Минимальное расстояние между скважинами на нефть
Обновлено: 07.07.2024
Разъяснение по применению нормативных требований СП «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности
Письмо ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» С.С. Воеводе «о разъяснении по применению нормативных требований СП «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности» № 27-8574 от 21.07.2015 г.
Уважаемый Сергей Семенович!
Просим дать разъяснения по вопросу использования требований СП 231.1311500.2015. «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности». У специалистов нашей организации возникли следующие вопросы.
Данный документ не входит в перечень Постановления Правительства РФ от 26 декабря 2014 г. № 1521 "Об утверждении перечня национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений".
Вопрос 1. Обязательно ли применять нормативные требования СП «Обустройство. », так как в филиалах ГГЭ могут возникнуть вопросы по применению требований, изложенных в указанном документе.
Вопрос 2. Нормируются ли пунктом 6.1.5 СП 231.1311500.2015 противопожарные разрывы (расстояния) между технологически связанными объектами и сооружениями в пределах 1 зоны (производственного назначения) и относится ли данное требование к зонам II III IIIа?
СП «Обустройство . » 6.1.5. В пределах I зоны минимальные расстояния между технологически связанными объектами и сооружениями принимаются из условий безопасности обслуживания, а также возможностей ведения монтажных и ремонтных работ. Между зонами минимальные расстояния определяются как расстояния между зданиями, сооружениями или наружными установками этих зон.
Расстояние от эстакады с технологическими трубопроводами и кабельными линиями до сооружений I и II зоны не нормируется. Расстояния устанавливаются из условий удобства производства монтажа и ремонта. »
Вопрос 3 . Требуется ли предусматривать противопожарное водоснабжение на одиночных скважинах и кустовых площадках эксплуатационных скважин? Разночтение в пунктах 7.3.4. и пункте 7.4.5. см. ниже требование выделено шрифтом.
СП «Обустройство . » 7.3.4 В качестве источника противопожарного водоснабжения допускается использование воды из систем ППД, при этом следует предусматривать устройства понижения давления до нормативных значений. Устройства понижения давления воды из систем ППД должны обеспечивать возможность подачи воды как непосредственно на тушение пожара, так и в цистерны пожарных автомобилей.
На кустах скважин с системой ППД при отсутствии иных источников противопожарного водоснабжения должны быть предусмотрены устройства понижения давления, обеспечивающие расход воды не менее 60 л/с.
СП «Обустройство . » 7.4.5 На нефтепромысловых объектах, размещаемых вне территории участка комплексной подготовки нефти, а также технологически взаимосвязанных с ним объектов (замерные и репарационные установки, ДНС без резервуаров нефти, установки предварительного сброса пластовой воды, установки подачи химических реагентов и ингибиторов коррозии, очистные сооружения пластовой и промдождевой воды, установки подготовки газа, газораспределительные станции, пункты очистки и замера газа, огневые подогреватели нефти и др), и газопромысловых объектах, размещаемых вне территории УКПГ и ДКС (УППГ, пункты очистки и замера газа, газораспределительные станции), включая кабельные эстакады, допускается обеспечивать пожаротушение только первичными средствами и мобильными средствами пожаротушения.
Вопрос 4 . Устанавливается ли и в соответствии с какими нормами величина противопожарного запаса воды па одиночных скважинах и кустовых площадках в зависимости от назначения скважин: нефтяных, газовых, газоконденсатных?
Вопрос 5 . Требуется ли установка ручных пожарных извещателей на территории одиночных скважин и кустовых площадках кустовых?
Вопрос 6. Запрещается ли обустройство новых кустов нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/м3 согласно требованиям п.6.1.20 или данные кустовые площадки должны быть обустроены согласно требованиям и.6.1.21 как газовые и газоконденсатные?
Вопрос 7 . Распространяются ли требования пункта 6.4.11 на все технологические площадки или только на обвалования каре резервуаров? В первом случае это приводит к фактически запрету на прожекторное освещение на территории кустовой площадки, так как кустовая площадка выполняется в обваловании?
