Расстояние от нефтяной скважины до трубопровода
Обновлено: 07.07.2024
Сооружения при газлифтной добыче нефти
2.227. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический), требования к сырью, объемы закачки газа и давление нагнетания, ввод фонда скважин по годам должны приниматься по данным технологической схемы (проекта) разработки месторождения.
2.228. Газоснабжение газлифтных систем следует предусматривать на основании технико-экономических расчетов:
- - централизованное, когда газ от компрессорной станции или газовой залежи направляется на группы скважин (кустов);
- - локальное, когда газ от КС или газовой скважины распределяется в пределах куста скважин.
2.229. Расчет нефтегазосборных сооружений (аппаратов, трубопроводов) следует производить с учетом перевода скважин на газлифтную эксплуатацию, если это оговорено в задании на проектирование.
2.230. Для предотвращения гидратообразования в газлифтных системах следует предусматривать:
- - осушку газа;
- - подогрев газа с помощью теплообменников, использующих тепло продукции скважин;
- - подачу ингибиторов гидратообразования;
- - подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;
- - применение гибких электронагревательных элементов.
Метод предупреждения гидратообразования в газлифтных системах выбирается в проекте технико-экономическим расчетом.
Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации
2.231. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин должно устанавливаться технологическое оборудование в соответствии с табл. 3.
2.232. В противопожарном разрыве между смежными кустами скважин (кустовая площадка с двумя и более кустами скважин) следует предусматривать только подземную прокладку трубопроводов. В этом разрыве установка оборудования и прокладка кабельных эстакад не допускаются.
2.233. Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Расстояние от свечи до скважин и оборудования следует принимать по табл. 20 настоящих норм. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.
2.234. Каждая линия газораспределительной автоматизированной гребенки должна иметь манометр, термометр, автоматический регулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать ручное регулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенки должна иметь манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода и расходомер.
2.235. Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать, как правило, подземно.
При подземной прокладке расстояние от верха трубы до поверхности земли должно быть не менее 0,8 метра.
2.236. Газопроводы вдоль фронта скважин при наземном способе должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб общего назначения, обеспечивающими безопасное обслуживание фонтанной арматуры в установку передвижных мостков ремонтного агрегата.
Таблица 3
| Форма газ лифта, источ ник газа высо кого давле ния | Нефте газо вый сепа ратор | Газо распре дели тель ная гре бенка авто мати зиро ванная | Газо распре дели тель ная гре бенка руч ная | Блок тер мина ла и мест ной авто матики | Блок мест ной авто матики | Комп рессор ная стан ция |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Централизованный газлифт: | ||||||
| - компрессорная станция | - | + | - | + | - | - |
| - газовая залежь | - | + | - | + | - | - |
| Локальный газлифт: | ||||||
| - компрессорная станция | + | + | + | - | + | +> |
| - газовая скважина | - | + | + | - | + | - |
1. Необходимость установки газосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другого дополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, решается при конкретном проектировании на основании рекомендаций научно-исследовательских организаций.
2. При периодическом газлифте должны применяться, как правило, установки блочного типа, заводского изготовления.
Защитные футляры должны располагаться в горизонтальной плоскости вплотную друг к другу. Во избежание возможных перемещений защитные футляры должны быть закреплены. Футляры не должны препятствовать надвижке обслуживающих площадок фонтанной арматуры. Концы защитных футляров должны выступать не менее чем на 2,0 м от оси крайней скважины. Расстояние в свету от скважины до ближнего к ней футляра принимается не менее 0,5 метра. Закрепление футляров между собой может осуществляться сваркой, с помощью хомутов или другими методами.
2.237. На линиях подачи газа от газораспределительных гребенок к скважинам должен быть установлен обратный клапан непосредственно у скважины. Каждая скважина должна отключаться от сетей газа высокого давления не менее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.
При необходимости ручного регулирования расхода газа использование запорного органа для регулирования расхода не допускается.
Обустройство газовых скважин
2.238. Обустройство газовой скважины, являющейся источником газлифтного газа, должно приниматься в соответствии с требованиями «Норм технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа» Мингазпрома.
2.239. Территория вокруг устья скважины должна обеспечивать размещение и безопасное передвижение специальной техники для производства технологических, исследовательских и ремонтных работ, не допускать загрязнения окружающей среды и соответствовать требованиям «Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин».
2.240. Расстояние от газовой до нефтяной скважины должно быть не менее 50 метров.
2.241. На площадке газовой скважины и в ее обвязке, как правило, следует предусматривать
- - свечу сброса газа в атмосферу;
- - устройство замера дебита газа;
- - устройство автоматического отключения скважины от шлейфа в случае падения давления в нем;
- - штуцера подключения агрегата для пропарки шлейфов;
- - узлы очистки газа от конденсата и мехпримесей;
- - узлы местной автоматики и передачи информации;
- - узлы подачи и ввода ингибитора гидратообразования.
Требования к свече принимаются в соответствии с п. 2.233 настоящих норм.
2.242. Осушка газа на площадках газовых скважин, питающих удаленные кусты скважин, переводимых на газлифт, принимается на основе технико-экономических расчетов.
2.243. Удаление конденсата и мехпримесей из узлов очистки газа должно быть автоматизировано и осуществляться в ближайший нефтесборный коллектор.
2.244. Выкидные газопроводы от скважин (шлейфы) должны прокладываться, как правило, в одну нитку.
2.245. В узлах просселирования газа следует предусматривать мероприятия, исключающие гидратообразование (обогрев клапана-регулятора или общий подогрев газа перед ним).
Газлифтные компрессорные станции
2.246. При проектировании компрессорных станций газлифта следует руководствоваться требованиями подраздела 2, б) настоящих Норм, а также дополнительными требованиями, изложенными ниже.
Степень очистки и подготовки газа, подаваемого на компрессорную станцию, определяется техническими требованиями на компрессоры.
2.247. Для месторождений, в продукции скважин которых отсутствуют сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта, не допускается.
2.248. Выбор типа компрессоров следует производить на основании технико-экономических расчетов. Как правило, должны применяться блочно-комплектные автоматизированные КС.
При выборе схем обвязки многоступенчатых компрессоров предпочтение должно отдаваться агрегатам, обвязка которых исключает установку запорной арматуры между ступенями сжатия.
2.249. При агрегатной схеме обвязки каждый компрессор должен отключаться запорной арматурой, имеющей дистанционный привод с ручным дублированием. При многоступенчатой схеме обвязки компрессора и наличии запорной арматуры между ступенями компрессор может отключаться арматурой с ручным приводом.
Между задвижками и компрессором должен быть предусмотрен фланцевый разъем с кольцом-вставкой, для установки заглушки на время ремонта компрессора.
2.250. Стальную запорно-регулирующую арматуру, предназначенную для эксплуатации при расчетной температуре виде минус 40 °С допускается использовать при температуре ниже минус 40 °С при соблюдении одного из условий:
а) теплоизоляция и обогрев арматуры при наземной и надземной установке;
б) наземная и надземная установка с теплоизоляцией без обогрева при транспортировке сред с температурой выше 10 °С, если имеется возможность подогрева рабочей среды перед нагружением внутренним давлением согласно «Регламенту проведения в зимнее время пуска, остановки и испытаний на плотность аппаратуры химических, нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, а также газовых промыслов и газобензиновых заводов.
2.251. В машинном зале КС допускается располагать обратные и предохранительные клапаны, регулирующие клапаны антипомпажной защиты, запорную арматуру дренажных линий и сброса конденсата.
При коллекторной схеме обвязки компрессоров на выкиде каждой ступени сжатия после обратного клапана должен быть установлен предохранительный клапан; для удаления газа из компрессоров при их ревизии и ремонте, на нагнетательном трубопроводе каждой ступени компрессора между отключающей арматурой и цилиндром должна быть предусмотрена продувочная свеча с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.
При агрегатной схеме обвязки компрессоров предохранительный клапан следует устанавливать на нагнетательном трубопроводе последней степени.
1. При наличии нескольких цилиндров одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну общую для них свечу.
2. Допускается объединение сброса газа на одну свечу от группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.
3. Отвод газа с клапанов и свечей должен производиться за пределы компрессорного помещения.
2.252. Все приемные и нагнетательные газопроводы КС должны рассчитываться на прочность с учетом трех режимов: рабочего, гидравлического испытания, остановки. При этом нагрузки на штуцере агрегатов не должны превышать величин, установленных заводом-изготовителем.
2.253. Охлаждение газа между ступенями сжатия и после компрессоров следует производить водой, антифризом или воздухом. Способ охлаждения газа обосновывается в проекте. В районах с температурой самой холодной пятидневки минус 40 °С и ниже - охлаждение воздушное или антифризом.
2.254. Скорость газа в приемных и нагнетательных коллекторах и газопроводах, соединяющих компрессоры с коллектором, должна приниматься по табл. 2 настоящих Норм.
2.255. При расположении технологической аппаратуры и трубопроводной обвязки на открытой площадке необходимо учитывать возможность самотечного слива жидкости в дренажные емкости.
2.256. Емкость склада свежего масла должна содержать не менее чем 30 суточный запас масла, но не менее объема, необходимого для полной замены масла в одной из компрессорных установок, входящих в состав КС.
2.257. Размер емкости для слива отработанного масла должен выбираться из условия вместимости в нее объема масла, поступающего из системы одного компрессора. Емкости свежего и отработанного масла следует располагать вне здания компрессорного цеха.
2.258. Технологическая схема пункта приема и откачки масла должна обеспечивать:
а) прием свежего масла в емкости склада;
б) центрифугирование масла;
в) подачу чистого масла в компрессорный цех;
г) прием отработанного масла из компрессорного цеха на склад масла;
д) регенерацию отработанного масла (необходимость определяется проектным решением);
е) выдачу масла потребителю.
Проектом для таких КС должен предусматриваться запас производительности с учетом межремонтных периодов и времени, необходимого для проведения плановых ремонтов, а также, при возможности, подачу газа на смежных КС по газопроводам-байпасам.
Для аппаратов и механизмов, режимы работы которых требуют более частых остановок, чем это определено регламентом работы КС, следует принимать 100 % резерв и только в том случае, если их выход из строя приведет к остановке КС.
Газлифтные КС, комплектуемые другими типами компрессоров должны иметь резерв в соответствии с п. 2.100.
2.260. На трубопроводе топливного газа газомотокомпрессора должен быть предусмотрен регулятор давления.
2.261. Размер расходной емкости масла должен соответствовать объему масла в картере наибольшего компрессора. Расходную емкость допускается устанавливать в здании компрессорного цеха в отдельном помещении, выгороженном противопожарными перегородками без проемов и имеющем выход непосредственно наружу. При установке компрессоров, для которых эти емкости поставляются заводом-изготовителем в комплекте с машиной, расходная емкость не предусматривается.
2.262. Промежуточную емкость для отработанного масла следует устанавливать подземно, вблизи компрессорного цеха.
Узел предварительной очистки газа на входе в КС
2.263. Узлы очистки газа следует проектировать из условий обеспечения требований технических условий на компрессорное оборудование по степени очистки газа от мехпримесей и жидкости.
2.264. Узлы очистки газа должны располагаться на открытых площадках. Предотвращение замерзания жидкости в аппаратах и трубопроводах должно обеспечиваться теплоизоляцией и прокладкой теплоспутников.
2.265. Количество аппаратов очистки газа определяется в зависимости от качества поступающего на прием газа технологическим расчетом с учетом технических характеристик этих аппаратов.
Оборудование должно обеспечивать необходимую степень очистки во всем заданном диапазоне изменения параметров сырого газа.
Узлы замера и регулирования
2.266. Узел замера и регулирования должен обеспечивать измерение и учет количества сырого газа, поступающего на КС, и газа, подаваемого в систему газлифта, а также выполнять функции смешения нескольких газовых потоков, распределения и регулирования подачи скомпримированного газа потребителям.
2.267. Узлы замера и регулирования газа должны оборудоваться подводящими и отводящими коллекторами, замерными нитками, контрольно-измерительными приборами и устройствами, запорной, предохранительной и регулирующей арматурой, байпасной линией. Их следует предусматривать объединенными для сырого и скомпримированного газа или раздельными.
Аппараты воздушного охлаждения
2.268. Аппараты воздушного охлаждения (АВО) должны подбираться из нормального ряда аппаратов, разработанных Минхиммашем.
За расчетную температуру при подборе АВО следует принимать среднюю максимальную температуру наиболее жаркого месяца согласно СНиПу по климатологии.
2.269. В зависимости от условий эксплуатации АВО должны оборудоваться:
- - механизмами автоматического и дистанционного регулирования выхода воздуха;
- - узлами подогрева охлаждающего воздуха;
- - системой рециркуляции охлаждающего воздуха;
- - штуцерами ввода ингибитора гидратообразования.
2.270. Установку АВО следует предусматривать в ряд, вплотную с соответствующими грузоподъемными и выкатными устройствами.
2.271. Площадка установки АВО должна иметь твердое покрытие, исключающее образование пылевых потоков при работе вентиляторов.
Факельная система КС
2.272. Факельная система КС должна проектироваться в соответствии с требованиями к факельной системе ЦПС и с учетом дополнений, приведенных ниже.
2.273. На КС должны быть предусмотрены две факельные системы (без резерва):
а) система низкого давления, - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением до 0,13 МПа;
б) система высокого давления, - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением свыше 0,13 МПа.
2.274. Пропускная способность факельного коллектора должна определяться по сумме сбросов, подключенных к данному коллектору, но не менее пропускной способности одного компрессора (агрегата).
2.275. Конденсат из конденсатосборника должен откачиваться насосом или выдавливаться газом по специальному конденсатопроводу. Установка конденсатосборников предпочтительна надземная.
2.276. Газожидкостные выбросы должны направляться в факельный коллектор через специальный сепаратор, оборудованный на технологической установке.
При размещении факельной системы на заторфованных участках местности противопожарную канаву-преграду и ограждение следует проектировать совмещенными. При этом расстояние от ствола факела до лесного массива следует принимать в соответствии с требованиями норм «Генеральные планы промышленных предприятий» (п. 5, таблица 1), но во всех случаях не менее высоты ствола с факелом плюс 10 м. Расстояние от ствола факела до совмещенного ограждения должно быть не менее 50 м.
Внеплощадочные газопроводы
2.277. Внеплощадочные газопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов» и в одну нитку.
2.278. При использовании для газлифта осушенного газа внутренняя полость газопроводов высокого давления после гидравлического испытания должна освобождаться от влаги в соответствии с методикой института «ВНИПИгазпереработка».
Технологические трубопроводы кустов газовых скважин
2.279. Настоящие требования распространяются на газопроводы кустов газовых скважин, а также трубопроводы для обвязки компрессорных станций, рабочее давление которых более 10 МПа.
При проектировании их следует руководствоваться требованиями к технологическим трубопроводам ЦПС и приведенными ниже.
2.280. Проектирование технологических трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа и определение величины испытательного давления их следует осуществлять по нормам «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы».
2.281. Подбор соединительных деталей трубопроводов следует производить по ТУ Миннефтепрома, а также рекомендациям Минхиммаша.
2.282. Расчеты на прочность технологических стальных трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа следует производить в соответствии с требованиями Минмонтажспецстроя.
2.283. Способ прокладки технологических трубопроводов следует принимать надземный или наземный. При надземной прокладке трубопроводов следует принимать, как правило, прокладку их на низких опорах («овальная» прокладка).
Расстояние от нефтяной скважины до трубопровода
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'
Расстояние от нефтяной скважины до трубопровода
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.
Расстояние от нефтяной скважины до трубопровода
ТРУБОПРОВОДЫ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА
Правила проектирования и производства работ
Дата введения 2017-06-17
Предисловие
Сведения о своде правил
1 ИСПОЛНИТЕЛЬ - Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (научно-исследовательский университет) имени И.М.Губкина@"
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"
3 ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)
6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных
Настоящий свод правил разработан РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина (д-р техн. наук Г.Г.Васильев, д-р техн. наук С.Г.Иванцова, д-р техн. наук С.И.Сенцов) и ООО "Трансэнергострой" (канд. хим. наук И.В.Вьюницкий, М.А.Комаров, С.А.Артемьева, А.В.Фомин).
Изменение N 1 разработано авторским коллективом ЗАО "ПРОМТРАНСНИИПРОЕКТ" (д-р техн. наук Л.А.Андреева, И.П.Потапов, И.В.Музыкин) и ФГАОУ ВО "РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина" (д-р техн. наук Г.Г.Васильев, д-р техн. наук С.Г.Иванцова, д-р техн. наук С.И.Сенцов, канд. техн. наук И.А.Леонович, канд. техн. наук А.П.Сальников).
1 Область применения
Настоящий свод правил устанавливает минимальные необходимые требования к промысловым стальным трубопроводам и распространяется на проектирование, производство и приемку строительно-монтажных работ при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте промысловых стальных трубопроводов (далее - трубопроводы) номинальным диаметром до DN1400 включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений.
Настоящий свод правил распространяется на промысловые трубопроводы:
- для газовых и газоконденсатных месторождений - газопроводы-шлейфы до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры, полимерно-панельных анкерующих устройств или установок подготовки шлама);
- газосборных коллекторов от обвязки газовых скважин, газопроводы неочищенного газа, трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;
- трубопроводов для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
- трубопроводов сточных вод давлением более 10 МПа для подачи их в скважины для закачки в поглощающие пласты;
- нефтяных и газонефтяных месторождений - выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;
- нефтегазосборных трубопроводов (нефтегазопроводы) для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти;
- газопроводов для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
- нефтепроводов для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;
- газопроводов для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
- газопроводов для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
- трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;
- нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
- газопроводов для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
- ингибиторопроводов для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;
- газопроводов подземных хранилищ газа - трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа;
- водоводы для транспортирования пресной, пластовой или подтоварной воды на кустовую насосную станцию.
Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.
К трубопроводам, транспортирующим среды, содержащие сероводород, относят трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па.
Настоящий свод правил не распространяется:
- на трубопроводы из полимерных, композитных материалов и чугуна; трубопроводы для магистрального транспортирования товарного продукта;
- трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа);
- трубопроводы для транспортирования продуктов температурой выше 100°С;
- трубопроводы тепловых сетей, водоснабжения и канализации;
- технологические внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы, расположенные на площадках скважин и кустов скважин, установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, дожимных насосных станций, головных компрессорных станций, головных насосных станций, головных сооружений, газоизмерительных станций, пунктов сбора, газоперерабатывающих заводов, станций подземного хранения газа и других промысловых объектов).
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.304-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроля
ГОСТ 9.315-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия алюминиевые горячие. Общие требования и методы контроля
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.3.009-76 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности
ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки
ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод
ГОСТ 26775-97 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования
ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения
ГОСТ 28302-89 Покрытия газотермические защитные из цинка и алюминия металлических конструкций. Общие требования к типовому технологическому процессу
ГОСТ 30732-2006 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия
ГОСТ 31443-2012 Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия
ГОСТ EN 826-2011 Изделия теплоизоляционные, применяемые в строительстве. Методы определения характеристик сжатия
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования
ГОСТ Р 55724-2013 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
СП 14.13330.2018 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах" (с изменением N 1)
СП 18.13330.2019 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий) (с изменением N 1)
Расстояние от нефтяной скважины до трубопровода
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.
Читайте также: