазных сепараторов не превышает 0,03…0,04
нм3/м3 воды.
На прием очистных резервуаров подаются производственно-дождевые стоки через
узел учета УУВ6 с площадки ДНС, ОБП, базы ГСМ.
Содержание нефтепродуктов и мехпримесей в очищенной воде на выходе из
резервуаров-отстойников составляет не более 30 мг/л согласно требований к воде,
используемой для системы ППД.
Резервуары-отстойники эксплуатируются в течении суток непрерывно в
динамическом режиме, то есть при одновременном непрерывном наливе воды,
отстаивании и сливе ее из резервуара-отстойника.
Всплывшая в процессе отстаивания нефть отводится через устройство для отвода
уловленной нефти.
Выпавшие в осадок твердые механические примеси периодически удаляются
механическим способом в шламонакопитель, затем отправляются на полигон.
Периодичность
зачистки
резервуаров-отстойников
определяется
их
производительностью и содержанием механических и нефтяных примесей в исходной
воде.
Резервуары-отстойники для очистки нефтепромысловых сточных вод, так же как и
нефтяные резервуары, имеют непромерзающие предохранительные и дыхательные
клапаны со встроенными огнепреградителями, указатели уровня, монтажные и световые
люки-лазы.
Далее очищенная пластовая вода из резервуаров-отстойников Р-3, Р-4 поступает в
насосную пластовой воды Н-1 блочного исполнения на насосы Н-1/1…Н-1/3 для подачи
на БКНС. В качестве насосов применены центробежные насосы типа 1Д200-90а в
количестве 3-х штук (2раб+1рез). Часть очищенной воды после насосной Н-1 подается
через узел учета воды УУВ5 на растворно-солевой узел (РСУ) для приготовления
соляного раствора, необходимого для глушения скважин.
Организация системы ППД на ДНС предусматривается путем строительства
блочной кустовой насосной станции БКНС, находящейся на территории ДНС.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
16
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
22
Источником воды для закачки в пласт является очищенная пластовая вода с ДНС и
дефицит по закачке восполняется водой из водозаборных скважин (подпиточной водой).
Вода из водозаборных скважин подлежит разгазированию и очистке от
механических примесей до содержания 30 мг/л. Выбор оборудования установки
подготовки воды из водозаборных скважин произведен исходя из максимальной
потребности в подпиточной воде с учетом динамики потребности в воде по годам для
системы ППД. Разгазирование и очистка воды проходит в блоке подготовки воды БПВ,
разработку и изготовление которого выполняет завод «Нефтемаш» г.Тюмень.
Вода из водозаборных скважин поступает в сепаратор-дегазатор, где разгазируется
под атмосферным давлением. Далее вода поступает на прием подпорного насоса типа 1Д
200-90а и далее на блок мультициклонов для отделения под действием центробежных сил
твердо взвешенных частиц и блок фильтров, а затем подается на вход насосов БКНС.
Подпорные насосные агрегаты являются источником гидравлической энергии,
обеспечивающей работу гидроциклонов и подачу очищенной воды на прием насосов
БКНС под избыточным давлением.
Закачку воды в пласт предлагается осуществлять через блочную кустовую
насосную станцию БКНС.
Вода на БКНС подается по 2-м напорным трубопроводам согласно ВНТП 3-85
п.3.42. Вода поступает на прием центробежных насосов, пройдя насосные агрегаты, вода
под давлением по выкидному трубопроводу через обратный клапан и электроприводную
задвижку, установленные после каждого насоса выходит из БКНС и направляется в
водораспределительную гребенку и далее к нагнетательным скважинам.
Насосные блоки оснащены освещением, пожарной сигнализацией, сигнализацией
загазованности, первичными средствами пожаротушения.
Для быстрого отключения всех технологических площадок на ДНС в аварийном
режиме, согласно ПБ 09-540-03, на входных и выходных коллекторах, а также на
подключениях
факельных
трубопроводов
установлена
быстродействующая
электроприводная запорная арматура.
Электроснабжение
Источником электроснабжения 10 кВ проектируемых объектов площадки ДНС с
УПСВ месторождения им. А. Титова является РУ 10 кВ ПС110/35/10кВ «Титова»,
проектируемой ООО «ПЦ «Севзапэнергосетьпроект», г. Санкт-Петербург.
Для электроснабжения потребителей площадки ДНС от РУ 10 кВ ПС 110/35/10 кВ
«Титова» выполняется кабелем.
В качестве аварийного источника электроснабжения РУ 10кВ ПС110/35/10кВ
«Титова», данным проектом предусмотрены пять ДЭС 10кВ по 1800кВт, подключаемые к
КРУ 10кВ “ДЭС” на площадке ДНС к разным секциям шин.
Источником электроснабжения 10кВ оборудования БКНС является проектируемое
РУ -10кВ в составе «БКНС».
В качестве источников электроэнергии на напряжение 0,4 кВ предусмотрены:
•
проектируемая 2-х трансформаторная КТП 10/0,4 кВ «ДНС» с НКУ в
блочном исполнении, оснащенная АВР на стороне 0,4 кВ;
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
17
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
23
•
2-х трансформаторная КТП 10/0,4 кВ БКНС в блочном исполнении,
поставляемая комплектно с БКНС.
Для питания электродвигателей 690В (5 шт.) многофазной насосной станции
(МФНС), в комплекте со станцией поставляются трансформаторные подстанции КТП10/0,72кВ-1000 кВА.
Водоснабжение
На всех проектируемых площадках вода требуется для хозяйственно-питьевых,
производственных нужд, для наружного и внутреннего пожаротушения.
Источником водоснабжения для целей пожаротушения и производственных целей
приняты артезианские скважины, размещаемые на ранее запроектированной площадке
ОБП.
Размещение сооружений по подготовке воды питьевого качества предполагается на
площадке ОБП. На площадке ДНС для питьевых целей планируется использовать
привозную воду с площадки ОБП.
Для получения воды питьевого качества на площадке ОБП предусмотрена установка
подготовки питьевой воды (УПВ) производительностью 150 м3/сут.
Проектируемая схема водоснабжения следующая: вода из артскважин подается на
установку подготовки воды и далее поступает в резервуары чистой воды объемом 50 м3, 2
шт., откуда насосами II подъема подается потребителю.
На площадке ДНС с УПСВ предусмотрена стационарная система
противопожарного водоснабжения, включающая в себя резервуары противопожарного
запаса воды объемом 700 м3, 2 шт., пеногенераторную станцию и надземный кольцевой
противопожарный водопровод с пожарными гидрантами и лафетными стволами.
Водоотведение
Основной объем стоков от проектируемых объектов составляют нефтесодержащие
стоки:
- пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе подготовки;
- дождевые стоки от технологических площадок, из обвалования резервуарного парка;
- производственные стоки;
- бытовые стоки.
Производственно-дождевые сточные воды ДНС от технологических площадок и из
обвалования резервуарного парка по самотечным трубопроводам проектируемой системы
производственно-дождевой канализации стекают в дренажно-канализационные емкости,
оборудованные насосами типа НВ 50/50. Далее в напорном режиме стоки подаются в
резервуар-накопитель дождевых стоков Рк-1 объемом 300 м3, откуда на первом этапе
строительства насосом подаются на сжигание на установке ГФУ.
На втором этапе строительства, с вводом в эксплуатацию очистных сооружений
пластовой воды, БКНС, проектом предполагается утилизация стоков после очистки в
систему ППД.
Очищенные производственно-дождевые стоки в напорном режиме поступают на
установку дегазации стоков УДС, после чего подаются на прием насосов БКНС для
утилизации в систему ППД.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
18
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
24
Источником теплоснабжения проектируемых зданий и сооружений служит
электроэнергия.
Автоматизация
Для контроля и управления объектами ДНС с УПСВ предусматривается
распределенная система управления, сконфигурированная, в зависимости от типа, объема
и территориального расположения технологического оборудования, из различного набора
станций управления.
Отслеживание текущего режима работы оборудования и управление
технологическим процессом осуществляется автоматически на основании заложенных
алгоритмов управления. Оперативному персоналу предоставляется возможность
наблюдения за ходом процесса и управления режимами работы оборудования с
автоматизированных рабочих мест (АРМ), расположенных в операторной ДНС с УПСВ.
На АРМ персонала отображается текущий режим работы технологического
оборудования, предаварийные и аварийные сообщения системы при отклонениях
наиболее важных технологических параметров за допустимые границы, диагностическая
информация о работоспособности комплекса технических средств, а также отчеты
установленной формы.
Система связи
Для телекоммуникационного обеспечения площадки ДНС с УПСВ предусмотрены
следующие сети связи выполненные подрядной организацией ООО «Дигикомм», г.
Тюмень:
•
локально вычислительные сети;
•
сети телефонизации;
•
системы оповещения;
•
система периметрального видеонаблюдения.
1.6 Сведения о сырьевой базе, потребности производства в воде, топливноэнергетических ресурсах
Вода на проектируемых сооружениях используется на хозяйственно – питьевые и
производственные нужды, пополнение противопожарного запаса воды, на приготовление
солевого раствора.
Источником хозяйственно-питьевого и противопожарного водоснабжения
проектируемых объектов являются артезианские скважины, расположенные на площадке
ОБП. Проектирование артезианских скважин выполняется отдельным проектом.
В целях обеспечения санитарно-эпидемиологической надежности источника
хозяйственно-питьевого водоснабжения предусмотрены зоны санитарной охраны.
Для приготовления солевого раствора и спецжидкостей используется
подготовленная пластовая вода, поступающая с ДНС месторождения им. Титова.
Расход воды на проектируемых сооружениях приведен в таблице 1.5.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
19
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
25
Таблица 1.5 - Расход воды на проектируемых сооружениях
Показатели
1. Расчетный расход воды:
- на хозяйственно-питьевые нужды
Ед. изм.
Количество
1,55
м3/сут
- на производственные нужды
м3/сут
200
- пополнение противопожарного запаса воды
м3/сут
183*
2. Всего без пополнения противопожарного запаса воды
м3/сут
201,55
3. Всего с пополнением противопожарного запаса воды
4. Расход пенообразователя
м3/сут
м3
184,55
7,3
Примечание: *- Пополнение противопожарного запаса воды не совпадает по времени с
промывкой технологического оборудования, в максимальный суточный баланс по воде не включен.
Годовой расход электроэнергии и расчетная потребляемая мощность
проектируемых нагрузок 0,4кВ на проектируемой площадки нефтяного месторождения
им. А.Титова приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 - Годовой расход электроэнергии
Наименование площадки
Расчетная
потребляемая
мощность,
кВт
Годовой расход
электроэнергии ,
тыс. кВт*ч
8237,6
43075,1
ДНС с УПСВ
1.7 Сведения о комплексном использовании сырья, вторичных
энергоресурсов, отходов производства
Источником теплоснабжения проектируемых зданий и сооружений служит
электроэнергия.
Отходы производства не подлежат дальнейшему использованию.
Отработанные масла передаются ООО «БашНИПИнефть» спецпредприятиям.
Отработанные ртутные лампы, люминесцентные ртуть содержащие трубки
передаются, согласно гарантийному письму ООО «БашНИПИнефть» №ВП-37-1439 от
27.07.2011г. спецпредприятиям.
Проектной документацией предусмотрена очистка производственно-дождевых
сточных вод на сооружениях подготовки пластовой воды с дальнейшей закачкой
очищенных стоков в систему ППД.
1.8 Сведения о земельных участках, изымаемых во временное (на период
строительства) и постоянное пользование
Для размещения проектируемых объектов
проектной документацией
предусматривается отвод земель общей площадью 72,7488 га в долгосрочную аренду (на
срок действия лицензии).
Более подробная информация о земельных участках, приведена в томе 8 «Перечень
мероприятий по охране окружающей среды».
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
20
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
26
1.9 Сведения о категории земель, на которых располагается объект
капитального строительства
Отводимые земельные участки расположены на землях СПК колхоза «Ижемский
оленевод и Ко».
1.10 Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков
правообладателям земельных участков
Проектной документацией предусматривается плата за ущерб не древесным
природным ресурсам в размере 278,312 тыс. руб. (в ценах 2012г.), плата за упущенную
выгоду -842015 руб. за период строительства, 449 071 руб. в год за период эксплуатации
в ценах на 08.08.2011г. Оценка размера убытков проведена в соответствии с «Методикой
исчисления размера убытков, причиненных объединениям коренных малочисленных
народов Севера, Сибири и Дальнего Востока Российской Федерации в результате
хозяйственной и иной деятельности организаций всех форм собственности и физических
лиц в местах традиционного проживания и традиционной хозяйственной деятельности
коренных малочисленных народов Российской Федерации», утвержденной Приказом
Министерства регионального развития РФ № 565 от 09.12.2009 г.