Вопрос 8 . В соответствии с частью 4 ст.82 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», линии электроснабжения помещений зданий и сооружений (кроме линий питания систем противопожарной защиты - п. 4.13 СП 6.13130.2013) должны иметь устройство защитного отключения (УЗО), предотвращающие возникновение пожара. Данное требование в СП 231.1311500.2015 не учтено. Необходимо уточнить необходимость установки УЗО для сооружений для обустройства нефтяных и газовых месторождений.
Вопрос 9. В п. 6.4.4 СП 231.1311500.2015 указаны требования по необходимой мощности резервных источников питания, но нет указаний по времени их функционирования. Так как в соответствии с п. 6.4.3 в качестве резервных источников питания могут использоваться системы бесперебойного питания и постоянного тока, то необходимо уточнить время их функционирования.
В пункте 7.1.10 - касательно мероприятий предотвращающих возможное растекание нефти от группы скважин (п.6.1.19 - количество нефтяных скважин в группе не более 4) - необходимо предусматривать ограждение группы скважин бортиками с организацией уклона площадки, следовательно, должен быть предусмотрен приямок.
Вопрос 10 . Откачка возможных утечек нефти с приямка выполняется механизированными средствами без выполнения дренажной емкости?
Вопрос 11 . По пункту 7.1.10 - возможно ли на северных объектах, в зонах многолетнемерзлых грунтов, где необходимо минимизировать мокрые процессы выполнять взамен конструкции ограждений бетонными площадками с бортиками применение геомембраны в насыпном слое на глубине 200-300мм уложенной с уклоном в сторону приямка?
Одним из очень дискуссионных вопросом между проектными организациями и экспертами в разных филиалах ГГЭ России проверяющими проектные решения по вопросам пожарной безопасности является вопрос по применению требований пункта 1 статьи 99 ФЗ-123.
В соответствии с пунктом 1 статьей 99 ФЗ № 123 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» «1. Производственные объекты должны обеспечиваться наружным противопожарным водоснабжением (противопожарным водопроводом, природными или искусственными водоемами). Расстановка пожарных гидрантов на водопроводной сети должна обеспечивать пожаротушение любого обслуживаемого данной сетью здания или сооружения либо части здания или сооружения. Допускается не предусматривать наружное противопожарное водоснабжение отдельно стоящих зданий и сооружений класса функциональной пожарной опасности Ф5 и степеней огнестойкости I и II категории Д по пожарной и взрывопожарной опасности объемом не более 1000 кубических метров, расположенных вне населенных пунктов отдельно стоящих зданий и сооружений класса функциональной пожарной опасности Ф5 категорий А, Б и В по пожарной и взрывопожарной опасности объемом не более 500 кубических метров и категорий Г и Д по пожарной и взрывопожарной опасности объемом не более 1000 кубических метров».
На небольших объектах (одиночные скважины, кустовые площадки и др. небольшие объекты), где на площадке размещены от трех до шести блочно-модульных зданий и их объем меньше требований указанных в пункте 1 ст.99. Категории «В» три здания объемом 215м.куб., два здания категории «Д» объемом 386 м. куб. допускается не предусматривать наружное противопожарное водоснабжение . Эта поправка была специально внесена (в ред. Федерального закона от 10.07.2012 № 117-ФЗ). Но в некоторых филиалах ГГЭ России экспертами делается замечание, что все равно необходимо предусматривать наружное противопожарное водоснабжение. Мотивация, что требование п.1, статьи 99 относится к отдельно стоящим зданиям.
Вопрос 12 . Просим специалистов вашей организации прокомментировать, как правильно трактовать п.1 статьи 99?
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Требования пожарной безопасности
Arrangement oil and gas fields. Fire safety requirements
Дата введения 2015-07-01
Применение настоящего свода правил обеспечивает соблюдение требований пожарной безопасности к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, установленных Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
Сведения о своде правил
1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением "Всероссийский ордена "Знак Почета" научно-исследовательский институт противопожарной обороны МЧС России" (ФГБУ ВНИИПО МЧС России)
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил применяется при проектировании и строительстве вновь строящихся и реконструируемых объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений и содержит специфические для данных объектов защиты требования пожарной безопасности.
К объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений относятся наземные объекты технологического комплекса добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, идентифицируемые в соответствии со следующим перечнем:
- одиночная добывающая скважина;
- участок комплексной подготовки нефти, а также технологически связанные с ним объекты: цех по подготовке и перекачке нефти, установка подготовки нефти, центральный пункт сбора, комплексный сборный пункт, дожимная насосная станция, дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды и т.п.;
- участок закачки рабочего агента для поддержания пластового давления, в том числе кустовая насосная станция;
- участок, установка комплексной или предварительной подготовки газа и конденсата, а также технологически связанные с ними объекты: дожимная компрессорная станция, установка диэтанизации конденсата и т.п.;
- промысловый трубопровод транспорта нефти, газа и конденсата от площадок до врезок в магистральные трубопроводы (или до других площадок подготовки);
- вспомогательные объекты, технологически связанные с перечисленными выше: замерные установки, растворные узлы, нефтешламонакопители, объекты систем пожаротушения, водоснабжения и водоотведения и другие технологические сооружения, необходимые для функционирования объектов обустройства.
1.2 При проектировании объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений наряду с положениями настоящего свода правил следует руководствоваться другими нормативными документами по пожарной безопасности.
1.3 Настоящий свод правил не распространяется на объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений, расположенных на континентальном шельфе.
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и своды правил:
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ Р 12.3.047-2012 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля
СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности
СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования
СП 8.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Источники наружного противопожарного водоснабжения. Требования пожарной безопасности
СП 10.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Внутренний противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
СП 14.13330.2014 Строительство в сейсмических районах
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем своде правил применены следующие термины и определения:
3.1 газовый фактор: Объем газа, растворенного во флюиде (нефть + вода), отнесенный к единице объема добываемой нефти при нормальных условиях.
3.2 дебит скважины: Объем жидкости или газа, поступающих из скважины в единицу времени.
3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение давления в пласте, вскрытом скважиной на некоторой глубине, к условному гидростатическому давлению.
3.4 куст скважин: Специальная площадка естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями и т.п.
3.5 кустовая насосная станция: Объект, предназначенный для закачки воды в блоки водораспределительной гребенки и нагнетательные скважины.
3.6 оборудование скважины: Части конструкции скважины, обеспечивающие отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращающие возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.
3.7 объект: Совокупность зданий, сооружений, технологических установок, оборудования, агрегатов, связанных технологическими потоками и размещаемых на определенной площадке.
3.8 свободный дебит куста скважин: Суммарный объем жидкости или газа, поступающих из всех скважин на территории куста скважин в единицу времени, при отключенных насосах.
3.9 технологическая система: Совокупность связанных технологическими потоками и действующих как одно целое агрегатов, оборудования или сооружений, в которых осуществляются технологические операции в определенной последовательности.
3.10 технологический объект: Часть технологической системы, содержащая объединенную территориально и связанную технологическими потоками группу агрегатов, оборудования или сооружений.
3.11 технологический процесс: Совокупность одновременно или последовательно осуществляемых трудовых процессов и операций, находящихся во взаимной организационной и технологической зависимости, обеспечивающих создание конечных элементов продукции или нормальное функционирование эксплуатируемых сооружений и оборудования.
3.12 технологическая установка: Производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, размещенных на отдельной площадке, предназначенный для проведения технологического процесса.
3.13 эксплуатация скважин насосными установками: Механизированный способ добычи с помощью спускаемых в скважину насосов: электроцентробежных, штанговых глубинных с приводом от станка-качалки, электродиафрагменных и др.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем своде правил используются следующие обозначения и сокращения:
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
ГОСТ Р 53713-2009
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Oil and gas-oil fields. Rules of development
Дата введения 2011-01-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук, Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П.Крылова, Некоммерческим партнерством "Саморегулируемая организация "Национальная ассоциация по экспертизе недр" (НП "НАЭН"), ОАО "Татнефть" имени В.Д.Шашина
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает правила - требования, нормы и процедуры разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - месторождения), расположенных на территории Российской Федерации, в акваториях ее континентального шельфа и внутренних морей, обеспечивающие рациональную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений при соблюдении основных требований по охране недр и окружающей среды.
Действие настоящего стандарта не распространяется на разработку газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений, основным компонентом углеводородного сырья которых является газ и газоконденсат. Регулирование разработки этих месторождений осуществляется соответствующими национальными стандартами (нормами, правилами).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.615 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.647 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Общие положения
ГОСТ Р 53240 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний
ГОСТ Р 53375 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
ГОСТ Р 53709 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования
ГОСТ Р 53710 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки
ГОСТ Р 53712 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 выборочная отработка запасов нефти: Интенсивный отбор нефти на начальных стадиях разработки из наиболее продуктивной (высокодебитной) или легкодоступной части эксплуатационного объекта (объектов), приводящий к разбалансированности реализуемой проектной системы разработки, направленной на максимальное извлечение нефти.
3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.
3.3 гидравлический разрыв пласта; ГРП: Способ интенсификации работы скважин и повышения извлечения нефти за счет развития естественных или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.
3.4 гидродинамические исследования скважин и пластов: Комплекс методов определения фильтрационных характеристик пластов-коллекторов и параметров призабойной зоны вскрытого интервала, характеризующих производительность добывающих и нагнетательных скважин.
3.5 доразведка месторождения: Работы по уточнению геологического строения разрабатываемого месторождения.
Примечание - Доразведку можно проводить на любом этапе разработки месторождения. Обычно в состав работ входят детальные сейсмические исследования, бурение или углубление разведочных и эксплуатационных скважин в пределах лицензионного участка.
3.6 заводнение пластов: Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.
3.7 залежь углеводородов: Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.
3.8 геологические запасы углеводородов: Количество углеводородов (нефти, газа, конденсата) и содержащихся в них сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение, которое находится в недрах в изученных бурением залежах.
Примечание - Подсчет запасов выполняют по результатам разведочных работ и разработки месторождения.
3.9 извлекаемые запасы углеводородов: Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр.
3.10 категория запасов: Показатель, характеризующий запасы месторождения (залежи) по степени геологической изученности и промышленного освоения.
Примечание - Разделение запасов по категориям проводят в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.
3.11 конденсат: Природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.
3.12 консервация скважины: Временное прекращение строительства или эксплуатации скважины с ее глушением и герметизацией устья.
3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах.
3.14 коэффициент извлечения нефти; КИН: Отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим.
Примечание - Коэффициент извлечения нефти (и других сопутствующих компонентов) по разрабатываемым месторождениям принимают по последнему проектному технологическому документу, согласованному с уполномоченным федеральным органом управления государственным фондом недр в установленном порядке.
3.15 коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где происходит вытеснение нефти, к общему объему залежи.
3.16 ликвидация скважины: Вывод скважины из производственного процесса по техническим, геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее влияния.
3.17 лицензия на пользование недрами: Документ, удостоверяющий право его владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в нем целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.
3.18 ловушка нефти (газа): Геологическое тело, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами (покрышка, экран) обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и/или газа.
3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.
3.20 газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.
3.21 газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится конденсат.
3.22 газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи.
3.23 нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной оторочкой, в котором нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%.
3.24 нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.
3.25 методы увеличения извлечения нефти; МУН: Способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента охвата вытеснением.
3.26 мониторинг разработки месторождения: Комплексная система наблюдений за состоянием месторождения для оперативного управления процессом рациональной добычи сырья из эксплуатационных объектов.
3.27 оператор: Предприятие, ведущее разработку месторождения по договору с пользователем недр.
3.28 освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивного пласта в скважину и выводу скважины на запланированный режим эксплуатации.
3.29 пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещать жидкие и/или газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.
3.30 пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и разработки на нем полезных ископаемых.
(попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.
3.32 природный газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе.
3.33 природный режим нефтяной залежи: Сочетание природных видов энергии, обеспечивающих перемещение нефти в пластах к забоям скважин.
Примечание - Залежь может обладать одним из известных природных режимов растворенного газа - водонапорным, упруговодонапорным, замкнутым упруговодонапорным, упругим, газонапорным (при наличии газовой шапки). При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой, менее эффективный режим (например, упруговодонапорного и газонапорного - в режим растворенного газа).
3.34 продуктивный горизонт: Выдержанный по площади пласт-коллектор (или группа пластов-коллекторов) с единой гидродинамической системой, содержащий подвижные углеводороды в свободной фазе и способный отдавать их в количествах, имеющих промышленное значение.
3.35 промышленное освоение месторождения: Создание необходимой инфраструктуры для добычи и транспортирования нефти и газа и получение нефти из первой скважины эксплуатационной сетки.
3.36 рабочий агент: Флюид (жидкость с различными добавками, пар, газ), закачиваемый в нефтяную залежь для вытеснения нефти и поддержания пластового давления.
3.37 рациональная разработка месторождения: Применение при разработке месторождения комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на обеспечение наиболее полного и экономически целесообразного извлечения из недр запасов нефти и попутных компонентов при соблюдении основных требований по рациональному использованию и охране недр.
3.38 система разработки месторождения: Теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения.
Примечание - В систему разработки входят система размещения добывающих и специальных скважин, очередность ввода скважин в эксплуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт (пласты) с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти.
3.39 ствол скважины: Пространство от начала (устье) до дна (забой) скважины, ограниченное ее боковой поверхностью (стенка).
3.40 боковой ствол скважины: Дополнительный ствол, пробуренный из основного ствола при капитальном ремонте скважины по геологическим или техническим причинам для обеспечения извлечения нефти из пород или нагнетания в породы рабочего агента.
3.41 многозабойная скважина: Скважина, имеющая ответвления от основного ствола в виде искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта.
3.42 исполнительная съемка: Геодезические измерения любых строительных конструкций (зданий, сооружений, коммуникаций, котлованов и др.), которые проводятся для проверки точности выполнения проекта строительства.
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
Назначение трубопроводов
Категория трубопроводов
1 Метанолопроводы и трубопроводы, транспортирующие вредные среды, трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па.
Трубопроводы нестабильного конденсата I и II классов, ингибиторопроводы, газопроводы-шлейфы I и II классов, газовые и межпромысловые коллекторы, газопроводы I класса, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м 3 /т и более, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды давлением 10 МПа и более, трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов давлением 10 МПа и выше
2 Выкидные трубопроводы нефтяных скважин, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м 3 /т , II класса с газовым фактором 300 м 3 /т и более, газопроводы II и III классов, трубопроводы нестабильного конденсата III класса, газопроводы-шлейфы III класса, трубопроводы систем заводнения, транспортирующих пресную воду давлением 10 МПа и более, транспортирующих пластовые и сточные воды давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса.
Трубопроводы нестабильного конденсата IV класса, газопроводы-шлейфы IV класса, нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м 3 /т и III класса независимо от газового фактора, нефтепроводы II и III классов, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду давлением менее 10 МПа
Примечания
1 Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, теряющих при оттаивании несущую способность (с относительной просадочностью более 0,1) должны приниматься не ниже II категории.
2 Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее, категория назначается так же, как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
В соответствии с таблицей 7.3.13 ПУЭ 6-е издание, необходимо уточнить величину требуемого нормативного расстояния от одиночной нефтяной добывающей скважины до открытой РУ (КТП и станция управления ЭЦН).
С одной стороны в скважине транспортируется нефть (ЛВЖ), и требуемое нормативное расстояние составляет от наружной взрывоопасной установки - 25 м, с другой стороны в данной нефти содержится тяжелый газ,и требуемое нормативное расстояние составляет - 80 м.
Руководящим документом, регламентирующим нормативные расстояния между зданиями и сооружениями на кусте скважин нефтяных месторождений является свод правил СП 231.1311500.2015 «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности».
Пункт 6.1.12 СП 231.1311500.2015 гласит:
«Минимальные расстояния от зданий и сооружений производственной зоны категорий А и Б до трансформаторных подстанций, распределительных устройств открытого или закрытого исполнения, операторной КИПиА должны соответствовать ПУЭ»
При использовании соответствующей таблицы 7.3.13 ПУЭ, регламентирующей минимальные расстояния от РУ и ТП, необходимо учитывать следующее:
1. Согласно пункта 6.1.20 СП 231.1311500.2015 газовый фактор добываемой продукции на кусте скважин должен быть не более 200 м 3 /м 3 .
2. При таком газовом факторе наличие растворённого газа в добываемой нефти не изменяет её статус - это ЛВЖ, поэтому устья нефтедобывающих скважин не могут быть отнесены к наружным взрывоопасным установкам с тяжёлыми или сжиженными горючими газами и минимальное расстояние от устья добывающей скважины до КТП со станцией управления ЭЦН необходимо определять по второй части таблицы 7.3.13 («с лёгкими горючими газами и ЛВЖ») как от наружных врывоопасных установок — 25 м.
Аналогичные требования содержатся и в другом нормативном документе, рекомендованном к применению ВНИИПО МЧС России в случаях, когда какие-либо требования отсутствуют в СП 231.1311500.2015 - ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений».
Пункт 2.15. ВНТП 3-85 гласит:
«Суммарный свободный дебит одного куста скважин должен приниматься не выше 4000 м3/в сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м 3 /м 3 ».
В таблице 20 ВНТП 3-85 «Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения» расстояние от устья эксплуатационных скважин до открытых трансформаторных подстанций и РУ - 25 м (до операторных, отдельно стоящих шкафов и блоков управления - 24 м).
Учитывая изложенное, минимально возможное расстояние от устья добывающей скважины до открытой КТП со станцией управления ЭЦН необходимо принять 25 м.
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
В таблице 6 ГОСТ Р 55990-2014 "Минимальные расстояния от трубопроводов до объектов, зданий и сооружений" указано минимальное расстояние от нефтепровода III класса до отсыпки кустов бурящих и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин, которое составляет 30м. Согласно СП 34-116-97 и СП 284.1325800.2016 данное расстояние указано от нефтепровода до устья одной или куста скважин.
Каким документом руководствоваться при выборе минимального расстояния от нефтепровода до куста скважины? Если руководствоваться ГОСТ Р 55990-2014, то что можно считать отсыпкой куста скважины?
1. Обязательные для объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений требования пожарной безопасности, в том числе и по минимальным расстояниям от кустов скважин, содержатся в своде СП 231.1311500.2015 «Обустройство нефтяных и газовых месторождений. Требования пожарной безопасности» (документ включён в Перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ 'Технический регламент о требованиях пожарной безопасности'), а также в нормативных документах на которые ссылается этот свод правил.
Пункт 7.1.14 ГОСТ Р 57955-2017 «Здания и сооружения газонефтедобывающих производств. Нормы проектирования», вступающего в силу с 01.04.2018 г., гласит:
«7.1.14 Минимальные расстояния от устьев скважин, зданий и наружных установок газонефтедобывающих производств до других объектов, не относящихся к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, а также минимально допустимые расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений следует определять в соответствии с СП 231.1311500.2015 (раздел 6.1) и приложениями 5 и 6 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности 'Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности'».
При этом, пункт 7.1.16 ГОСТ Р 57955-2017 не предполагает при проектировании промысловых трубопроводов использование, упомянутого в Вашем вопросе, свода правил СП 284.1325800.2016 «Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ», а именно:
«7.1.16 Проектирование трубопроводов следует осуществлять в соответствии с положениями СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов», ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах», ГОСТ Р 55990-2014 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования». Трассы трубопроводов при проектировании следует по возможности располагать вдоль основных проездов».
2.Пункт 6.1.11 СП 231.1311500.2015 гласит:
«6.1.11 Минимальные расстояния между зданиями и наружными установками, не указанными в таблице 2, следует принимать в соответствии с разделом 6 СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты».
3. Пункт 6.12.3 СП 4.13130.2013 гласит:
«6.12.3 Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 44».
В соответствии с пунктом 3данной таблицы минимальное расстояние от отдельно стоящих нежилых и подсобных зданий и сооружений; устьев бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин, гаражей и открытых стоянок для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационных сооружений; железных дорог промышленных предприятий; автомобильных дорог III-п, IV, IV-n и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод, до оси нефтепровода или нефтепродуктопровода диам. 300 мм и менее составляет 30 м.
Таким образом, данной таблицей установлено минимальное нормативное расстояние от устья одиночной скважины.
4. Письмом Ростехнадзора от 29.08.2017г. №14-00-10/1840 разъяснено, что в таблице 6 ГОСТ Р 55990-2014 указаны минимальные расстояния от трубопроводов до отсыпки кустов бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин (согласно пункта 7.1.8 СП 231.1311500.2015 «территорию кустовой площадки для нефтяных и газоконденсатных скважин необходимо ограждать земляным валом высотой не менее 1 м с шириной бровки по верху не менее 0,5 м). При этом, граница отсчёта этого расстояния проходит по бровке земляного вала (см. пункт 6.1.23 СП 231.1311500.2015).
Учитывая изложенное, при определении нормативных расстояний от промысловых нефтепроводов, необходимо руководствоваться СП 231.1311500.2015, СП 4.13130.2013, Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности 'Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности'
Минимальное расстояние между скважинами на нефть
Прошу пояснить какими нормативными документами определяются минимальные противопожарные расстояния между устьем нефтяной добывающей скважины и электрообъектами (трансформатирными подстанциями, станциями управления) при проектировании обустройства нефтяных и нефтегазовых месторождений.
После включения СП 231.1311500.2015 в «Перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (утв. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16.04.2014 № 474), которое произошло 25.02.2016 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25.02.2016 № 177, сложилась противоречивая ситуация с нормативными противопожарными расстояниями между устьями добывающих нефтяных скважин и трансформаторными подстанциями (а также открытыми и закрытыми распределительными устройствами).
В соответствии с требованиями п. 6.1.12 СП 231.1311500.2015 расстояние от взрывоопасных объектов категории АН по пожарной опасности (устьев нефтяных скважин, узлов пуска и приема ОУ) до КТП определяется по ПУЭ. В соответствии с требованиями п. 7.3.84 табл. 7.3.13 расстояние от устья нефтяной скважины, узлов пуска/приема ОУ до открытой КТП (станции управления скважиной) составляет 80 м, до закрытой КТП – 60 м, т.к. в продукции скважины помимо нефти (ЛВЖ) содержится также попутный нефтяной газ, который является тяжелым (в соответствии с п. 7.3.14 ПУЭ 6 изд., т.к. плотность газа более 0,8 плотности воздуха).
В соответствии с требованиями приложения 6 «Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» минимальное расстояние от устья нефтяной скважины до открытой КТП (станцией управления скважиной) составляет 25 м, до закрытой КТП – 12 м.
Утверждение, содержащееся в вопросе о том, что «в продукции скважины помимо нефти (ЛВЖ) содержится также попутный нефтяной газ» представляется некорректным, так как продукцией нефтяной скважины является нефть с определённым содержанием газа, растворённого в ней. Наличие растворённого газа не изменяет статус добываемой нефти — ЛВЖ.
Самостоятельным продуктом, попутный нефтяной газ (ПНГ) становится в результате многоступенчатой сепарации на объектах добычи и подготовки нефти. Выделение ПНГ, соответствующего ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям», происходит непосредственно в сепараторах нефти, установленных на данных объектах. Количество ступеней сепарации зависит от качества добываемой нефти, пластового давления, обводнённости и температуры.
Учитывая изложенное, противоречия по нормативным противопожарным расстояниям между устьями добывающих нефтяных скважин и трансформаторными подстанциями, указанными в ПУЭ 6 (пункт 7.3.84) и ФНиП "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" не наблюдается, так как согласно таблице 7.3.13 ПУЭ 6 минимально допустимые расстояния от закрытых и открытых РУ, ТП и ПП до наружных взрывоопасных установок с ЛВЖ - 12м и 25м соответственно (такие же как и в приложении 6 ФНиП "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности").
Читайте также: