Скачать 233.62 Kb.


Дата03.06.2017
Размер233.62 Kb.

Скачать 233.62 Kb.

Задание на проектирование объекта







Приложение 3



Задание на проектирование объекта


«Реконструкция куста скважин № 404 Тагринского месторождения»


1. Основание для проектирования

1.1. Программа капитальных вложений Варьеганского нефтяного блока на 2015-2017 год.

1.2. Протокол ЦКР Роснедра № 5830 от 18.12.2013.

1.3. 1.2. Лицензия на право пользования недрами ХМН № 10461НЭ Тагринского нефтегазоконденсатного месторождения, срок до 26.04.2038 г.


2. Район, пункт, площадка строительства

Тюменская область, Ханты - Мансийский автономный округ - Югра, Нижневартовский район, Тагринский лицензионный участок.

3. Вид строительства

Реконструкция

4. Стадийность проектирования

Проектная документация

Рабочая документация



5. Ранее выполненная проектная документация по объекту

5.1. Проект обустройства Тагринского нефтегазового месторождения (ГИПРОТЮМЕННЕТЕГАЗ, шифр 4040, 1985 год)

5.2. Проект «Строительство куста скважин № 404 Тагринского месторождения» (ЗАО «Институт природопользования», шифр 1177, 2009 год.)



6. Заказчик проекта

ОАО «Варьеганнефть»

7. Проектная организация -

генеральный проектировщик

Определяется на тендерной основе.

8. Сроки начала и окончания работ по настоящему проекту

Начало проектирования – IV квартал 2015 года.

Окончание проектирования – I квартал 2016 года



9. Особые условия

строительства

При разработке проектной документации руководствоваться действующими нормативно-техническими документами РФ по климатической зоне района.

10. Основные технико-экономические показатели

объекта

Кустовая площадка №404:

10.1. Существующие показатели:

Максимальная добыча нефти – 28,2 тыс. т/год

Максимальный уровень добычи жидкости – 111,4 тыс. м3/год.

Объем добычи газа – 3,3 млн. м3/год.

Объем закачки воды – 0 тыс. м3/год.

10.2. Количество существующих скважин на кустовом основании – 11 шт., в том числе:

- добывающих – 11 шт.;

- нагнетательных - 0 шт.;

- водозаборных – 0 шт.

10.3. Проектируемые показатели:

Максимальный уровень добычи нефти – 156,42 тыс. тонн/год;

Максимальный уровень добычи жидкости – 241,6 тыс. м3/год;

Максимальный объем добычи газа – 40,9 млн. м3/год;

Максимальный объем закачки воды – 556.2 тыс. м3/год.

10.4. Количество проектируемых скважин на кустовом основании – 15 шт., в том числе:

- добывающих – 8 шт.;

- нагнетательных (с отработкой на нефть) – 7 шт.


11. Требования по вариантной и конкурсной проработке

Предусмотреть альтернативный выбор оборудования, материалов, блочной продукции преимущественно отечественного производства. Согласовать с Заказчиком.

12. Состав задания

12.1. Кустовое основание под безамбарное бурение.

12.2. Предусмотреть поэтапное бурение с поэтапной отсыпкой (с возможностью ввода одной из групп скважин при отсутствии отсыпки для последующих групп)

- бурение первой группы из 4-х скважин;

- бурение второй группы из 4-х скважин;

- бурение третьей группы из 4-х скважин;

- бурение четвертой группы из 3-х скважин.

12.3. Обустройство кустовой площадки. Всего скважин 15 шт., расстояние между скважинами в батарее 9м, между батареями 18м, количество скважин в батарее 4 шт. Направление НДС согласно схеме (Приложение 1), схема куста (Приложение 2).

12.4. При проектировании учесть:

- ТУ на подключение к действующим коммуникациям проектируемых трубопроводов на К-404 (Приложение 3);

- ТУ на пересечение проектируемых трубопроводов с К-404 с действующими трубопроводами и автомобильными дорогами (Приложение 4).

12.5. Электроснабжение куста 404 Тагринского месторождения:

Проектом предусмотреть:

- строительство ВЛ-6 кВ на кустовую площадку № 404 (трассу прохождения и точную длину определить проектом),

- подключение проектируемой отпайки ВЛ-6 кВ и КТПК-6/0,4 выполнить через линейные разъединители типа РЛК-1б;

- размещение концевых опор ВЛ-6кВ выполнить с возможностью оперативного управления приводами линейных разъединителей непосредственно с площадки обслуживания КТП.

- для электроприёмников кустов скважин принять категорию надёжности электроснабжения согласно действующим нормам и правилам ПУЭ, ВНТП 3-85;

- произвести расчёт нагрузок на кустовой площадке, мощность и место расположения КТПК-6/0,4кВ определить проектом с учётом требований к данному объекту;

- после определения нагрузок на кусту и суммарной нагрузки по месторождению, запросить у Заказчика ТУ на электроснабжение от энергоснабжающей (сетевой) организации.

- произвести расчёт марки и сечения провода проектируемой ВЛ.

- установку защитных устройств от грозовых и коммутационных перенапряжений;

- установку мобильных устройств компенсации реактивной мощности с фильтрами сетевых гармоник по стороне 0,4 кВ;

- площадку обслуживания энергетического оборудования, с учётом установки на ней КТПК, наземного оборудования погружных установок, а также, предусмотреть местное освещение на данной площадке;

- кабельные линии для обвязки наземного электрооборудования УЭЦН предусмотреть гибкими (КГхл) с учётом монтажно-демонтажных работ на открытом воздухе при температуре до -40 °С, сечением не более 95 мм2;

- расположение оборудования на площадке и трассу прохождения эстакад согласовать с Заказчиком;

- предусмотреть точки подключения электрооборудования бригад ПРС и греющих лент для скважин на кабельной эстакаде;

- выбор оборудования и материалов производить с учетом

повышения энергоэффективности;

- на кустовой площадке предусмотреть мачту освещения. Тип мачты и необходимое количество определить проектом. Предусмотреть группы рабочего и аварийного освещения. Применить энергосберегающие светильники (светодиодные). Управление освещением выполнить как ручным, так и автоматическим;

- предусмотреть коммерческий узел учёта электроэнергии на границе балансовой принадлежности.

- предусмотреть технический узел учёта электроэнергии в РУ-0,4кВ КТПК(ВК)

- заземление и молниезащиту на площадке выполнить в соответствие с ПУЭ и данными замеров удельного сопротивления грунта;

- все выбранные решения согласовать с Заказчиком;

- проектные решения должны учитывать требования норм и правил в области энергосбережения и повышения энергоэффективности, для чего в проектной документации разработать раздел «Мероприятия по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащенности зданий, строений и сооружений приборами учета используемых энергетических ресурсов».

В местах пересечения кабельных эстакад и ВЛ с дорогами предусмотреть установку дорожных знаков с указанием габаритов. Исключить подземную прокладку силовых кабельных линий в теле насыпи, в траншеях.

Выполнить технические условия, выданные энергоснабжающей организацией (Приложение 5).

При проектировании ВЛ и электрооборудования 6 кВ использовать опорные изоляторы – стеклянного типа, проходные изоляторы – полимерного типа.

12.6. При проектировании учесть пересечения проектируемых трасс коммуникаций с существующими инженерными сетями в соответствии с ТУ, выданными эксплуатирующими данные сети организациями.

12.7. Выполнить систему автоматизации кустовой площадки 404 Тагринского месторождения, связи, телемеханизации согласно Техническим условиям (Приложение 6, 7, 8).

12.8. При проектировании предусмотреть (в дополнение к существующему оборудованию) на кустовой площадке:

-АГЗУ на 14 скважин;

-БГ на 7 скважин.


13. Требования к техническим и технологическим решениям


13.1. Проектная документация должна базироваться на опыте освоения месторождений в условиях Крайнего Севера, предусматривать использование как апробированных, так и новых технических решений, обеспечивающих надежную эксплуатацию при минимальной численности обслуживающего персонала, соответствовать нормам противопожарной и экологической безопасности.

13.2. Нагнетательные скважины (с отработкой на нефть) на первом этапе эксплуатации являются добывающими.

13.3. Обвязку добывающей скважины выполнить согласно схеме (Приложение 9).

13.4. Обвязку нагнетательной скважины выполнить согласно схеме (Приложение 10).




14. Требования к качеству,

конкурентоспособности и

экологическим параметрам продукции


14.1. Технические решения, принимаемые в проекте, должны выбираться из условий экономической обоснованности с учетом расчетных минимальных параметров материалоемкости и трудоемкости объектов строительства.

14.2. Обеспечить соблюдение норм промышленной и экологической безопасности.



15. Требования к режиму

предприятия

Режим работы - непрерывный.


16. Выделение очередей и

пусковых комплексов

Выделение очередей строительства и пусковых комплексов согласовать с Заказчиком на стадии разработки основных технических решений.


17. Требования по перспективному расширению объекта

Не требуется.


18. Требования к архитектурно-строительным, объёмно-планировочным и конструктивным решениям


18.1. Учесть особенности строительства в Северной климатической зоне и геокриологические условия района строительства.

18.2. Максимально использовать блочно-модульные конструкции полной заводской готовности, обеспечивающие сокращение объемов и сроков строительства.

18.3. В качестве фундаментов под оборудование, сооружения, кабельные и технологические эстакады предусмотреть свайные фундаменты с использованием стальных труб преимущественно из диаметров 114, 159, 168, 219, 273, 325, 425 мм из сталей марок Ст20, Ст20С, Ст20А (подтвердить расчетом).


19. Требования и условия к разработке природоохранных мер и мероприятий

19.1. Соответствующие разделы проектной документации разработать в соответствии с Законом РФ «Об охране окружающей среды» и другими требованиями действующих нормативных документов.

19.2. В составе проектной документации разработать разделы:

- перечень мероприятий по охране окружающей среды;

- проект санитарно-защитной зоны;

- рыбохозяйственный раздел с согласованием в ФГУ «Нижнеобьрыбвод», Нижнеобским территориальным управлением Федерального агентства по рыболовству;

- расчет ущерба рыбному хозяйству (при необходимости) на воспроизводство рыбных ресурсов с расчетом не менее чем на 6 видов различных рыб).



20. Требование к режиму безопасности и охране труда

В составе проектной документации разработать разделы:

20.1. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности. Декларация пожарной безопасности.

20.2. Мероприятия по охране труда, технике безопасности.

20.3. Технологический регламент эксплуатации объекта, включая трубопроводы.




21. Требования по интеграции объекта в существующую инфраструктуру

Использовать существующую инженерную инфраструктуру предприятия.

22. Требования по разработке инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций

По согласованию со штабом ГО и ЧС Тюменской области в соответствии с Федеральным законом № 28-ФЗ «О гражданской обороне», Федеральным законом № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера».

В составе проектной документации разработать разделы:

22.1. Мероприятия ИТМГО и ЧС.

22.2. План ликвидации возможных аварий, план локализации аварийных розливов нефти.

22.3. Анализ опасности и риска проектируемого объекта.

22.4. Мероприятия по предотвращению постороннего вмешательства в ход технологического процесса и противодействию террористическим актам.




23. Расчётная стоимость строительства

Произвести сметный расчет стоимости строительства в базисных ценах 2001 с последующим пересчетом в текущий уровень цен и с выделением потребности в ресурсах по локальным, объектным сметам и в сводном сметном расчете (трудозатраты рабочих и механизаторов - кол-во чел/час, кол-во маш/час, стоимость ресурсов). На основании ПОС указать номенклатуру машин и механизмов с количеством маш/час; трудозатраты строительных рабочих и механизаторов в чел/час, а также номенклатуру и количество необходимых ресурсов в текущем уровне цен.

Подготовить пакет тендерной документации в разделе ПОС согласно Приложению 11.




24.Требования к составу, формату, объёму выпуска и оформлению проектной документации


24.1. Состав разделов проектной документации и их содержание выполнить в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 16.02.08 № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию», Градостроительным кодексом.

24.2. Подрядчик предоставляет Заказчику проектную документацию в 5-ти экземплярах, а изыскания в 3-х экземплярах на бумажном носителе и по 2 экземпляра проектной документации и изысканий в программе Acrobat (расширение .pdf), на магнитном носителе.

24.3. Выполнить комплексные инженерные изыскания (инже-нерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические, инженерно- экологические, инженерно-геотехнические и др.). Техническое задание и программу комплексных инженерных изысканий согласовать с Заказчиком. Сроки разработки программы инженерных изысканий отразить в календарном плане.

Предоставить картографические материалы и материалы изысканий в программном продукте Mapinfo, AutoCad в условной системе координат, Балтийской системе высот.

24.4. Получить сведения об отсутствии (наличии) в районе предполагаемого строительства объектов относящихся к историко-культурному наследию. В случае расположения на территории строительства объектов относящихся к историко-культурному наследию провести археологическое обследование территории на основании отдельного технического задания, по результатам обследования подготовить материалы для проведения историко-культурной экспертизы земельных участков, в соответствии с Федеральным законом от 25.06.2002 № 73-Ф3.

24.5. В составе Рабочей документации отдельной книгой выпус-каются:

- заказные спецификации на оборудование и материалы;

- комплектовочные ведомости на материалы по всем подобъек-там в отдельности с учетом этапов работ (нулевой цикл, технологическая обвязка и т.д.);

- опросные листы (тех. задания);

- технические требования на изготовление блочного, нестандартного оборудования, металлопродукции, электрооборудования, системы КИПиА, прочей продукции.

- перечень всех нормативных документов (разъяснений, писем и т.д.), которые используются при разработке проекта.

Данные документы должны быть разделены по видам продукции, техническому назначению, содержать основные технические характеристики, компоновочные решения и технологические монтажные схемы, присоединительные размеры, принципиальные электрические схемы.



25. Особые условия


25.1. Подрядчик собственными силами и за свой счет осуществляет сбор исходных данных, необходимых для выполнения проектно-изыскательских работ, за исключением исходных данных, предоставляемых Заказчиком в сроки, оговоренные в договоре.

25.2. Проектные решения предварительно согласовать с Заказчиком.

25.3. Инженерные изыскания выполняет Подрядчик, в полном объеме, согласно нормативным требованиям. Техническое задание на инженерные изыскания согласовать с Заказчиком. Материалы изысканий согласовать с маркшейдерской службой Заказчика, с обязательным выездом на место работ, и подписанием акта полевого контроля.

25.4. Акт выбора и оформление землеустроительного дела выполняет Заказчик. Исходную информацию для составления акта выбора под размещение объекта строительства подготавливает Подрядчик.

25.5. Постановку на кадастровый учёт осуществляет Заказчик.

25.6. Подрядчик разрабатывает градостроительный план и/или проект планировки территории и проект межевания территории и утверждает в соответствующем территориальном учреждении.

25.7. Проект рекультивации нарушенных земель подготавливается Заказчиком.

25.8. Подрядчик осуществляет подготовку, сдачу, сопровождение и получает необходимые согласования и положительные заключения в компетентных государственных органах, органах местного самоуправления, иных заинтересованных и организациях, а также в надзорных органах РФ, включая проведение публичных слушаний, подготовку решения о предварительном согласовании места размещения объекта, внешней экспертизы результатов проектно-изыскательских работ.

25.9. Государственную экспертизу провести в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 05.03.2007г. №145. При проведении экспертиз Подрядчик осуществляет подготовку, сдачу, сопровождение и получает необходимые согласования.

25.10. При получении отрицательного заключения госэкспертизы, экологической экспертизы и других экспертиз:

- оплату за повторную экспертизу производит Подрядчик;

- внесение изменений в проектную и рабочую документацию, связанную с получением замечаний по результатам экспертиз или получением отрицательного заключения, Подрядчик производит за свой счет.

25.11. Необходимость разработки и согласования Специальных технических условий определяет Подрядчик. В случае необходимости Подрядчик по согласованию с Заказчиком проводит разработку и согласование Специальных технических условий.

25.12. Подрядчик обязан иметь все необходимые допуски на право выполнения всех работ, связанных с реализацией настоящего Задания на проектирование, а в случае привлечения сторонних организаций, согласовывать их с Заказчиком.






Условия оплаты: отсутствие авансирования, оплата работ производится в срок не ранее 75 (семдесят пяти) и не позднее 90 (девяносто) календарных дней с момента подписания Заказчиком Актов о приемке выполненных работ КС-2, Справки о стоимости выполненных работ и затрат КС-3 и представления Подрядчиком счета-фактуры.

Дополнительную информацию можно получить в ОАО «Варьеганнефть»:

Начальник Управления по капитальному строительству ОАО «Варьеганнефть» - Акентьев Максим Алексеевич, тел.: 8-34668-41875, E-mail: АkentievMA@oaovn.ru




ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
На подключению к действующим коммуникациям проектируемых трубопроводов на куст скважин 404 Тагринского месторождения.
Для нефтесбора с куста 404 длиной 1400м:

- наименование трубопровода для подключения – «нефтесборные сети т.вр. куста 99»

- диаметр - 159 мм;

- толщина стенки - 8 мм;

- среда – водогазонефтяная эмульсия;

- рабочее давление 14 кг/см2;

- максимальное давление 40 кг/см2;

- температура среды положительная (до 20С);

- тип прокладки – подземно, обвалован;

- подключение к нефтепроводу производить через задвижку рассчитанную на давление 40 кг/см2. Задвижку предварительно смонтировать методом «холодной врезки».


Для высоконапорного водовода на куст 404 длиной 3400м:

- наименование трубопровода для подключения – «водовод высокого давления т.вр. куст 19»

- диаметр - 114мм;

- толщина стенки -10 мм;

- среда – подтоварная вода;

- рабочее давление 160 кг/см2;

- максимальное давление 180 кг/см2;

- температура среды положительная (до 20С);

- тип прокладки – подземно, обвалован;

- подключение к водоводу производить через задвижку, рассчитанную на давление 250 кг/см2. Задвижку предварительно смонтировать методом «горячей врезки».

Приложения: Схема точек подключения с куста 404 на 1 л в 1 экз.

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
На пересечение проектируемых трубопроводов с кустов скважин 22а,24а,404 Тагринского месторождения с действующими трубопроводами и автомобильными дорогами.
1. Пересечение действующих трубопроводов с проектируемыми.

1.1.При пересечении проектируемых трубопроводов на кусты скважин 22а, 24а, 404 с другими трубопроводами ОАО «Варьеганнефть» угол пересечения должен быть близким к 90 градусам, но не менее 60 градусов.

1.2.В местах пересечения с проектируемыми трубопроводами предусмотреть монтаж защитного футляра из стальной трубы длиной не менее 10 м на проектируемые трубопроводы ОАО «Варьеганнефть». Предусмотреть использование манжет, герметизирующих торцы футляра и спейсеры в межтрубном пространстве между футляром и трубопроводом.

Расстояние от нижней образующей защитного футляра пересекаемого трубопровода ОАО «Варьеганнефть» до верхней образующей проектируемых трубопроводов должно быть не менее 20 см.

1.3.Разработка траншеи ближе 1 м к образующим действующим трубопроводам ОАО «Варьеганнефть» должна производиться ручным способом.

1.4.Переезд техники через трубопроводы ОАО «Варьеганнефть» допускается только по специально устроенному временному переезду.

Переезд представляет собой лежни из бревен Ду 18-20 см уложенными над действующими трубопроводами, поверх которых возводится насыпь из уплотненного грунта шириной 5 м. Высота насыпи из минерального грунта над верхней образующей пересекаемого трубопровода должна быть не менее 1,5 м.

Сооружение переездов через действующие трубопроводы должно производиться в присутствии ответственного представителя ОАО «Варьеганнефть» с составлением 2-х стороннего акта.


2. Пересечение проектируемых трубопроводов с автодорогой:

2.1.В месте перехода автодорогой через проектируемые трубопроводы ОАО «Варьеганнефть» предусмотреть монтаж защитного футляра из стальной трубы смонтированные на проектируемые трубопроводы в каждой точке пересечения с автодорогами. Концы футляра должны выводиться на расстояние 10 м от бровки земляного полотна, но не менее чем на 2 м от подошвы насыпи.

2.2.На обоих концах защитного кожуха должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства и спейсеры в межтрубном пространстве, между футляром и газопроводом.

2.3.Поверх защитного футляра смонтировать переезд. Переезд представляет собой насыпь из уплотненного грунта шириной не менее 5 м. Высота насыпи из минерального грунта над верхней образующей защитного футляра трубопровода должна быть не менее 1,5 м, поверх насыпи уложить железобетонные плиты.



2.4.Угол пересечения автодорогой проектируемыми трубопроводами должен быть не менее 60 градусов.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

на проектирование электроснабжения для разработки проектной документации

«Реконструкция кустовой площадки № 404 Тагринского месторождения нефти».


  1. Источник электроснабжения: ПС 35/6 кВ «КНС-4» Ф 6кВ №2, точка подключения опора № 58 ВЛ-6 кВ.

  2. Для электроприемников кустовой площадки принять категорию надежности электроснабжения согласно действующим нормам и правилам ПУЭ;

  3. Предусмотреть строительство площадки обслуживания трансформаторных подстанций и наземного электрооборудования.

  4. Место расположения КТП на кустовой площадке определить проектом с учетом требований к данному объекту.

  5. Предусмотреть строительство отпайки ВЛ-6 кВ от опоры №58 до проектируемой площадки обслуживания наземного электрооборудования.

  6. Размещение концевых опор ВЛ-6кВ выполнить с возможностью оперативного управления приводами линейных разъединителей непосредственно с площадки обслуживания КТП.

  7. Трассу прохождения ВЛ-6 кВ определить проектом.

  8. Произвести расчет нагрузок на кустовой площадке. Мощность и количество КТП-6/0,4кВ определить проектом.

  9. После определения суммарной нагрузки по месторождению, до проведения изыскательских работ, запросить у Заказчика ТУ на электроснабжение от энергоснабжающей (сетевой) организации.

  10. Произвести расчёт марки и сечения провода проектируемой ВЛ.

  11. Подключение проектируемой ВЛ-6 кВ к существующей, а также КТП-6/0,4 кВ выполнить через разъединитель типа РЛК-1б.

  12. Предусмотреть установку защитных устройств от грозовых и коммутационных перенапряжений.

  13. Предусмотреть компенсацию реактивной мощности в КТП по стороне 0,4 кВ мобильными устройствами компенсации реактивной мощности с фильтрами сетевых гармоник.

  14. Предусмотреть распределительный шкаф на площадке размещения жилых вагонов бригад ПРС (класс напряжения 380В, подключаемая мощность до 30 кВт на одно присоединение, количество присоединений -2 шт.).

  15. Прокладку кабельной продукции для электроснабжения всех потребителей на кустовой площадке выполнить по кабельным эстакадам.

  16. Предусмотреть на кабельных эстакадах точки подключения греющих лент скважин и технологического оборудования бригад ПРС. Одна точка на четыре скважины.

  17. В КТП предусмотреть узел учёта электроэнергии с выводом параметров в информационную систему. Виды выводимых параметров согласовать с Заказчиком.

  18. Расположение оборудования и трассы кабельных эстакад для прокладки кабельной продукции на кустовой площадке согласовать с Заказчиком.

  19. На площадке обслуживания КТП и наземного оборудования предусмотреть местное освещение. Применить энергосберегающие светильники. Управление освещением выполнить в ручном режиме.

  20. Заземление и молниезащиту на площадке выполнить в соответствии с ПУЭ и данными замеров удельного сопротивления грунта.

  21. Предусмотреть проектом узел учета электроэнергии 6кВ на опоре №2/1 Ф 6кВ №2 ПС 35/6кВ «КНС-4», с возможностью вывода параметров на сервер. Класс точности ТТ, ТN и счетчика 0,2S.

  22. Предусмотреть демонтаж незадействованных конструкций и оборудования.

  23. Все выбранные решения согласовать с Заказчиком.


Технические условия на АСУ ТП куст № 404 Тагринского м/р.
Проектом предусмотреть комплексную автоматизацию «Обустройство куста скважин № 404 Тагринского месторождения» обеспечивающую централизацию управления с использованием современных средств контроля и регулирования на базе микропроцессорной техники. Запроектировать АСУ ТП с системой КИП и А, план-схему системы АСУ ТП объекта и каналы связи, с учетом вывода сигналов телеизмерений, телесигнализации в диспетчерский пункт.

Размещение компонентов системы автоматизации должно обеспечивать рациональное расположение элементов системы, безопасное обслуживание и управление.

Применить измерительную установку АГЗУ типа «МЕРА-ММ 40-14-400» или «ОЗНА МАССОМЕР Е 40-14-400».

Применение АСУ ТП Регион 3.0.

Блок распределения гребенок (БРГ) на 7 скважины.

Система связи:

–передачу информации с кустовой площадки в диспетчерский пункт осуществлять по радиоканалу;

–в качестве приемо-передающего устройства использовать радиомодем MDS 4710C (TX/RX=417,650/417,650 MHz, 19200 б/сек, 5 Вт).
Система автоматизации, телемеханизации и АСУ ТП:

–применить средства измерения жидкости в АГЗУ расходомер Micro Motion F-200;

–применить средства измерения газа в АГЗУ расходомер СВГ.М.;

–укомплектовать жидкостную линию счетчиком жидкости ТОР-80;

–применить контроллер АГЗУ ScadaPack 32;

–применить контроллер Allen Bradley для передачи информации в АСУ ТП Регион 3.0;

–обеспечить согласование с АСУ ТП Регион 3.0 по протоколу;

–применить датчики давления (Aplisens РС-28/Ех/4-20/0-4МПА) и температуры (Aplisens CTR/Ех/4-20/0-100 ºС) в АГЗУ;

–предусмотреть преобразователи избыточного давления на скважинах для измерения буферного и затрубного давления с выводом в информационную систему Регион -3.0;

–применить в качестве регулирующих устройств на жидкостной и газовой линиях регулирующие (отсечные) клапана с электроприводами фирмы AUMA;

–предусмотреть датчик дифференциального давления с выносными разделительными мембранами, в удобном для обслуживания месте;

–предусмотреть установку буйковым уровнемером;

–преобразователи температуры установить на жидкостной и газовой измерительных линиях;

–применить датчик избыточного давления в коллекторе рядом с показывающим манометром, в удобной для обслуживания зоне;

–предусмотреть в АГЗУ поточный преобразователь влагосодержания ВСН;

–предусмотреть возможность определения степени загрязнения фильтров при помощи манометров показывающих, исключив преобразователи перепада давления;

–применить датчик загазованности СТМ-10 (вторичный прибор типа ГСМ-05-одноканальный);

–применить датчики пожароопасности в БТ и БА;

–выполнить подключение сигналов «несанкционированный доступ» и «пожар» к контроллеру АГЗУ без применения вторичных приборов;

–оборудовать бронерукавом кабель подключения счетчика жидкости ТОР-80;

–исключить вторичную аппаратуру трансмиттера массомера, вторичную аппаратуру пожарной сигнализации;

–предусмотреть подключение аварийных сигналов (несанкционированный доступ, загазованность, пожар) к контроллеру Allen Bradley;

–предусмотреть возможность регулирования температуры в БТ типа Т21ВМ-1-03 с панелью без кожуха и БА типа ТАМ 127-01 винт в автоматическом режиме от аналогового датчика температуры с управлением от контроллера АГЗУ и ручную регулировку от релейного датчика;

–предусмотреть ручную и автоматическую корректировку «нуля» счетчика F-200;

–обеспечить возможность накопления в архиве контроллера АГЗУ параметров состояния исполнительных механизмов замерной установки и массивов текущих значений измеряемых параметров за цикл замера;

–обеспечить хранение необходимого объема информации в памяти контроллера АГЗУ согласно требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;

–предусмотреть передачу данных архивов контроллера АГЗУ в систему телемеханики Регион-3.0 и обратно;

–предусмотреть чтение и запись уставок токовых и дискретных каналов, а так же параметров скважин из контроллер АГЗУ ScadaPack 32 в информационную систему Регион 3.0 и обратно;

–предусмотреть сигнализацию в БА о пониженном питании контроллера АГЗУ;

–обеспечить возможность передачи архивных данных по обводненности скважин, полученных прямым и косвенным методами, в систему телемеханики Регион-3.0;

–обеспечить возможность применения поправочного коэффициента на растворенный и свободный уносимый газ индивидуально для каждой скважины, предусмотреть тест для определения поправочного коэффициента;

–обеспечить возможность накопления результатов измерения расхода жидкости счетчиком ТОР-80 в контроллере АГЗУ, предусмотреть возможность передачи полученных данных в систему телемеханики Регион-3.0;

–в контроллере АГЗУ предусмотреть возможность расширения и коррекции параметров;

–выполнить световую и звуковую сигнализация у входа о повышенном уровне загазованности в блоке – пост аварийной сигнализации ВС-3-2СФ 1-порог желтый, 2-порог красный. Выполнить в системе контроля загазованности в технологическом блоке ИУ кнопку проверки-квитирования сигнала;

–согласовать перечень средств измерений, входящих в состав АГЗУ, с Заказчиком (в виде спецификации).
Система энергообеспечения:

-количество обогревателей в БТ предусмотреть в кол. 2 шт. (N=2 кВт) взрывозащищенного исполнения с прокладкой кабеля под возможную установку резервного обогревателя без подключения к питанию;

–количество обогревателей в БА предусмотреть в кол 2 шт. (N=1 кВт);

–предусмотреть принудительная вентиляцию БТ внутри помещения; включение/выключение вентилятора ручное и от датчика загазованности; естественная вентиляция через решетки на дверях БТ и БА; установить двусторонние жалюзи на вентиляционных решетках дверей БТ и БА; согласно ПУЭ предусмотреть заземление вентиляционной трубы с электрической связью между секциями;

–обеспечить герметизацию клеммных коробок снаружи БТ и затяжку кабельных вводов до заливки мастикой;

–предусмотреть питание шкафа контроллера Allen Bradley от стабилизатора переменного напряжения;

–предусмотреть заземление шкафа АСУ согласно ПУЭ;

–предусмотреть бесперебойное, гарантированное питание, обеспечивающее работу кустового контроллера и средств передачи данных в течение 60 минут после аварийного отключения электроэнергии.


Пожарная сигнализация:

–пожарную сигнализацию выполнить в соответствии с требованиями действующей нормативной документацией, в том числе СП 5.13130.2009. Установить тепловые пожарные извещатели и ручной пожарный извещатель. Ручной извещатель установить снаружи блок-бокса у входа. Внутри блок-бокса над входной дверью установить светозвуковой сигнализатор ВС-3-2СФ-ГС-12В;

–оборудование пожарной сигнализации должно иметь сертификаты соответствия и сертификаты пожарной безопасности.
Технические условия по связи

На реконструкцию объектов «Кусты скважин №107, №108, №404 Тагринского месторождения»



  1. Базовая станция MDS 4790C

  2. Расположение станции N 62º22’00”; E 78º11’00”.

  3. Характеристики АФТ:

– Антенна – одна.

- Азимут:0-360.

- Угол места: 0,0.

- Высота установки: 20 метра.

-Коэффициент усиления антенны: 10 дБ.


  1. Координаты реконструируемых кустов:

Куст №107: 62° 15' 52.7112"

78° 13' 18.9192"

Куст №108: 62° 16' 36.2244"

78° 14' 8.628"

Куст №404: 62° 14' 49.3116"

78° 13' 2.2944"



  1. Для передачи данных кустовой телемеханики применить используемые радиомодемы MDS 4710C. Частота: передача: 417,6500 Мгц. прием:417,6500 Мгц.

  2. Разрешение на использование радиочастот или радиочастотных каналов № 741-13-0076 от 05.07.2013.

  3. Установить на кустовой площадке мачту связи высотой не менее 15 метров на расстоянии от БМА не более 50 м. длины кабеля.




Коьрта
Контакты

    Главная страница


Задание на проектирование объекта

Скачать 233.62 Kb.