Более подробная информация о размере средств, требующихся для возмещения
правообладателям земельных участков, приведены в разделе 8 «Перечень мероприятий
по охране окружающей среды».
1.11 Сведения об использованных в проектной документации изобретениях,
результатах проведенных патентных исследований
В проекте применены оборудование, трубы и трубопроводная арматура, которые
разработаны специализированными организациями и изготовлены заводами, имеющими
длительный опыт работы. Все оборудование, трубопроводы и арматура проходят
заводские испытания и соответствуют всем требованиям Ростехнадзора по
промышленной безопасности.
Все оборудование, трубопроводы и арматура выполнены из стали в соответствии с
условиями эксплуатации.
Все оборудование и применяемые изделия имеют сертификаты и разрешение
Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на
применение.
Новые изобретения в проекте отсутствуют.
1.12 Технико-экономические показатели проектируемых объектов
капитального строительства
Основные технико-экономические показатели смотри в таблице 1.7
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
21
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
27
Таблица 1.7 - Технико-экономические показатели
№пп
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
Показатели
Годовой расход электроэнергии
Расчетная потребляемая мощность
Площадь территории ДНС с УПСВ
Площадь застройки ДНС с УПСВ
Общая протяженность автодорог
Производительность по жидкости
Производительность по нефти,
Производительность по газу
Закачка воды
Общая сметная стоимость (в ценах 2011 г.),
в том числе СМР
Продолжительность строительства общая,
12.
в т.ч. подготовительный период
Максимальная численность работающих на СМР и
13.
вспомогательных работах
Ед. изм.
тыс.кВт*ч
кВт
м2
м2
м
тыс.т/год
тыс.т/год
млн.нм3/год
тыс.т/год
тыс.руб.
тыс.руб.
мес.
мес.
Величина
4 3075,1
8 237,6
98 400
30 000
682,68
4832
3052
226
5465
13 539 404
8 839 581
36
2
чел.
213
1.13 Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных
технических условий
Разработка и согласование специальных технических условий на объект
капитального строительства не требуется.
1.14 Сведения о численности работников и их профессиональном составе,
числе рабочих мест
Определение численности обслуживающего персонала (без персонала сторонних
организаций) производилось по действующим нормативам численности («Нормативы
численности рабочих и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих
управлений Главтюменнефтегаза» Москва, ВНИИОЭНГ, 1985г.) и с учетом опыта
эксплуатации аналогичных объектов. Для определения наименования профессии
работающих использован «Общероссийский классификатор профессий рабочих,
должностей служащих и тарифных разрядов» (ОК 016-94) и квалификационный
справочник должностей руководителей, специалистов и других служащих, утвержденный
Постановлением Минтруда РФ от 21 августа 1998 г. N 37.
В численности персонала по ДНС с УПСВ не учтены слесари-ремонтники,
выполняющие мелкие слесарные работы (в блоке обогрева со слесарной мастерской).
Группа производственного процесса слесарей-ремонтников по СниП 2.09.04-87
«Административные и бытовые здания»- 1б.
Постоянные рабочие места находятся в зданиях: операторная ДНС с УПСВ (далее
– ДНС); лаборатория.
Численность по площадке ДНС с УПСВ работающих на производстве определена
исходя из необходимости обеспечения непрерывного производства работ и в соответствии
с «Типовыми нормативами численности рабочих и нормами обслуживания оборудования
нефтегазодобывающих управлений» и представлена в таблице 1.8.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
22
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
28
Таблица 1.8 - Численность обслуживающего персонала
Численность, человек
Должность, профессия
всего
Группа
1 вахта
2вахта
1
1
2
2
производ.
процес.
ДНС с УПСВ
Мастер участка
2
1
Оператор обезвоживающей и
обессоливающей установки
8
2
2
2
2
2г
Машинист технологических насосов
4
1
1
1
1
2г
Машинист насосной станции по
закачке рабочего агента в пласт
4
1
1
1
1
2г
Лаборант химического анализа
4
2
ИТОГО:
22
7
1
1а
2
4
7
1б
4
1.15 Сведения о компьютерных программах, использованных при
выполнении расчетов конструктивных элементов строений и сооружений
При разработке проекта использовались следующие программные продукты
указанные в таблице 1.9.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
23
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
29
Таблица 1.9 - Перечень программных продуктов
Наименование
ПО
Производитель
Hyperion
Systems
Engineering
Petro-SIM
Express
Предклапан
2.54 R1
Назначение
Сертификат
Лицензия
Моделирование в
стационарном
режиме,
проектирование
химикотехнологических
производств,
контроль
производительности
оборудования,
оптимизация и
бизнес –
планирование в
области добычи и
переработки
углеводородов и
нефтехимии.
Международно
признанная система
для выполнения
технологических
расчетов и
моделирования
процессов
HSELA-120707
НТП
Расчет и выбор
«Трубопровод»
предохранительных
клапанов
Лицензия
Сертификат РОСС
133/Pk
RU.ИФ19.К00024
16.02.2009
–
10.12.2011, ГОСТ
12.2.085-2002
ООО
«Еврософт»
РОСС
716720359
RU.СП15.Н00162
(01.07.2008
–
01.07.2010)
Лира – САПР
2011 Стандарт
плюс
Расчет и
проектирование
конструкций
различного
назначения;
Программа для
расчета
конструкций (рамы)
1.16 Обоснование возможности осуществления строительства объекта
капитального строительства по этапам строительства с выделением этих
этапов
В соответствии с Заданием на проектирование предусмотрено выделение объектов
ДНС с УПСВ на семь этапов строительства, объекты инженерного и вспомогательного
назначения входят в каждый этап строительства для обеспечения безопасной и
автономной работы объектов.
В связи с тем, что период эксплуатации объектов первого этапа строительства
составляет один-два года, производительность добычи нефтяной эмульсии в которые
составляет примерно половину максимальной расчетной пропускной способности ДНС с
УПСВ, принятые технологические решения, решения по автоматизации процессов,
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
24
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
30
решения по энергообеспечению, по пожаротушению обеспечивают высокую
эксплуатационную надежность, противопожарную и экологическую безопасность и
безопасную эксплуатацию объекта, данный комплекс мероприятий позволяет
эксплуатировать объект на первом этапе строительства без аварийных резервуаров.
В случае возникновении внештатных аварийных ситуаций при эксплуатации
объектов входящих в первый этап строительства для обеспечения межремонтного периода
предусматривается ограничение добычи с целью уменьшения поступления нефтяной
эмульсии на ДНС с УПСВ вплоть до полной остановки фонда скважин по месторождению
им.А. Титова.
1.17 Сведения о предполагаемых затратах, связанных со сносом зданий и
сооружений
В данной проектной документации работы по сносу/демонтажу объектов
капитального строительства не предусматриваются.
1.18 Заверение проектной организации
Проектная документация разработана в соответствии с градостроительным планом
земельного участка, заданием на проектирование, градостроительным регламентом,
документами об использовании земельного участка для строительства, в том числе
устанавливающими требования по обеспечению безопасной эксплуатации зданий,
строений, сооружений и безопасного использования прилегающих к ним территорий, и с
соблюдением технических условий.
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
25
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
31
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ
1. ВНТП 01/87/04-84 «Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с
применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического
проектирования».
2. ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,
подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» (с Изменением N 1).
3. ВППБ 01-04-98 Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций
газовой промышленности.
4. ГОСТ 12.2.085-2002 «Сосуды, работающие
предохранительные. Требования безопасности».
под
давлением.
Клапаны
5. НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования,
подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и
автоматической пожарной сигнализацией».
6. НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила
проектирования».
7. ПБ 03-517-02 – «Общие правила промышленной безопасности для организаций,
осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных
производственных объектов».
8. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
работающих под давлением».
9. ПБ 03-584-03 «Правила проектирования, изготовления и приемки сосудов и
аппаратов стальных сварных».
10. ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических
трубопроводов».
11. ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем».
12. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
13. ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных
химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производст»в.
14. Постановление Правительства РФ от 16.02.08 г. № 87 «О составе разделов
проектной документации и требованиях к их содержанию».
15. ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации».
16. ПУЭ «Правила устройства электроустановок» изд. 6, 7.
17. РД БТ 39-0147171-003-88 «Требования к установке датчиков стационарных
газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках
предприятий нефтяной и газовой промышленности».
18. СаНПиН 2.1.4.1110-02 «Питьевая вода и водоснабжение населенных мест. Зоны
санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого
назначения».
19. СниП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация зданий» (с изм. № 1).
20. СниП 2.04.02-84 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения» (с изм. № 1).
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
26
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
32
21. СниП 2.04.03-85 «Канализация. Наружные сети и сооружения» (с изм. № 1).
22. СниП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».
23. СниП 23-01-99 «Строительная климатология».
24. СниП 3.05.01-85 «Внутренние санитарно-технические системы».
25. СниП 3.05.04-85* «Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации».
26. СниП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов».
27. СП 10.13130.2009 «Внутренний противопожарный водопровод».
28. СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных
установок по взрывопожарной и пожарной опасности».
29. СП 41-103-2000
трубопроводов».
«Проектирование
тепловой
изоляции
оборудования
и
30. СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной
сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила
проектирования».
31. СП 8.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Источники наружного
противопожарного водоснабжения. Требования безопасности».
32. СТО 00220575.063-2005 «Сосуды, аппараты и блоки технологические установок
подготовки и переработки нефти и газа, содержащих сероводород и вызывающих
коррозионное растрескивание. Технические требования».
33. Федеральный закон «О техническом регулировании» №184-Ф3.
34. Федеральный закон № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов» (с изменениями от 18 декабря 2006 г.).
35. Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о
требованиях пожарной безопасности».
36. Федерального закона № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и
сооружений».
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
27
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
33
Приложение А
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
28
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
34
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
29
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
35
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
30
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
36
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
31
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
37
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
32
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
38
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
33
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
39
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
34
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
40
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
35
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
41
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
36
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
42
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
37
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
43
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
38
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
44
Приложение Б
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
39
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
45
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
40
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
46
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
41
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
47
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
42
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
48
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
43
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
49
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
44
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
50
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
45
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
51
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
46
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
52
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
47
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
53
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
48
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
54
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
49
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
55
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
50
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
56
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
51
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
57
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
52
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
58
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
53
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
59
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
54
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
60
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
55
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
61
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
56
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
62
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
57
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
63
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
58
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
64
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
59
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
65
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
60
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
66
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
61
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
67
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
62
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
68
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
63
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
69
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
64
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
70
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
65
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
71
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
66
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
72
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
67
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
73
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
68
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
74
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
69
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
75
Приложение В
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
70
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
76
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
71
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
77
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
72
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
78
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
73
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
79
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
74
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
80
Приложение Г
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
75
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
81
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
76
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
82
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
77
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
83
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
78
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
84
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
79
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
85
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект»
Лист
80
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
86
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
81
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
87
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
82
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
88
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
83
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
89
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
84
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
90
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
85
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
93
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
88
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
94
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
89
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
95
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
90
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
96
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
91
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
97
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
92
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
98
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
93
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
99
Приложение Д
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
94
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
100
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
95
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
101
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
96
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
102
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
97
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
103
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
98
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
104
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
99
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
105
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
100
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
106
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
101
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
107
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
102
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
108
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
103
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
109
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
104
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
110
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
105
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
111
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
106
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
112
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
107
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
113
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
108
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
114
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
109
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
115
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
110
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
116
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
111
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
117
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
112
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
118
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
113
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
119
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
114
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
120
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
115
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
121
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
116
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
122
Приложение Е
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
117
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
123
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
118
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
124
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
119
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
125
Приложение Ж
Раздел 1. Пояснительная записка.
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
120
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
Раздел 1. Пояснительная записка.
126
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
121
17043П-ПЗ пз .doc
17043П-ПЗ.ТЧ
127
Таблица регистрации изменений
Номера листов (страниц)
Изм.
Измененных
Замененных
Раздел 1. Пояснительная записка.
Новых
Аннулированных
Всего листов
(страниц) в
документе
Номер
док.
Подп.
Дата
ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Лист
122
17043П-ПЗ пз .doc
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа