Технические условия на разработку проектной документации «Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».

Технические условия
на разработку проектной документации
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Технические средства охраны.
1. Разработать проектно-сметную документацию в соответствии с действующими
нормами и правилами.
2. Ограждение периметра.
2.1. Предусмотреть проектом ограждение по периметру УПН и ОПБ высотой не менее
2,5м.
2.2. Тип ограждения определить проектом.
2.3. Предусмотреть проектом установку спецсредства «Егоза» по верху ограждения.
2.4. На всех въездах на территорию предусмотреть распашные ворота с
механическими запорными устройствами.
3. Охранная сигнализация периметра.
3.1. Определить проектом тип охранной сигнализации периметра (ОСП) в зависимости
от вида ограждения периметра площадки УПН и ОПБ.
3.2. Предусмотреть расположение приборов ОСП в защищенных металлических
шкафах, ограничивающих доступ посторонних лиц.
3.3. Калитки, ворота оборудовать ИК-датчиками, оповещающими о проникновениях
через эти объекты на охраняемую территорию.
3.4. Пульт контроля и управления ОСП разместить в помещении контрольно
пропускного пункта (КПП).
3.5. Предусмотреть грозозащиту приборов охранной сигнализации периметра.
3.6. Предусмотреть проектом интеграцию системы охранной сигнализации периметра
с системой охранно-пожарной сигнализации.
3.7. Требования к электроснабжению ОСП.
3.7.1. Электроснабжение системы ОСП определить проектом.
3.7.2. Для электроснабжения ОСП предусмотреть источник бесперебойного
питания, обеспечивающий работоспособность не менее 12 часов при
отсутствии внешнего электропитания.
4. Охранное освещение.
4.1. Предусмотреть проектом охранное освещение периметра площадок УПН и ОПБ.
4.2. Предусмотреть управление охранным освещением из помещения КПП.
5. Телевизионная система охранного наблюдения (ТСОН).
5.1. Определить проектом места установки стационарных видеокамер по периметру
площадок УПН, ОПБ и въездах на территорию. Количество и тип видеокамер
определить проектом.
5.2. Для контроля территории площадок УПН и ОПБ предусмотреть не менее двух
поворотных видеокамер.
5.3. Предусмотреть пульт управления поворотными видеокамерами на посту охраны в
КПП.
5.4. Предусмотреть установку видеосервера в помещении узла связи в
коммуникационном шкафу.
5.5. Предусмотреть архивацию видеозаписи не менее 14 дней.
5.6. Тип видеосервера – Domination PRO («Випакс», г. Пермь). Конфигурацию
определить проектом.
5.7. Предусмотреть установку удаленного рабочего места наблюдения на посту
охраны.
5.8. Прокладку информационных кабелей и кабелей электроснабжения до видеокамер
выполнить по проектируемым закрытым перфорированным коробам.
5.9. ТСОН должна функционировать круглосуточно, в режиме 24 часа в сутки, 7 дней
в неделю.
5.10.
Требования к электроснабжению ТСОН.
5.10.1. Электроснабжение системы ТСОН определить проектом.
5.10.2. Для электроснабжения ТСОН предусмотреть источник бесперебойного
питания, обеспечивающий работоспособность не менее 0.5 часа при
отсутствии внешнего электропитания.
5.10.3. Применить источники бесперебойного питания фирмы APC в комплекте с
платами управления Web/SNMP.
6. Организация контроля доступа на УПН и ОПБ.
6.1. Предусмотреть проектом
установку электромеханического шлагбаума у
основного въезда на территорию.
6.2. Предусмотреть проектом площадку досмотра автотранспорта.
6.3. Предусмотреть проектом организацию проходной на территории КПП.
6.4. Тип оборудования для проходной определить проектом.
7. Охранно-пожарная сигнализация
7.1. В зданиях УПН и ОПБ установить охранно-пожарную сигнализацию (ОПС).
7.2. Пульт контроля и управления (ПКУ) и блок индикации ОПС разместить в
помещении КПП.
7.3. Предусмотреть проектом установку сервера ОПС в помещении узла связи в
коммуникационном шкафу.
7.4. Тип программного обеспечения сервера – «Орион ПРО» (ЗАО НВП «Болид»,
Московская обл., г. Королёв).
7.5. Предусмотреть проектом удаленное рабочее место ОПС в помещении КПП.
7.6. Необходимость установки систем пожаротушения определить проектом.
8. Проект согласовать с УИТ и УБ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ № 17-09 от 24.08.2009г.
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Хозяйственно-питьевое водоснабжение и бытовая канализация.
1. Хозяйственно-питьевое водоснабжение объекта выполнить от четырех
существующих артезианских скважин (УПН от скважин № 3304 и №3305 (одна
рабочая, другая резервная) и ПСП «Дебесы» от скважин № 3302 и № 3303 (одна
рабочая, другая резервная)).
2. Диаметр проектируемых сетей водопровода определить расчетом. Прокладку
водопровода выполнить подземно, глубину заложения трубы принять не менее 2,2
м от поверхности земли до верха трубы.
3. Отведение бытовых сточных вод от зданий выполнить в проектируемую бытовую
канализацию.
4. На УПН «Смольники» предусмотреть очистные сооружения полной биологической
очистки (с учётом бытовых стоков ПСП «Дебёсы») с последующим сбросом в
ближайший водоем.
5. Сбор бытовых сточных вод от зданий, расположенных на ПСП «Дебесы»,
предусмотреть в накопительные емкости с последующим вывозом стоков на
проектируемые сооружения биологической очистки УПН «Смольники».
Количество выгребов определить проектом.
6. Проектную документацию выполнить в соответствии с требованиями всех норм и
правил.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на систему автоматизации для разработки
ПД «Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка»
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
1.
Наименование разделов
документации
1.1. Автоматизация комплексная.
2.
Краткая характеристика
объекта
2.1. Объектами автоматизации являются:
▪ кусты скважин;
▪ одиночные скважины;
▪ установка подготовки нефти (УПН).
2.2. Объекты автоматизации расположены на Смольниковском нефтяном
месторождении.
3.
Общие требования
3.1. Проектная документация на систему автоматизации (СА) должна
быть выполнена в соответствии с действующими Нормами и Правилами
проектирования СА и с учетом характеристик и функциональных
возможностей современных технических средств.
3.2. СА выполнить на базе микропроцессорных контроллеров и
локальных средств автоматизации.
3.3. СА в части программного обеспечения (ПО) должна быть построена
с использованием стандартных лицензионных программных средств.
3.4. Предусмотреть централизованный контроль технологического
процесса.
3.5. Приборы и оборудование СА должны иметь разрешение на
применение, выданное Федеральной службой по экологическому,
технологическому и атомному надзору РФ.
3.6. Средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр
средств измерений РФ, должны иметь сертификат об утверждении типа
средства измерения и методику поверки.
4.
Объем проектирования
4.1. Предусмотреть контроль работы технологических объектов кустов и
одиночных скважин с выводом информации на диспетчерский пункт (ДП)
цеха добычи нефти – СА промысла.
4.2. Предусмотреть контроль работы технологического оборудования
УПН с выводом информации в операторную УПН – СА УПН.
5.
Требования к функциям
системы автоматизации
промысла
5.1. СА промысла должна обеспечивать:
▪ контроль работы технологических объектов кустовых площадок и
одиночных скважин; 1
▪ передачу информации на ДП.
5.2. Контроль работы технологических объектов кустовой площадки.
5.2.1. Скважина добывающая:
▪ телеизмерение расхода (через установку измерительную);
▪ телеконтроль состояния скважины (работа/останов);
▪ останов скважины при повышении или понижении давления
(реализовать на базе станции управления (СУ) электродвигателя
насоса).
5.2.2. Скважина нагнетательная:
▪ телеизмерение расхода;
▪ телеизмерение и местное измерение давления.
5.2.3. Скважина водозаборная:
▪ телеизмерение расхода;
▪ телеизмерение и местное измерение давления на выкиде насоса;
▪ останов скважины при повышении или понижении давления
(реализовать на базе СУ электродвигателя насоса).
5.3. Контроль работы технологических объектов одиночной скважины
аналогичен требованиям, предъявляемым к технологическим объектам
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
кустовой площадки.
5.4. Установка измерительная (УИ): 2
▪ телеизмерение массового расхода жидкости;
▪ телеизмерение плотности жидкости;
▪ телеизмерение объемного расхода газа;
▪ телеизмерение температуры газа;
▪ телеизмерение температуры жидкости;
▪ телеизмерение давления газа;
▪ телеизмерение давления жидкости;
▪ телеизмерение давления жидкости в коллекторе;
▪ телеизмерение уровня жидкости в сепараторе;
▪ телесигнализация положения ПСМ;
▪ телесигнализация загазованности в технологическом блоке (ТБ);
▪ телесигнализация «пожар в ТБ»;
▪ телесигнализация «несанкционированный доступ в ТБ, блок
аппаратурный (БА)»;
▪ телесигнализация положения крана;
▪ телеуправление положением ПСМ;
▪ телеуправление положением крана.
5.5. Камера пуска (приема) очистного устройства:
▪ измерение давления;
▪ сигнализация прохождения очистного устройства.
5.6. Емкость дренажная:
▪ телесигнализация верхнего уровня;
▪ световая сигнализация верхнего уровня.
5.7. Передача информации.
5.7.1. От контроллера скважины до станции телемеханизации куста
скважин передачу информации предусмотреть по радиоканалу малого
радиуса действия, не требующего получения разрешения в ГКРЧ.
5.7.2. От станции телемеханизации куста скважин до ДП (станции связи)
передачу информации предусмотреть по радиоканалу FM диапазона.
Частотный диапазон и оборудование связи выбрать по ТУ отдела связи
УИТ.
_______
1
–
контроль и управление работой оборудования указан для отдельных технологических
2
6.
Требования к функциям
системы автоматизации
УПН
–
элементов. Необходимость установки технологического оборудования определить на
стадии разработки документации.
перечень контролируемых параметров указан для типового исполнения УИ и может
быть изменен на стадии разработки документации, при условии согласования с
Заказчиком.
6.1. СА УПН должна обеспечивать:
▪ контроль работы технологических объектов УПН;
▪ передачу информации в операторную УПН.
6.2. Контроль работы следующих технологических объектов площадки
УПН:
6.2.1. Камера приема очистных устройств:
▪ телеизмерение и местное измерение давления.
6.2.2. Сепаратор I ступени сепарации:
▪ телеизмерение уровня нефти;
▪ телеизмерение давления;
▪ телеизмерение температуры;
▪ телесигнализация верхнего и нижнего уровня;
▪ автоматическое регулирование уровня нефти;
▪ автоматическое регулирование давления.
6.2.3. Блок подачи реагента:
▪ телесигнализация «авария блока реагента».
6.2.4. Газоосушитель:
▪ телеизмерение давления;
▪ телесигнализация верхнего уровня.
6.2.5. Сепаратор II ступени сепарации, концевая сепарационная установка:
▪ телеизмерение уровня нефти;
▪ телеизмерение давления;
▪ телеизмерение температуры;
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ автоматическое регулирование уровня нефти.
6.2.6. Отстойник обезвоживания нефти:
▪ телеизмерение межфазного уровня;
▪ телеизмерение давления;
▪ телеизмерение температуры;
▪ автоматическое регулирование межфазного уровня.
6.2.7. Емкость дренажная, конденсатосборник с погружным насосным
агрегатом:
▪ телесигнализация верхнего и нижнего уровня;
▪ телеизмерение давления на выкиде насосного агрегата;
▪ телесигнализация высокого и низкого давления на выкиде
насосного агрегата;
▪ телеуправление насосным агрегатом;
▪ телесигнализация состояния насосного агрегата (работа /останов).
6.2.8. Факельная система:
▪ телесигнализация погасания факела;
▪ телеуправление розжигом факела.
6.2.9. Резервуар вертикальный стальной:
▪ телеизмерение уровня нефти;
▪ телеизмерение межфазного уровня;
▪ телеизмерение температуры;
▪ телесигнализация верхнего уровня.
6.2.10. Насосный агрегат внутренней, внешней откачки:
▪ телеизмерение давления на выкиде и приеме;
▪ телеизмерение температуры подшипниковых узлов;
▪ телеуправление;
▪ телесигнализация состояния (работа /останов).
6.2.11. Теплообменник:
▪ измерение давления товарной нефти на входе и выходе;
▪ измерение температуры товарной нефти на входе и выходе;
▪ телеизмерение давления товарной нефти на входе и выходе;
▪ телеизмерение давления сырой нефти на выходе;
▪ телеизмерение температуры товарной нефти на входе и выходе;
▪ телеизмерение температуры сырой нефти на входе и выходе.
6.2.12. Путевой подогреватель:
▪ местный автоматический контроль, регулирование и защиту
подогревателя организовать в объемах требований заводаизготовителя подогревателя.
▪ измерение давления нефти на входе и выходе;
▪ измерение температуры нефти на входе и выходе;
▪ телеизмерение температуры нефти на входе и выходе.
6.2.13. Кустовая насосная станция:
▪ местный автоматический контроль, регулирование и защиту
электродвигателя насосного агрегата организовать на базе СУ
комплектной поставки, в объемах требований завода-изготовителя
СУ.
▪ телеизмерение давления на выкиде и приеме;
▪ телеизмерение расхода жидкости по направлениям;
▪ телеуправление;
▪ телесигнализация состояния (работа /останов).
6.2.14. Предусмотреть на выходе УПН оперативный узел учета (система
измерения количества и параметров нефти сырой – СИКНС). СИКНС
выполнить на основании типовых ТУ на проектирование СИКНС для
объектов ОАО «Белкамнефть».
6.2.15. Предусмотреть учет расхода пресной воды для обессоливания через
диспергаторы, а также регулирование подачи пресной воды с помощью
регулирующего клапана в зависимости от расхода нефти.
6.2.16. Контроль загазованности на площадках и помещениях:
▪ телесигнализация загазованности 20% НКПВ;
▪ телесигнализация загазованности 50% НКПВ;
▪ световая и звуковая сигнализация загазованности;
▪ телесигнализация
неисправности
прибора
контроля
загазованности.
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
6.2.17. Учет газа:
▪ телеизмерение расхода газа на факельную систему;
▪ телеизмерение расхода газа на путевые подогреватели и
котельную (при наличии).
6.2.18. Автоматическая пожарная сигнализация должна быть выполнена
согласно действующим нормам с выводом информации на контрольный
вторичный прибор, установленный в операторной УПН.
_______
1
–
контроль и управление работой оборудования указан для отдельных технологических
элементов. Необходимость установки технологического оборудования определить на
стадии разработки документации.
7.
Требования к
размещению
компонентов системы
автоматизации
7.1. Размещение компонентов СА должно обеспечивать рациональное
расположение на объекте элементов СА, безопасное обслуживание и
управление.
7.2. Элементы управления исполнительными механизмами монтировать в
непосредственной близости от самих механизмов.
7.3. Первичные преобразователи сигнализаторов уровня монтировать на
емкости в предусмотренный для этих целей штуцер.
7.4. Манометры и датчики давления монтировать с применением
запорно-разрядных устройств.
8.
Основные технические
решения, приборы и
оборудование системы
автоматизации промысла
8.1. В качестве УИ использовать установки соответствующие
ГОСТ Р 8.615-2005.
8.2. В качестве станции связи использовать станцию связи
ДСКМ.424138.013 (производитель ООО «Индустриальные системы
автоматики», г. Омск).
8.3. В качестве станций телемеханизации куста скважин использовать
станцию
телемеханизации
ДСКМ.421457.122
(производитель
ООО «Индустриальные системы автоматики», г. Омск).
8.4. В качестве контроллеров телемеханизации скважины использовать
КП типа «КТС.1 черт. 42 7601.005.00.000-06», в комплекте с радиомодемом
(производитель ЗАО НПО «Интротест», г. Екатеринбург).
8.5. В качестве приборов телеконтроля состояния скважины использовать
индикаторы тока ИТ2 черт. 42 7600.004.00.000 (производитель
ЗАО НПО «Интротест», г. Екатеринбург).
8.6. В качестве приборов световой сигнализации верхнего уровня
использовать индикаторы моноблочные со светодиодом красного цвета,
степень защиты IP65, напряжение питания 24В.
8.7. В качестве приборов сигнализации давления использовать
манометры избыточного давления сигнализирующие взрывозащищенные
ДМ2005СгIEx (производитель ОАО «Манотомь», г Томск).
8.8. В
качестве
приборов
контроля
давления
использовать
малогабаритные датчики давления Метран-55 или интеллектуальные
датчики давления Метран-100 (производитель ЗАО ПГ «Метран»,
г. Челябинск).
8.9. В качестве приборов сигнализации аварийных уровней в емкостях
использовать сигнализаторы уровня СУР-3, СУР-5 (производитель
ЗАО «Альбатрос», г. Москва).
8.10. В качестве запорно-разрядных устройств использовать вентили
манометрические
ВМ5х35
(производитель
ООО ПКФ «Техновек»,
г. Воткинск).
8.11. В качестве приборов контроля расхода использовать комплекс
расходомерный КР2 (производитель ООО ПКФ «Техновек», г Воткинск),
преобразователи
расхода
вихреакустические
Метран-305ПР
(производитель ЗАО ПГ «Метран», г. Челябинск) или расходомеры
электромагнитные Взлет ППД (производитель ЗАО «Взлет», г СанктПетербург).
8.12. Приборы, оборудование и их производители могут быть изменены на
стадии разработки документации по согласованию Заказчиком.
9.
Основные технические
решения, приборы и
9.1. В качестве приборов сигнализации давления использовать
манометры избыточного давления сигнализирующие взрывозащищенные
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
оборудование системы
автоматизации УПН
Содержание основных данных и требований
ДМ2005СгIEx (производитель ОАО «Манотомь», г Томск).
9.2. В
качестве
приборов
контроля
давления
использовать
малогабаритные датчики давления Метран-55, интеллектуальные датчики
давления Метран-100 (производитель ЗАО ПГ «Метран», г. Челябинск) или
преобразователи давления КРТ 5 (производитель ЗАО «Орлэкс», г Орел).
9.3. В качестве приборов измерения уровня в емкостях использовать
датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М в комплекте с блоком токовых
выходов искробезопасным БТВИ или блоком интерфейса искробезопасным
БИИ (производитель ЗАО «Альбатрос», г. Москва). В технологических
аппаратах с температурным режимом контролируемой среды более +65ºС
использовать датчики уровня ультразвуковые ДУУ2М-ХХТ.
9.4. В качестве приборов сигнализации аварийных уровней в емкостях
использовать сигнализаторы уровня СУР-3, СУР-5 (производитель
ЗАО «Альбатрос», г. Москва).
9.5. Приборы учета газа определить на стадии разработки ПД, проверить
диапазон измерений применяемого счетчика газа на предмет обеспечения
работы расходомера с заданной погрешностью.
9.6. В качестве запорно-разрядных устройств использовать вентили
манометрические
ВМ5х35
(производитель
ООО ПКФ «Техновек»,
г. Воткинск).
9.7. В качестве приборов контроля расхода пресной воды и расхода нефти
использовать турбинные расходомеры (типа МИГ-32), для учета пластовой
воды комплекс расходомерный КР2 (производитель ООО ПКФ
«Техновек», г Воткинск) или преобразователи расхода вихреакустические
Метран-305ПР (производитель ЗАО ПГ «Метран», г. Челябинск).
9.8. В качестве регулирующих клапанов с электроприводом использовать
клапана серии КМР, КМО, КМРО (производитель ПНФ «ЛГ Автоматика»,
г. Москва) с электроприводами МЭО, МПЭК (производитель
ЗАО «ЗЭиМ», г. Чебоксары).
9.9. В качестве приборов для автоматического непрерывного контроля
довзрывоопасных концентраций использовать стационарный сигнализатор
горючих газов СТМ-10 (производитель ФГУП СПО «Аналитприбор»,
г. Смоленск).
9.10. В качестве приборов автоматической пожарной сигнализации
использовать оборудование производства ЗАО НВП «Болид», г. Королев.
9.11. Состав оборудования АСУТП определить в соответствии с проектом
«АСУТП
УПН
Смольниковского
нефтяного
месторождения
23680612.07794.245 РД» ООО «Индустриальные системы автоматики»,
г. Омск:
9.11.1. станции управления ДСКМ 421417.389, ДСКМ 421417.390,
ДСКМ 421417.391, ДСКМ 421417.393;
9.11.2. шкафы вторичных приборов ДСКМ 421462.010, ДСКМ
421462.011, ДСКМ 421462.012, ДСКМ 421462.013, ДСКМ
421462.014, ДСКМ 421462.015;
9.11.3. станция оператора ДСКМ.466455.545.
9.12. Приборы, оборудование и их производители могут быть изменены на
стадии разработки документации по согласованию Заказчиком.
10.
Требования к прокладке
кабельных трасс
системы автоматизации
10.1. В качестве контрольных применять кабели с медными жилами в
общем экране.
10.2. Аналоговые сигналы должны передаваться отдельным от цепей
управления и сигнализации кабелем.
10.3. Прокладку силовых и контрольных кабелей в шкафах и на кабельных
эстакадах осуществлять раздельно.
10.4. Для кабельных трасс, прокладываемых на эстакадах, использовать
лотки перфорированные оцинкованные.
10.5. При прокладке кабеля в лотках, переход кабеля к приборам КИПиА
предусмотреть в трубной разводке с переходом в металлорукав.
10.6. При прокладке кабеля в земле, выход кабеля на поверхность (к
приборам КИПиА) предусмотреть в трубной разводке с переходом в
металлорукав.
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
11.
Требования к составу,
формату, объему
выпуска проектной
документации и
оформления проекта
11.1. В составе проектной документации должны быть выполнены
документы состоящие из:
▪ текстовой части;
▪ графической части.
11.2. Текстовая часть должна содержать сведения в отношении объекта
капитального строительства, описание принятых технических и иных
решений, пояснения, ссылки на нормативные и (или) технические
документы, используемые при подготовке проектной документации и
результаты расчетов, обосновывающие принятые решения.
11.3. Графическая часть должна отображать принятые технические и иные
решения и выполняться в виде чертежей, схем, планов и других
документов в графической форме.
11.4. В составе графической части выполнить чертежи содержащие:
▪ общие данные;
▪ схему структурную комплекса технических средств;
▪ схему автоматизации;
▪ схемы принципиальные питания, управления, сигнализации и
измерения;
▪ схемы соединения внешних проводок;
▪ схемы подключения внешних проводок;
▪ таблицы соединений и подключений;
▪ чертежи установки технических средств;
▪ план расположения оборудования и проводок;
▪ чертежи общего вида шкафов, пультов, стоек и т.д.;
▪ взаимоувязки с технологической, электротехнической и другой
документацией;
▪ спецификация оборудования, изделий и материалов, с указанием
номеров и сроков действия разрешений на применение на опасных
производственных объектах, сертификатов соответствия;
▪ спецификация щитов и пультов.
11.5. В составе проектно-сметной документации отдельной книгой
выпускаются:
▪ сводные и локальные сметы на производство строительномонтажных и пусконаладочных работ;
▪ заказные спецификации на оборудование и материалы, с
указанием номеров и сроков действия разрешений на применение
на
опасных
производственных
объектах,
сертификатов
соответствия;
▪ опросные листы (технические задания);
▪ технические
требования
на
изготовление
блочного,
нестандартного оборудования системы КИПиА.
12.
Дополнительные
требования
12.1. При дополнении технологической схемы оборудованием, не
учтенным данными техническими условиями, требования к функциям
системы автоматизации уточнить у Заказчика.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ № 18-09 от 19.08.2009г.
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка»
Теплоснабжение.
1. Теплоснабжение УПН и ОПБ запроектировать от автоматизированной котельной с
двумя водогрейными котлами Veissmann, оборудованными горелками Weishaupt в
блочно-модульном исполнении с постоянным присутствием персонала. Мощность
котлов определить в зависимости от тепловой нагрузки.
2. В качестве основного топлива использовать попутный нефтяной газ, в качестве
аварийного топлива – товарную нефть. Подачу топлива к емкостям аварийного
топлива обеспечить по топливопроводу от технологического трубопровода УПН.
3. Газопроводы котлов оборудовать двумя последовательно установленными по ходу
газа предохранительными запорными клапанами и автоматическим сбросным
устройством между ними, регулирующими устройствами перед горелкой.
4. Предусмотреть тепловую изоляцию газоходов за котлами и изоляцию дымовой
трубы. Дымовую трубу оборудовать устройствами для отвода конденсата.
5. КИП и А в соответствии с СН и П II-35-76 «Котельные установки», «Правилами
безопасности систем газораспределения и газопотребления».
6. Предусмотреть «погодное регулирование» - автоматическое регулирование
температуры воды, подаваемой в систему отопления в зависимости от температуры
наружного воздуха.
7. В котельной установить водоподготовительную установку с автоматизированной
регенерацией фильтров.
8. Для обеспечения горячего водоснабжения котельной в летний период
предусмотреть электроводонагреватель.
9. Предусмотреть узлы учета:
 газа, (общий на вводе в котельную и поагрегатный);
 нефти, воды, электроэнергии (общие на вводе в котельную);
 тепловой энергии (общий на выходе из котельной).
10. Параметры работы котельной и общекотельного оборудования, сигнализации и
защит, узлов учёта топлива и тепловой энергии вывести на АРМ оператора
котельной. АРМ оператора разработать по ТУ УАПП ОАО «Белкамнефть».
11. Для персонала предусмотреть бытовой блок, сообщающийся с блоком котельной. В
бытовом блоке в соответствии с СН и П II-35-76 разместить следующие помещения:
 Операторную с автоматизированным рабочим местом (АРМ) оператора котельной.
Помещение операторную обеспечить телефонной связью, часами. В помещение
операторной вывести:
1. аварийную сигнализацию о срабатывании защит и отключении котлов;
2. сигнализацию о возникновении пожара;
3. сигнализацию о загазованности СН4 и СО;
4. сигнализацию от несанкционированного проникновения;
5. показывающий прибор по уровню жидкого топлива в топливных емкостях.
 Экспресс-лабораторию с рабочим местом лаборанта. Предусмотреть обеспечение
экспресс-лаборатории привозными химреактивами, которые готовятся в
лаборатории котельной п/б «Хохряки». В экспресс-химлаборатории разместить:
№
п/п
1
Наименование и
габаритные размеры
(ДхШхВ)
Стол приборный
большой 1200х850х850 с
Материал
ламинат
белый
Код по
каталогу
Количество,
шт.
2.01.04
1
2
3
4
5
6
2-мя ящикам, 2-мя
розетками, шнуром с
вилкой, автоматом
отключения питания.
Полка с дверцами
1200х300х350
Стол-мойка одинарная
500х600х850 с одним
смесителем
Сушилка к столу мойке
с креплением
650х200х500
Тумба металлическая
подкатная с 3 ящиками
460х530х640
Стул лабораторный на
опорах с опорой для ног
сталь
2.01.02.3007
1
нерж.
сталь
2.01.03.0922
1
сталь
2.01.03.0906
1
сталь
2.01.07.0803
1
винил
2.01.09.4072
1
 Комнату мастера;
 Комнату приёма пищи;
 Гардеробную с установкой 8 индивидуальных шкафов для переодевания;
 Санузел;
 Кладовую уборочного инвентаря.
12. Предусмотреть закрытую систему теплоснабжения. Потребителей подключить по
зависимой схеме. Температурный график работы системы теплоснабжения 95/70
о
С.
13. Для обеспечения горячего водоснабжения в зимний период, в тепловых узлах
зданий предусмотреть установку пластинчатых теплообменников, на летний
период электроводонагреватели.
14. Для хранения расходных материалов и материалов на РЭН, на территории
котельной предусмотреть 25 т. контейнер.
Технические условия
на разработку автомобильных дорог в проектной документации
«Обустройство Cмольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Предусмотреть при проектировании обустройства месторождения решения по
строительству
внутрипромысловых
автодорог
согласно
СНИП
2.05.07-91*
«Промышленный транспорт» с учетом следующих требований:
1. Категория дорог – IV-в;
2. Тип покрытия – переходный с покрытием из щебня (фракция 20-40);
3. При проектировании дорожного покрытия автодорог предусмотреть возможность
применения щебня из местных карьеров.
4. Ширина земполотна – 6.0 м, ширина проезжей части – 4.5 м, ширина обочин –
0.75 м;
5. Протяженность дорог – определяется проектом с учетом сложившихся условий
местности и существующего рельефа;
6. Проектом предусмотреть «нулевой» баланс земляных масс, в случае
невозможности указать карьер грунта для отсыпки земполотна;
7. В сметах предусмотреть перевозку материалов для дорожного покрытия со складов
г. Ижевска.
8. В сметах предусмотреть стоимость грунта.
9. Предусмотреть устройство:
 необходимых съездов, пересечений согласно типовых материалов для
проектирования 503-0-51.89 «Пересечения и примыкания автомобильных
дорог в одном уровне»;
 площадок для разъезда автотранспорта;
 водопропускных сооружений (трубы металлические диаметром 1020мм;
1220мм; 1420мм под автомобильные дороги), на съездах – металлические
диаметром 530 мм;
 задвижек на водопропускных трубах для предотвращения перетекания
нефти при аварийных ситуациях; (если дорога служит дамбой).
 обустройство автодорог дорожными знаками по ГОСТ 10807-78 «Знаки
дорожные».
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
для разработки раздела «Землеустройство»
проектной документации «Обустройство Смольниковского нефтяного
месторождения. Корректировка».
С целью дальнейшего выполнения работ по межеванию, постановке на
кадастровый учёт и отводу земельных участков в составе проекта разработать раздел
«Землеустройство», в котором предусмотреть следующее:
- разработать чертёж границ земельного участка (участков), необходимого для
осуществления строительства объекта. В табличной форме предоставить
координаты угловых точек границы участка в системе координат 1963 года с
указанием зоны;
- разработать чертёж границ земельного участка (участков), необходимого для
эксплуатации построенного объекта. В табличной форме предоставить координаты
угловых точек границы участка в системе координат 1963 года с указанием зоны;
- согласно вышеупомянутым чертежам произвести расчёт испрашиваемых площадей. Для
участков ГЛФ расчёт площадей произвести по кварталам и выделам. Для участков,
расположенных на сельскохозяйственных землях, необходимо на чертежах указать
границы землепользований, а расчеты испрашиваемых площадей провести по каждому
землепользователю
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ № 20-09 от 03.09.2009г.
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Хозяйственно-питьевое водоснабжение и бытовая канализация.
Технические условия выданы в дополнение к ТУ № 17-09 от 24.08.2009.
1. Водоснабжение проектируемых зданий УПН и ОПБ предусмотреть от
существующих сетей водопровода (схема сетей водопровода прилагается).
2. Давление в водопроводе на выходе из насосной станции над артезианской
скважиной № 3304 составляет 2,0 атм.
Технические условия
на техническую защищенность для
выполнения проектных работ на объект
«Обустройство Смольниковского нефтяного
месторождения. Корректировка». УПН.
1. По периметру объекта установить ограждение высотой не менее 2,5 м. с
козырьком из колючей проволоки.
2. При проектировании периметрального ограждения предусмотреть не менее двух
ворот (основные и запасные). У основных ворот установить шлагбаум, площадку для
досмотра транспорта.
3. Оборудовать контрольно пропускной пункт (КПП). В помещении КПП
необходимо предусмотреть рабочее место сотрудника охраны, бытовое помещение.
4. По периметру объекта установить опоры со светильниками уличного освещения.
5. В помещениях объекта с дорогостоящими товарно-материальными ценностями
установить систему охранной сигнализации.
6. Во всех помещениях объекта установить средства экстренной радио и проводной
связи.
7. С целью обнаружения нарушителей и документирования событий необходимо
установить систему видеонаблюдения.
ТИПОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на проектирование системы измерений количества и параметров нефти сырой для
объектов ОАО «Белкамнефть».
1.Назначение объекта.
1.1.Автоматизированное измерение количества и показателей качества сырой нефти
по лицензионному участку.
2.Состав объекта:
2.1.Сепарационная установка;
2.2.Технологический блок-бокс СИКНС;
2.3.Операторная вторичной аппаратуры.
3. Состав СИКНС и параметры сдаваемой нефти
3.1.Параметры работы СИКНС:
 Рабочий диапазон температур измеряемой среды
+ 5 до +45 С
 Массовая доля воды, не более
85 %
 Содержание свободного газа
отсутствует
 Режим работы СИКНС
постоянный
3.2. Состав СИКНС:
Наименование СИ и оборудования
1
1. Блок фильтров
1.1. Фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой
1.2. Датчик перепада давлений «Метран»
1.3. Манометр
2. Блок измерительных линий (БИЛ)
2.1. Расходомер массовый фирмы KROHNE либо
EMERSON (рабочий и резервный)
2.2. Манометр точных измерений МТИ
2.3. Термометр показывающий ртутный ТЛ-4
3. Выходной коллектор
3.1. Датчик температуры “Fisher Rosemount” модель 244Е
3.2. Преобразователь давления «Метран-100»
3.3. Индикатор фазового состояния ИФС-1
4. Блок измерения показателей качества нефти (БИК)
4.1.Пробозаборное устройство согласно ГОСТ 2517
4.2.Счетчик жидкости турбинный «МИГ-32» для контроля
расхода нефти через БИК
Кол-во
шт.
Предел
допускаемой
погрешности
СИ
Предел
измерений СИ
2
3
4
1
1
2
 0,5%
кл. 1,5
2
0,25%
2
2
кл. 0,6
0,2С
1
1
1
0,2С
0,5%
1
1
 0,5%
4.3. Пробоотборник автоматический «Стандарт- АЛ» с
диспергатором
4.4. Термометр показывающий ртутный ТЛ-4
4.5. Датчик температуры “Fisher Rosemount” модель 244Е
4.6. Преобразователь давления «Метран-100»
4.7. Манометр точных измерений МТИ
4.8. Место для установки поточного плотномера и место
для подключения образцового плотномера
4.9. Поточный влагомер (тип подобрать в зависимости от
содержания воды с учетом требований ГОСТ Р 8.615)
4.10. УОСГ
4.11. Диспергатор перед пробозаборным устройством
1
1
1
1
1
1
0,2С
0,2С
0,5%
кл. 0,6
1
1
1
5. Вспомогательное оборудование
5.1. Электропечь
5.2. Вытяжная вентиляция
5.3. Сигнализаторы взрывоопасных концентраций СТМ-10
6. Вторичная аппаратура
6.1.Устройство обработки информации «ОКТОПУС-Л» с
функцией передачи данных в систему телеметрии ОАО
«Белкамнефть»
1
 0,05%
4. Допускается применение других средств измерений в составе СИКНC с
аналогичными техническими и метрологическими характеристиками.
5. ИВК должен обеспечивать выполнение функций раздела 7.5. МИ 2825-2003.
6.При проектировании СИКНС учитывать требования ГОСТ Р 8.615-2005, МИ 28252003, МИ 2837-2003.
7. В БИК предусмотреть место под плотномер, узел подключения пикнометрической
установки и устройства определения свободного газа.
8. Демонтаж влагомера, пробоотборника и других средств измерений не должен
нарушать режим работы БИК.
9. СИКНС расположить в отапливаемом блок-боксе.
10. Технологическая схема СИКНС должна предусматривать возможность
подключения передвижной ТПУ и проведение КМХ рабочего массомера по резервному
массомеру.
11. Дренажная система должна быть закрытой.
12. Провести метрологическую экспертизу проекта во ВНИИР, разработать МВИ
массы нефти, аттестовать и утвердить в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
13. Метрологические характеристики СИКНС должны соответствовать требованиям
ГОСТ 8.615-2005.
14. Запорная арматура, влияющая на результаты измерений при КМХ и поверке,
должна иметь возможность ручного контроля герметичности.
Технические условия
на разработку проектной документации
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Сети связи.
1. Разработать проектно-сметную документацию в соответствии с действующими
нормами и правилами.
2. Основные требования к составу документации.
2.1. Состав проектной документации согласно постановлению правительства РФ от 16
февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требования к
их содержанию».
3. Площадка УПН и ОПБ.
3.1. АБК. Помещение узла связи.
3.1.1. Определить проектом выделение помещения для узла связи в здании АБК
площадью не менее 12 кв.м.
3.1.2. Помещение должно находиться на минимальном удалении от
проектируемой радиобашни.
3.1.3. Обеспечить температуру внутри помещений в пределах 18оС – 24оС с
учетом тепловыделения оборудования (кондиционирование).
3.2. Радиобашня.
3.2.1. Определить проектом размещение радиобашни.
3.2.2. Высоту радиобашни определить на основании рабочего проекта РРЛ связи
«Смольниковское н.м. - Поломское н.м. - Турецкое н.м. - Пызепское н.м.РТС п. Балезино».
3.2.3. Предусмотреть организацию фидерного моста от тела радиобашни до
помещения узла связи в здании АБК.
3.3. Внутриплощадочные сети.
3.3.1. Определить проектом типы и трассы внутриплощадочных кабелей связи до
проектируемых объектов.
3.3.2. Прокладку внутриплощадочных кабелей связи выполнить по эстакадам в
отдельных закрытых перфорированных коробах.
3.3.3. Внутриплощадочные кабели связи оконечить в помещениях размыкаемым
кроссом тип R&M с модулями комплексной защиты по току и напряжению.
3.4. Телефонная связь
3.4.1. Определить проектом количество рабочих мест в проектируемых объектах,
подлежащих телефонизации.
3.4.2. Для организации телефонной связи на УПН предусмотреть установку АТС в
узле связи.
3.4.3. Тип АТС – Avaya Definity, конфигурацию определить проектом.
3.4.4. Предусмотреть проектом резервное электропитание АТС не менее 5 часов.
3.4.5. Подключение АТС в сеть ОАО «Белкамнефть» выполнить через шлюз IP
телефонии AddPac AP1100B.
3.4.6. Для резервирования телефонной связи использовать стационарные сотовые
терминалы.
3.5. Локальная вычислительная сеть (ЛВС).
3.5.1. Определить проектом количество компьютерных рабочих мест в
проектируемых объектах.
3.5.2. Предусмотреть в производственных помещениях структурированную
кабельную систему (СКС) категории 5е.
3.5.3. Прокладку кабелей связи выполнить в кабельных каналах.
3.5.4. Кросс тип 110 установить в коммуникационных шкафах или стойках.
3.5.5. На рабочих местах установить две розетки тип RJ45 c врезным контактом,
две розетки электропитания для средств вычислительной техники (СВТ) и
две розетки электропитания для бытовой техники.
3.5.6. Предусмотреть подключение к ЛВС оборудования в шкафах КИПиА.
3.5.7. В качестве активного оборудования ЛВС использовать оборудование Cisco
Systems.
3.6. Система речевого оповещения.
3.6.1. Определить проектом организацию внутриобъектовой системы речевого
оповещения.
3.6.2. Систему речевого оповещения проектировать с использованием
оборудования фирмы «Jedia».
3.6.3. Предусмотреть проектом размещение оборудования в отдельном
коммуникационном шкафу.
3.6.4. Применить источники бесперебойного питания фирмы APC с платами
управления AP9619.
3.6.5. Предусмотреть проектом установку тюнера.
3.6.6. Предусмотреть проектом подключение системы речевого оповещения к
АТС.
3.6.7. Предусмотреть проектом подключение системы речевого оповещения к
системе оповещения о пожаре.
4. Каналы передачи данных.
4.1. При проектировании каналов передачи данных для подключения в корпоративную
сеть ОАО «Белкамнефть» учесть материалы рабочего проекта РРЛ связи
«Смольниковское н.м. - Поломское н.м. - Турецкое н.м. - Пызепское н.м.- РТС п.
Балезино».
4.2. Запроектировать абонентскую станцию беспроводного широкополосного доступа
на оборудовании SkyMAN фирмы Infinet (г. Екатеринбург) для организации
канала передачи данных до УПСВ Дебесского нефтяного месторождения.
4.3. Тип оборудования доступа к СПД – маршрутизаторы фирмы Cisco Systems.
5. Радиосвязь.
5.1. Предусмотреть в проекте систему голосовой транкинговой радиосвязи на
месторождении с установкой базовой станции в узле связи и размещением антенн
на радиобашне.
5.2. Для системы транкинговой связи использовать контроллер транкинговой связи
ST-853 протокола SmarTrunk II™ и ретранслятор VXR-7000U.
5.3. Предусмотреть проектом размещение активного оборудования радиосвязи в
коммуникационном шкафу.
5.4. Для системы АФУ использовать оборудование фирмы PROCOM. Высоту подвеса
антенн определить проектом с учетом разрешения на использование радиочастот
ОАО «Белкамнефть».
5.5. Для оперативной связи на месторождении использовать радиостанции типа ICOM
F 4GT и ICOM F 211.
5.6. Для радиосвязи использовать разрешенные частоты диапазона 400 - 430 МГц.
6. Система сбора данных телемеханики АСУТП промысловых объектов.
6.1. Запроектировать схему организации связи для сети передачи данных
телемеханики в соответствии с техническими условиями на систему
автоматизации, телемеханизации и АСУТП от УАПП ОАО «Белкамнефть».
6.2. Включить в проект общий ситуационный план-схему системы АСУТП
промысловых объектов Смольниковского нефтяного месторождения ЦДПН-2.
6.3. Для организации радиоканалов передачи данных АСУТП применить
радиостанции фирмы ICOM с модемом «Неод-4800» работающие в диапазоне 400430 МГц.
6.4. Оборудование связи установить в шкафах станций телемеханизации,
расположенных в помещении БМА кустовых площадок.
6.5. Наружные антенны разместить на трубостойках или радиомачтах. Высоту подвеса
антенн определить проектом с учетом разрешения на использование радиочастот
ОАО «Белкамнефть».
6.6. Станцию связи системы сбора данных телемеханики АСУТП промысловых
объектов разместить в коммуникационном шкафу в узле связи.
7. Электроснабжение.
7.1. Определить проектом электроснабжение оборудования связи. Предусмотреть
установку источников бесперебойного питания.
7.2. Применить источники бесперебойного питания фирмы APC с платами управления
Web/SNMP.
7.3. Для обеспечения электропитания радиостанций предусмотреть источники
бесперебойного питания тип К-207-15 производства ООО «НПП СИГМА» или
другого с лучшими техническими характеристиками.
7.4. Электроснабжение оборудования вычислительной техники и связи выполнить по
ТУ от управления энергообеспечения ОАО «Белкамнефть».
8. Защитное заземление и грозозащита.
8.1. Предусмотреть установку грозоразрядников на АФУ.
8.2. Обеспечить защитное заземление активного оборудования связи, мачт и
грозоразрядников.
9. Дополнительные требования.
9.1. При проектировании системы сбора данных телемеханики АСУТП учесть
значения технических характеристик РЭС в соответствии с существующим
разрешением на использование радиочастот ОАО «Белкамнефть».
9.1.1. Абонентские станции: высота подвеса антенн – до 10 м., поляризация
антенн – вертикальная; коэффициент усиления антенн – не более 8,0 дБ,
мощность несущей на выходе передатчика - не более 10 Вт, ;
9.1.2. Базовая станция: высота подвеса антенны - 30м; коэффициент усиления
антенны – 8,0 дБ; диаграмма направленности антенны - круговая;
поляризация антенны – вертикальная; мощность несущей на выходе
передатчика - 20 Вт.
10. Проект согласовать с УИТ ОАО «Белкамнефть».
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
для разработки проекта
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
Для выполнения корректировки проекта необходимо предусмотреть следующие
решения.
Добыча нефти.
1. Откорректировать фонд скважин, объемы добычи жидкости, нефти, закачку
рабочего агента на основании уточненных данных геологической службы ОАО
«Белкамнефть».
2. Откорректировать места расположений размеры кустовых площадок, трасс
коридоров коммуникаций к ним, выполнив инженерно-геодезические работы.
3. Размещение блока управления АГЗУ предусмотреть на территории кустовой
площадки скважин.
4. На вновь обустраиваемых добывающих и нагнетательных скважинах
предусмотреть станки-качалки СКДР-8.
5.
Бурение скважин на кустовых площадках предусмотреть с шагом передвижки
бурового станка 15 м.
Сбор нефти и газа
1. Отразить в проекте скважину № 320Р и куст № 31 с коридором коммуникаций
выполненных отдельными РП.
Организация системы ППД.
1. Запроектировать высоконапорные водоводы от КНС на все кустовые площадки
скважин.
2. Предусмотреть схему закачки воды «отбор-закачка».
3. Запроектировать обустройство водозаборных и нагнетательных скважин для системы ППД.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на электроснабжение, для разработки проектной документации «Обустройство
Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка».
1. Электроснабжение кустов, электроприемников УПН выполнить от РУ – 10 кВ ПС
35/10 «Смольники»:
- куст 23 предусмотреть от существующей ВЛ фид. №15 (яч. № 15). Точку
подключения определить проектом;
- куст 29 предусмотреть от яч. № 2;
- зарезервировать яч. № 19 для электроснабжения Дебесского месторождения нефти;
- КНС в районе куста 6 предусмотреть от яч. №№ 4, 24;
- кусты 33,11,5 предусмотреть от ранее запроектированной ВЛ на куст12 (яч. № 6).
Точки подключения определить проектом;
- куст 25, 32 предусмотреть от существующего фид. № 9 (яч. № 9). Точки подключения
определить проектом;
- КНС УПН предусмотреть от яч. №№ 10,23;
- КТП УПН предусмотреть от ВЛ фид. №№ 11, 14, выполнить перенос первых опор;
- кусты 10,13,8,6 предусмотреть от яч. № 20, произвести переключение куста 15 на
проектируемую ВЛ;
- куст 17,19 предусмотреть от яч. № 21, произвести переключение куста 20;
- кусты 7,16 от существующего фид. № 20 (яч. № 20). В КРУН -10кВ перезавести
данный фидер на яч. № 22.
2. Предусмотреть расширение каждой секции шин КРУН-10кВ на две ячейки: одну для
резерва и одну для компенсации реактивной мощности. Ячейки - тип К-59,
выключатели BB/TEL 630А.
3. В проектируемых ячейках предусмотреть группу учета на счетчике А1805RLXQP4GB-DW-3 (100В, 5А),
4. В схеме электроснабжения предусмотреть возможность кольцевания фидеров через
реклоузер. Тип определить проектом.
5. Трассу фидеров определить актом выбора на основе изысканий в общем коридоре
коммуникаций.
6. Опоры для ВЛ применить железобетонные, изоляцию фарфоровую, провод марки АС,
сечение определить проектом, но не менее 70 мм2 , расстояние между опор не более
50м.
7. На ВЛ проходящих по лесной территории предусмотреть коридоры в соответствии с
требованием ПУЭ (изд.7) или применить СИП.
8. Подключение отпаек ВЛ к магистрали, а также КТП 10/0,4 к воздушной линии
выполнить через разъединитель РКЛ.
9. Количество КТП 10/0,4, мощность трансформаторов, расположение на кустовых
площадках определить проектом с учетом требований обустройства куста, количество
скважин от одной ТП не более 5.
10. Предусмотреть РЗиА на устройствах типа «Sepam 1000+» , на вводах и секционном
выключателе - тип S40, на отходящих фидерах тип - S20, на трансформаторах
напряжения - тип В21. Выполнить расчет уставок систем РЗиА.
11. Предусмотреть защиту линий и оборудования от грозовых и коммутационных
перенапряжений ОПН-РВ.
12. Предусмотреть компенсацию реактивной мощности до величины tgφ-0,4 у
электроприемников.
13. Заземление оборудования и сетей выполнить в соответствии с требованиями ПУЭ.
Технические условия
на разработку проектной документации
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка»
УПН.
(ТУ от 29.05.2009 отменить).
В ходе корректировки проекта предусмотреть:
1. Реконструкцию узлов переключения резервуаров «П» и «О» (согласно РД 053212-ТХ) с целью приведения их в соответствии нормам и правилам (ПБ 08-624-03)
и обеспечения доступа к запорной арматуре.
2. Доработку ливневой канализации резервуарного парка с целью ликвидации
скопления дождевых вод под опорами эстакады приемо-раздаточных
трубопроводов резервуаров и с дополнительными «хлопушками» в районе
резервуаров (РВС-12.5, 12.6,12.3,12.4 согласно РД 0532-ГП), для поэтапного
пуска резервуаров.
3. Крепление приемных трубопроводов к эстакаде сепараторов 2 и 3 ступеней
сепарации (поз.10 по 0532-ГП) (высота трубопроводов 12 м.).
4. Доработку схемы монтажа выхода газа с КСУ (согласно РД 0532-12-ТХ) в районе
площадки обслуживания
с целью обеспечения прохода обслуживающего
персонала по площадке обслуживания.
5. Возможность обслуживания огнепреградителей на газопроводах факелов низкого
и высокого давления (изменить место установки огнереградителей согласно РД
0532-ТХ).
6. Доработку схемы монтажа трубопровода подачи газа к факелу низкого давления
с целью исключения застойной зоны скопления конденсата (исключить переходы
через трубопроводы по РД 0532-ТХ).
7. Откачку конденсата из конденсатосборника трубопровода факельного газа.
8. Дополнительный конденсатосборник на факельных трубопроводах перед
эстакадой через кольцевую дорогу.
9. Доработку фундаментов опор технологических трубопроводов на площадке РВС
(выполнены из ж/б блоков, необходимы свайные фундаменты).
10. Монтаж трубопровода с УПСВ Дебесского н/м на прием сырьевых резервуаров
(поз. 12.1 и 12.2 по РД 0532-ГП).
11. В насосной внешней откачки нефти (поз. 13 по РД 0532-ГП) насосы ЦНС-60.
Напор насосов рассчитать с учетом откачки всего объема нефти (637,738 тыс.
тонн в 2019 году) поступающего с УПН Смольниковского н/м и с нефтепровода
УПН Поломского н/м - УПН Смольниковского н/м.
12. Дополнительную подачу деэмульгатора на выкид насосов внутренней перекачки
(поз. 7 по РД 0532- ГП).
13. Дополнительный переход через эстакаду в районе площадки 2 и 3 ступеней
сепарации (поз. 10 по РД 0532-ГП) и отстойников (поз. 2 по РД 0532-ГП).
14. Подачу пресной воды для обессоливания через диспергаторы.
15. Узел переключения на трубопроводах выхода нефти с РВС-12.1, 12.2 и входа
нефти РВС-12.5, 12.6 (позиции согласно РД 0532-ГП).
16. Изменение конструкции площадки обслуживания сепаратора 2 ступени (поз. 10.1
по РД 0532-ГП) для обслуживания всех патрубков и горловин сосуда.
17. При корректировке проекта учесть решения РП 2298 «Напорный нефтепровод
КУПН Поломского н/м-УПН Смольниковского н/м- ПСП «Дебесы» в части
промышленной и ливневой канализации и насосной внешней перекачки нефти.
Перечень обязательных документов,
представляемых Участниками тендера
1. Заявка Участника тендера (Форма № 1);
2. Анкета Участника тендера (Форма № 2);
3. Коммерческое предложение, включающее предлагаемые цены, условия
оплаты, условия и сроки выполнения работ (поставки ТМЦ), подписанное и
скреплённое
печатью Участника тендера (Форма № 3);
4. Параметры квалификационного отбора Участников тендера (Форма № 4);
5. Копии: учредительных документов (Устав и Учредительный договор),
Свидетельства о государственной регистрации юридического лица, Свидетельства
о внесении в Единый государственный реестр юридических лиц (ЕГРЮЛ),
Свидетельства о постановке на учёт в налоговом органе, Информационного письма
из Статистического регистра хозяйствующих субъектов о юридическом лице,
Доверенности (если договор подписывает лицо по доверенности);
6. Выписка из ЕГРЮЛ;
7. Копии лицензий (нотариально заверенные) на право осуществления
видов
деятельности, соответствующих предмету сделки (в случае, если в соответствии с
действующим
законодательством
данный
вид
деятельности
подлежит
лицензированию);
8. Копия бухгалтерского баланса на последнюю отчётную дату, заверенная
руководителем, главным бухгалтером и скреплённая печатью;
9. Справка налогового органа об отсутствии задолженностей по уплате
налогов и обязательных платежей;
10.
Сведения
о
платежеспособности
платежеспособности и ликвидности предприятия).
предприятия
(коэффициенты
Форма № 1
ЗАЯВКА на участие в тендере
_________________________________________
(предмет тендера)
1. Изучив информацию о проведении тендера
(Наименование организации – Участника тендера)
в лице _________________________________________________________________________
(Должность, Ф.И.О. руководителя)
сообщает о согласии принять участие в тендере и, в случае признания победителем в
тендере, заключить с
(Наименование организации – Заказчика)
договор не позднее ___ дней с момента подведения итогов тендера.
2. В случае отмены тендера и/или непризнания
(Наименование
организации
–
Участника тендера)
победителем тендера
(Наименование организации – Участника тендера)
не будет иметь претензий к
(Наименование организации - Заказчика)
3.
Сообщаем, что для оперативного уведомления по вопросам организационного
характера и взаимодействия с комиссией нами уполномочены:
1).
(Ф.И.О., телефон, Е-mail работника)
2).
(Ф.И.О., телефон, Е-mail работника)
Руководитель
_______________
(подпись)
Главный бухгалтер
/И.О. Фамилия/
(подпись)
Место для печати
/И.О. Фамилия/
Форма № 2
АНКЕТА УЧАСТНИКА
ИНФОРМАЦИЯ О КОМПАНИИ
Наименование организации (полное, сокращённое):
________________________________________________________________________________
Организационно-правовая форма
Основные владельцы/ учредители
Орган государственной регистрации
Номер и дата регистрации
ОКПО ___________________________________________________________________________
ИНН ____________________________________________________________________________
Адрес участника:
Юридический ____________________________________________________________________
Фактический (местонахождения)
Почтовый _______________________________________________________________________
Телефон ____________________ Факс ______________________ Е-mail
Аффилированные организации: _____________________________________________________
Дата и номер лицензии, наименование выдавшего ее органа _____________________________
Если Ваша компания, её филиалы или дочерние компании работают или планируют
работать с ОАО НК «РуссНефть» или его дочерними компаниями, перечислите таковые:
ИНФОРМАЦИЯ О БАНКЕ
Название банка ___________________________________________________________________
Адрес банка ______________________________________________________________________
Телефон/факс банка _______________________________________________________________
Номер счёта ______________________________________________________________________
Корреспондентский счёт ___________________________________________________________
БИК ____________________________ ИНН
Данные о лицах, имеющих право первой подписи:
1. Должность _____________________________________________________________________
Ф.И.О. __________________________________________________________________________
Число, месяц и год рождения _______________________________________________________
паспорт: серия _______________ номер _____________ выдан ____________________________ г.
кем выдан паспорт _________________________________________________________________
Документ, предоставляющий право подписи ___________________________________________
2. Должность _____________________________________________________________________
Ф.И.О. __________________________________________________________________________
Число, месяц и год рождения _______________________________________________________
паспорт: серия ______________ номер ______________ выдан ____________________________ г.
кем выдан паспорт _________________________________________________________________
Документ, предоставляющий право подписи ___________________________________________
3. Должность ______________________________________________________________________
Ф.И.О. __________________________________________________________________________
Число, месяц и год рождения _______________________________________________________
паспорт: серия ______________ номер ______________ выдан ____________________________ г.
кем выдан паспорт _________________________________________________________________
Документ, предоставляющий право подписи ___________________________________________
Примечание: Участник гарантирует достоверность представленных данных. Компания
имеет право на проверку всех сведений, указанных в анкете.
Руководитель
_______________
(подпись)
Главный бухгалтер
/И.О. Фамилия/
(подпись)
Место для печати
/И.О. Фамилия/
Форма № 3
Лот ______
(Предмет тендера)
КОММЕРЧЕСКОЕ
ПРЕДЛОЖЕНИЕ
,
(Наименование организации – Участника тендера)
изучив условия и порядок проведения тендера и проект договора, сообщает о своём
согласии, в случае признания нас победителем тендера, подписать договор на следующих
условиях:
1.1. Сумма договора
в т.ч. оборудование и материалы
1.2. Общие сроки выполнения работ:
начало ___________________ окончание __________________
1.3. Условия оплаты
(вид оплаты, сроки, взаимозачеты ценными бумагами и
т.п.)
1.4. Участник тендера обязуется заключить договор по типовой форме Заказчика с
оговоренными в ней условиями без изменений.
Руководитель
_______________
(подпись)
Главный бухгалтер
/И.О. Фамилия/
/И.О. Фамилия/
(подпись)
Место для печати
Не заполненное, не подписанное руководителем и не скрепленное печатью коммерческое
предложение
к
рассмотрению
не
принимается
Форма № 4
Наименование контрагента
Критерии для оценки и выбора контрагента по тендеру
(предмет тендера)
№
п/п
1
Наименование показателей
Объем работ по данному типу сделки за
последние 12 месяцев
Ед.
изм.
Млн. руб.
в том числе: собственными силами
%
Пояснения по заполнению и
предоставлению
подтверждающих документов
Параметры
Приложить справку за подписью
руководителя с указанием сумм
согласно заключенных и
выполненных договоров
2
Согласие на соблюдение Требований Заказчика в
области промышленной безопасности, охраны
труда и охраны окружающей среды, системы
управления транспортной безопасностью
3
Опыт работы по данному типу сделки
Год
4
Наличие специалистов со стажем работ по данному
типу сделки более 5 лет
Чел.
5
Наличие положительных отзывов от предприятий
входящих в структуру ОАО НК «РуссНефть»
Да/Нет
Приложить копии отзывов
6
Наличие круглосуточной службы для
взаимодействия с Заказчиком
Да/Нет
Приложить справку за подписью
руководителя
7
Наличие собственной или арендованной
специализированной производственной базы,
необходимой для выполнения заявленных работ
Да/Нет
Приложить справку за подписью
руководителя
8
Фактическое местонахождение предприятия
(филиала)
Город
Приложить справку за подписью
руководителя
1.
2.
3.
4.
5.
Да/нет
Приложить письмо за подписью
руководителя
Приложить справку за подписью
руководителя
Приложить справку за подписью
руководителя
Примечание:
В случае победы Предприятия-участника в тендере, пункты данной Формы будут
считаться Заказчиком обязательствами Предприятия-участника и могут вноситься
Заказчиком в текст договора.
Форма заполняется в строгом соответствии с рекомендациями по заполнению и
комментариями. Заполнению подлежат все пункты Формы.
Приложение подтверждающих документов - обязательно!
Форма, оформленная с нарушениями пояснений по заполнению и предоставлению
подтверждающих документов, не засчитывается.
Заказчик оставляет за собой право на проверку любых данных, указанных в настоящей
Форме. При этом он может запросить дополнительные сведения, дополнительные
подтверждающие документы, либо использовать иные способы проверки, не
противоречащие законодательству РФ.
Допускается представление данных по нескольким пунктам Формы в одной справке, при
этом необходимо указывать номера пунктов Формы, к которым представляются данные.
Руководитель
________________
(подпись)
Главный бухгалтер
/И.О. Фамилия/
(подпись)
Место для печати
/И.О. Фамилия/
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
объекта
«Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка»
1. Основание для
проектирования
1.1. План капвложений ОАО «Белкамнефть» на 2009г.
1.2. Технологическая схема разработки Смольниковского
нефтяного месторождения Удмуртской Республики,
утвержденная протоколом заседания территориального
отделения ЦКР Роснедра по УР от 29.01.2009г.
2. Район, пункт, площадка
строительства
3. Вид строительства
2.1. Дебесский и Игринский районы Удмуртской Республики
4. Стадийность
проектирования
5. Ранее выполненная
проектная документация по
объекту
4.1. Проектная документация
6. Заказчик проекта
6.1. ООО «РНК»
7. Проектная организация генеральный проектировщик
8. Сроки начала и окончания
работ по настоящему проекту
7.1. На тендерной основе
9. Особые условия
строительства
9.1. Строительство в условиях действующего предприятия,
подключение к действующим коммуникациям с соблюдением
норм промышленной и экологической безопасности
10. Основные техникоэкономические показатели
объекта
10.1. Максимальная годовая добыча нефти – 241,3 тыс. т.
Максимальная годовая добыча жидкости – 1056,9 тыс. т.
Максимальный годовой уровень закачки воды – 999,6 тыс. м3.
Максимальная добыча попутного газа – 7,9 млн. м3.
10.2. Количество скважин:
Всего
– 129
в т.ч.:
добывающих
– 84
нагнетательных
– 35
водозаборных
–5
пьезометрических
-1
ликвидированных
-4
11.1. Не требуется
11. Требования по вариантной
и конкурсной проработке
12. Состав задания
3.1. Новое
5.1. Проект «Обустройство Смольниковского нефтяного
месторождения», 2002 год
8.1. Согласно внутрипостроечному титульному списку
объектов капитального строительства и реконструкции на
2009 год
Запроектировать обустройство месторождения со всеми
подводящими коммуникациями:
12.1. Добычу, сбор, транспортировку продукции нефтяных
скважин и систему ППД согласно техническим условиям
ОАО «Белкамнефть» (Приложение 1)
12.2. УПН Смольниковского нефтяного месторождения
согласно техническим условиям ОАО «Белкамнефть»
(Приложение 2)
12.3. Электроснабжение согласно техническим условиям
ОАО «Белкамнефть» (Приложение 3)
12.4. Хозяйственно-питьевое водоснабжение и бытовая
канализация
согласно
техническим
условиям
ОАО
«Белкамнефть» (приложение 4)
12.5. Теплоснабжение согласно техническим условиям ОАО
«Белкамнефть» (приложение 5)
12.6. Систему автоматизации согласно техническим
условиям ОАО «Белкамнефть» (приложение 6)
12.7. Систему измерений количества и параметров нефти
сырой согласно типовых технических условий ОАО
«Белкамнефть» (приложение 7)
12.8. Сети связи согласно техническим условиям ОАО
«Белкамнефть» (приложение 8)
12.9. Технические средства охраны согласно техническим
условиям ОАО «Белкамнефть» (приложение 9)
12.10. Техническую защищенность объекта согласно
техническим условиям ОАО «Белкамнефть» (приложение 10)
12.11. Автомобильные дороги согласно техническим условиям
ОАО «Белкамнефть» (приложение 11)
12.12. Документацию по землеустройству согласно
техническим условиям ОАО «Белкамнефть» (приложение 12)
13. Требования к техническим
и технологическим решениям
13.1. Предусмотреть:
- шаг бурения скважин на кустовых площадках 15 м;
- добычу нефти механизированным способом;
- учет продукции скважин с помощью индивидуальных и
групповых замерных устройств.
14. Требования к качеству,
конкурентоспособности и
экологическим параметрам
продукции
15. Требования к режиму
предприятия
16. Выделение очередей и
пусковых комплексов
17. Требования по
перспективному расширению
объекта
18. Требования к
архитектурно-строительным,
объемно-планировочным и
конструктивным решениям
14.1. Согласно действующим нормам и правилам
19. Требования и условия к
разработке природоохранных
мер и мероприятий
19.1. В составе проектной документации разработать
разделы:
- Перечень мероприятий по охране окружающей среды.
- Рекультивация нарушенных земель.
19.2. Выполнить расчет ущерба рыбному и охотничьему
хозяйствам.
20. Требования к режиму
безопасности и гигиене труда
21. Требования по интеграции
объекта в существующую
инфраструктуру
20.1. Разработать разделы промышленной и пожарной
безопасности, охраны труда
21.1. Использовать существующую инженерную
инфраструктуру предприятия.
22. Требования по разработке
инженерно-технических
мероприятий гражданской
обороны и мероприятий по
22.1. В составе проектной документации разработать
разделы:
- Инженерно-технические мероприятия по ГО и ЧС согласно
исходным данным Министерства по делам ГО и ЧС УР.
15.1. Непрерывный
16.1. Не требуется
17.1. Не предусматривается
18.1. Применить строительные конструкции в капитальном
и блочном исполнении.
18.2. Разработать конструктивно-планировочные решения.
предупреждению
чрезвычайных ситуаций
- Анализ опасности и риска проектируемого объекта, при
необходимости выполнить корректировку декларации
промышленной безопасности.
23. Расчетная стоимость
строительства
23.1. Стоимость строительства определить ПСД.
23.2. Сметную документацию выполнить в базовых ценах
2001 года с последующим пересчетом в текущий уровень цен.
23.3.
Расчет сметной документации выполнить на базе
программного комплекса «Барс».
23.4. К каждой локальной смете прилагать ведомость
материальных ресурсов и оборудования, выполненных на базе
программного комплекса «Барс».
24. Требования к составу,
формату, объему выпуска
проектной документации и
оформления проекта
24.1. Состав разделов
проектной документации
предусмотреть согласно Постановлению Правительства РФ
от 16.02.08 г. № 87 «О составе разделов проектной
документации и требованиях к их содержанию».
24.2. ПСД предоставить Заказчику в 6-ти экземплярах на
бумажном носителе и в 1–м экземпляре на электронном
носителе в формате PDF программы Adobe Асrobat.
25. Особые условия
25.1. Выполнить инженерно-экологические, инженерногидрометеорологические,
инженерно-геодезические
и
инженерно-геологические изыскания.
25.2.Выполнить радиологическое обследование территории
месторождения.
25.3. Проектные решения предварительно согласовать с
Заказчиком.
25.4. Дополнительные проектные работы, необходимость
выполнения которых возникает в ходе проектирования,
выполнять по дополнительному соглашению на основании
дополнительных заданий.
ИНФОРМАЦИОННОЕ ПИСЬМО
о проведении тендера на право заключения договора подряда
на
выполнение комплекса проектно-изыскательских работ
для ООО «Региональный нефтяной консорциум»
УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕНДЕРА
1. Обязательное предоставление документов на участие в тендере (Приложение 1).
Предложения, представленные в другой форме, рассматриваться не будут.
2. Предмет проведения тендера: выполнение комплекса проектно-изыскательских
3. Объекты проведения тендера:
Обустройство Смольниковского нефтяного месторождения. Корректировка (Удмуртская Республика,
Дебёсский район, Игринский район)
4. Задание на проектирование, технические условия, ситуационный план Смольниковского н/м
(Приложение 2).
5. Срок выполнения работ: с момента подписания до 26.05.2010г.
6. Требования к претендентам:
 Наличие
опыта по выполнению проектно-изыскательских работ, являющихся предметом
договора.
 Наличие квалифицированного персонала для выполнения работ.
 Наличие оснащенной производственной базы.
 Наличие необходимых лицензий, разрешительных и аттестационных документов сроком
действия по 26.05.2010г.
7. Требования к результату (качеству произведённых работ):
Подрядчик несет ответственность за качество выполнения работ в соответствии с заданием на
проектирование, регламентами, программами и планами работ ОАО «Белкамнефть» и другими
нормативными документами.
8. Стоимость услуги должна включать все затраты Подрядчика (транспортные, командировочные,
накладные и другие расходы, связанные с оказанием данной услуги) и не подлежит корректировке в
сторону увеличения.
9. Текст договора должен предусматривать:
 Отсутствие предоплаты.
 Оплата выполненных работ производится в течение 90 дней после получения надлежаще
оформленных счетов-фактур и актов выполненных работ.
Настоящее предложение, ни при каких обстоятельствах, не может расцениваться как публичная
оферта или конкурс. Соответственно, ОАО «Белкамнефть» не несет какой-либо ответственности за
отказ заключить договор с лицами, обратившимися с предложением заключить сделку.
Коммерческие предложения претендентов не возвращаются и должны оформляться безотзывными
офертами.
Коммерческое предложение претендента должно быть подтверждено сметным расчётом,
составленным с использованием справочников базовых цен на проектные работы.