Проектирование обустройства месторождений нефти и газа



ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области комплексного обустройства нефтяных месторождений, газовых месторождений, газоконденсатных месторождений.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-методических работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.

Многолетний опыт работы  ООО «ПриволжскНИПИнефть»  позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры необходимой для разведки и добычи, а также дальнейшей подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата с месторождений трубопроводным, автомобильным и железнодорожным транспортом.

Наши заказчики — нефтегазодобывающие компании России высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.

Нефтегазовый проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть»  выполняет комплексное обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений:

1. Проекты по обустройству добывающих и нагнетательных скважин (проектирование обустройства добывающих и нагнетательных скважин);

2. Проекты по обустройству коммерческого узла учета нефти и газа (проектирование обустройства коммерческих узлов учета нефти и газа);

3. Проекты по обустройству пунктов слива и налива нефти (проектирование обустройства пунктов слива и налива нефти).

4. Проекты по обустройству кустовой насосной станции КНС, дожимной насосной станции ДНС (проектирование обустройства кустовых насосных станций, обустройство КНС, проектирование обустройства дожимных насосных станций, обустройство ДНС).

5. Проекты по обустройству установки предварительного сброса пластовой воды (проектирование обустройства установок предварительного сброса пластовой воды УПСВ, обустройство УПСВ);

6. Проекты по обустройству установки подготовки нефти (проектирование обустройства установок подготовки нефти, обустройство УПН);

7. Проекты на строительство, реконструкцию трасс водоводов, нефтепроводов, газопроводов, линий электропередач нефтяных и газовых месторождений (проектирование водоводов, нефтепроводов, газопроводов нефтяных и газовых месторождений);

8. Технико-экономическое обоснование целесообразности и эффективности использования газа на месторождении (ТЭО целесообразности и эффективности использования газа на месторождении, ТЭО обустройства месторождения нефти и газа);

9. Технологические регламенты на систему сбора нефти, газа и воды при разработке месторождения;

10. Технологические регламенты на эксплуатацию пунктов налива нефти на месторождении, пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды на месторождении;

11. Расчеты нормативов потерь нефти и газа на месторождении.

12. Расчеты газового фактора на ступенях сепарации нефти на месторождении.

13. Расчеты по использованию нефти и газа на собственные технологические нужды при разработки и обустройстве месторождения.

14. Проекты пробной эксплуатации скважины; проекты опытной эксплуатации месторождений.

15.Проекты ликвидации скважины; 

16.Проекты ликвидации особо опасных объектов (ОПО) на установках подготовки нефти и газа;

17.Проекты консервации скважины; 

16.Проекты консервации особо опасных объектов (ОПО) на установках подготовки нефти и газа;

Стоимость проекта на обустройство месторождения или обустройства группы скважин рассчитывается индивидуально исходя из условий размещения объекта, требований согласно технического задания и прочего. 

Цена проекта обустройства может варьироваться от 500 000 руб. до нескольких десятков миллионов рублей. (НДС не предусмотрен). 

Стоимость обустройства всегда рассчитывается индивидуально. 

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 и признаками:

— кустовая площадка;

— нефтесборный трубопровод;

— низконапорный и высоконапорный водоводы;

— участок комплексной подготовки нефти, в том числе: установка подготовки нефти (УПН);центральный пункт сбора (ЦПС); комплексный сборный пункт (КСП);

— пункт сбора нефти, в том числе: дожимная насосная станция (ДНС); дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды (ДНС c УПСВ);

— участок закачки рабочего агента для поддержания пластового давления
(ППД), в том числе, кустовая насосная станция (КНС);

— участок комплексной подготовки газа (УКПГ).


При проектировании объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений следует руководствоваться требованиями всех действующих нормативных документов по пожарной безопасности.

Термины и определения:

Выкидная линия — трубопровод, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку.

Дебит скважины — объем жидкости или газа, поступающих из скважины в единицу времени.

Куст скважин — специальная площадка естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, а также технологическим оборудованием и эксплутационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями и т.п.

Кустовая насосная станция (КНС) — объект трубопроводного транспорта, предназначенный для закачки воды в блоки водораспределительной гребенки и нагнетательные скважины.

Кустовая площадка — инженерное сооружение, геометрические размеры и эксплуатационная характеристика которой должны обеспечивать размещение необходимого комплекса оборудования и производство операций: монтаж, передвижку и демонтаж буровой установки (БУ), бурение и освоение скважин, обвязку скважин и их эксплуатацию.

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.

Главная концепция обеспечения пожарной безопасности объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должна быть положена приоритетность требований, направленных на обеспечение безопасности людей при пожаре, по отношению к другим противопожарным требованиям.

Требования пожарной безопасности к генплану и размещению объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений:

- обеспечение пожаробезопасных условий проведения производственного процесса;

- обеспечение возможности безопасной эвакуации людей из зданий и сооружений и с территории объекта при возникновении пожара и/или аварий.

При проектировании генпланах объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений следует предусматривать функциональное зонирование территории с учетом уровня пожаровзрывоопасности технологических процессов и сооружений.

С учетом функционального назначения и уровня пожаровзрывоопасности территорию объектов рекомендуется разделять на следующие основные зоны:

— I зона (производственного назначения): 

основные технологические установки системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа, конденсата и нефтепродуктов,

расходные емкости ЛВЖ, ГЖ общей приведенной вместимостью до 1000 м3 ГЖ или 200 м3 ЛВЖ и единичной вместимостью до 100 м3 ГЖ или 50 м3 ЛВЖ со сливо-наливными устройствами до 3-х стояков;

малогабаритные блочные установки по переработке нефтяного газа;

канализационные насосные производственных сточных вод (с нефтью и нефтепродуктами), установки для очистки этих вод, включая резервуары-отстойники;

— II зона (подсобно-вспомогательного назначения): 

здания и сооружения подсобно-производственного назначения (лаборатории; канализационные насосные производственных сточных вод, установки для очистки этих вод, включая резервуары-отстойники (очистные сооружения);

насосные станции тушения пожара с резервуарами запаса воды,

сооружения тепло-, водо-, энергоснабжения,

канализации (бытовой),

узлы связи,

механические мастерские, бытовые и подсобные помещения;

пожарные посты;

объекты транспорта;

установки вспомогательного технологического и нетехнологического назначения);

— III зона — сооружения резервуарного хранения нефти, нефтепродуктов, конденсата общей приведенной вместимостью более 4000 м3 или единичной вместимостью резервуаров более 400 м3, сливо-наливные эстакады.

— IIIа зона — сооружения резервуарного хранения сырой и товарной нефти, нефтепродуктов, конденсата общей приведенной вместимостью от 1000 м3 до 4000 м3 при единичной вместимости резервуаров не более 400 м3, резервуары (аварийные) ДНС типа РВС общей вместимостью до 10000 м3.

Допускается выделение других зон территории объекта, отражающих специфику объекта.

Кустовые площадки добывающих скважин должны размещаться за пределами охранных линий электропередачи, магистральных нефтепроводов, водозаборных, промышленных и гражданских объектов.

При проектировании необходмио учитывать минимально допустимые расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных месторождений:

- Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин;

- Замерные и сепарационные установки;

- Дожимные насосные станции (технологические площадки);

- Установки предварительного сброса пластовой воды (УПС);

- Печи и блоки огневого нагрева нефти;

- Свечи для сброса газа;

- Компрессорные станции газлифта;

- Установки подготовки газа (УПГ);

- Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления задвижками;

- Кустовые насосные станции системы ППД (КНС, БКНС);

- Водораспределительные пункты (ВРП), блоки напорной гребенки (БГ);

- Дренажные, канализационные емкости;

- Компрессорные воздуха;

- Аппараты воздушного охлаждения

При проектировании расстояния от зданий и сооружений резервуарного хранения нефти, нефтепродуктов и конденсата до других объектов, не относящихся к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, следует принимать в соответствии с разделом 6.4 СП 4.13130.2009.

Количество скважин на кустовой площадке должно быть не более 24. Скважины в кусте следует размещать на одной прямой, при этом куст скважин следует разде-
лять на группы.

Расстояние между устьями нефтяных скважин должно быть не менее 5 м, количество нефтяных скважин в группе не более 4, а расстояние между группами не менее 15 м.

Суммарный свободный дебит одного куста нефтяных скважин не должен превышать 4000 т/сут по нефти, а газовый фактор добываемой продукции должен составлять не более 200 м3/м3. При газовом факторе более 200 м3/м3 проектная документация должна содержать дополнительные меры пожарной безопасности на основе анализа пожарного риска.

На кустах газовых и газоконденсатных скважин расстояние между батареями должно быть не менее 60 м. Расстояние между устьями скважин в батарее должно в 1,2 раза превышать диаметр зоны протаивания мерзлых пород, рассчитанной на период 20-летней непрерывной эксплуатации скважин, но быть не менее 20 м.

При проектировании количество скважин в батарее определяется исходя из обеспечения следующих требований:

— суммарный рабочий дебит одной батареи газоконденсатных скважин не должен быть более 4000 тыс. м3/сутки;

— суммарный рабочий дебит одной батареи газовых скважин не должен быть более
6000 тыс. м3/сутки.

При проектировании скважины должны быть оборудованы комплексом подземного оборудования. Устья скважин следует размещать в один ряд с расстоянием между устьями не менее 70 м.

В проектах по обустройству кусты скважин следует располагать друг от друга или от одиночной скважи-
ны на расстоянии не менее 50 м для нефтяных и не менее 100 м для газовых и газоконденсатных скважин.

Расстояние между скважиной, находящейся в эксплуатации, и скважиной, находящейся в бурении, должно быть не менее высоты вышки плюс 10 м.

Скважины, законченные бурением и находящиеся от бурящейся скважины (в батарее или ряду) на расстоянии менее высоты вышки плюс 10 м, должны быть временно законсервированы — должен быть выполнен проект на консервацию скважины.

При этом расстояние между эксплуатируемой скважиной и устьем забуриваемой скважины должно быть не менее высоты вышки плюс 10 м.

Служебные и бытовые помещения на территории кустовой площадки должны размещаться на расстоянии не менее высоты вышки плюс 10 м от устья скважины.

Котельная установка, обслуживающая производство буровых работ, должна размещаться на расстоянии не менее 40 м от устья скважины. Склад горюче-смазочных материалов (ГСМ) должен размещаться на расстоянии не менее 19 м от котельной установки и на расстоянии не менее 40 м от устья скважины. В помещении котельной установки допускается установка закрытых расходных баков емкостью не более 5 м3 для ГЖ и 1 м3 для ЛВЖ. Для котельных, работающих на газе, помещения газораспределительного устройства следует размещать на расстоянии не менее 5 м от помещения котельной.

На территорию кустовых площадок (с числом скважин более 8) должно быть предусмотрено не менее 2 въездов с устройством площадок размером не менее 20х20 м для размещения пожарной техники. Площадки допускается располагать как перед въездом на куст скважин, так и на его территории на расстоянии не менее высоты вышки плюс 10 м от устьев скважин и не менее 40 м от резервуаров склада ЛВЖ и ГЖ и зданий категорий А и Б и наружных установок категорий АН, БН.

Внутриплощадочные проезды автотранспорта должны располагаться от оси скважин на расстоянии не менее 10 м, от зданий категорий А, Б, В, Г и наружных установок категорий АН, БН, ВН, ГН — на расстоянии не менее 5 м.

В местах размещения различных сооружений (трубопроводы, эстакады, галереи и т.п.) их свободная высота над проезжей частью дороги или проезда должна составлять не менее 5,5 м при условии, что просвет между наиболее возвышенной частью транспортных средств и низом сооружений составляет не менее 1 м.

Строительство подъездных дорог и кустовой площадки, накопителей отходов бурения, водонакопителей, линий электропередач и других необходимых внешних инженерных коммуникаций (до площадки бурения) должно быть завершено до начала монтажных работ.

Требования к месту расположения пожарных депо и радиусам обслуживания пожарными депо устанавливаются нормативными документами по пожарной безопасности.

Категорирование помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности и классификация зон.

Категории помещений и наружных установок, определенные в соответствии с названными правилами, следует применять для установления требований по обеспечению взрывопожарной и пожарной безопасности этих помещений и наружных установок в отношении планировки и застройки, размещения помещений и наружных установок, конструктивных решений, инженерного оборудования, пожарной автоматики и т.п.

Категории каждого помещения и каждой наружной установки объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должны быть определены при разработки проекта.

Классификацию взрывоопасных и пожароопасных зон внутри помещений и на наружных установках следует выполнять в соответствии со ст. 18 и 19 2 Федерального закона от 22 июля 2008 г. №123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

Размещение технологического оборудования и запорной арматуры на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений должно обеспечивать удобство и безопасность их эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мер по предотвращению аварийных ситуаций или локализации аварий.

Конструкция оборудования должна предотвращать повышение или понижение в нем давления выше допустимых значений, как при нормальном режиме эксплуатации, так и при аварийных ситуациях.

Для технологических линий, предназначенных для сброса избыточного давления из технологического оборудования и его безопасного опорожнения, необходимо предусматривать защиту от воздействия пожара (теплоизоляция, водяное орошение и т.п.) на время, необходимое для эффективного функционирования линий.

Емкостное технологическое оборудование, автоматическое опорожнение которого невозможно при возникновении аварии, следует оборудовать предохранительными устройствами, обеспечивающими сброс избыточного давления при воздействии на него возможного пожара.

Сбросы газов (паров) от предохранительных клапанов, установленных на оборудовании с горючими газами и жидкостями, должны направляться в специальные системы сброса (факельная установка, свеча рассеяния).

Запорная арматура с ручным и дистанционным приводом, применяемая на технологическом оборудовании, в котором обращаются горючие газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должна иметь герметич-
ные затворы не ниже класса В по ГОСТ 9544-2005.

Исполнительные механизмы (в том числе запорная арматура) и/или системы пневматического и гидравлического управления ими должны предотвращать возможность распространения горючих жидкостей и газов по указанным системам.

Дистанционно управляемая запорная арматура на трубопроводах должна иметь управление от устройств (кнопок) как с пульта управления, так и от устройств, размещаемых по месту. В помещении управления должен подаваться сигнал о конечном положении арматуры («открыто-закрыто»).

Подводящие и отводящие трубопроводы технологических аппаратов, сосудов или резервуаров, в которых обращаются горючие газы, легковоспламеняющиеся или горючие жидкости, должны быть оснащены дистанционно и автоматически управляемой (по сигналам систем противоаварийной защиты) запорной арматурой.

При проектировании необходимо обеспечить возможность отключения куста скважин от общей нефтегазосборной сети месторождения. Запорная арматура должна иметь дистанционное и автоматическое управление по сигналам  систем противоаварийной защиты.

Сообщение внутреннего пространства технологических аппаратов, резервуаров и трубопроводов горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей с окружающей атмосферой должно предусматриваться только через предназначенные для этих целей технологические линии и дыхательные устройства, оборудованные огнепреградителями.

Конструкция огнепреградителей и жидкостных предохранительных затворов должна обеспечивать надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

Конструктивные особенности технологического оборудования должны предотвращать возможность попадания аварийных утечек горючих газов и жидкостей на пути и маршруты эвакуации в течение времени, необходимого для эвакуации людей.

Конструкция и/или способ размещения технологического оборудования с газовым конденсатом, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями должны исключать возможность растекания проливов за пределы площадок, помещений с установками и резервуарами при их разгерметизации. Указанные площадки и помещения следует оборудовать дренажными системами, параметры которых обеспечивают пожаробезопасный аварийный слив всего содержимого указанного оборудования.

Устройство дренажных сетей должно исключать возможность распространения по ним аварийных утечек горючих веществ из одной зоны в другую. Сети дренажных систем должны выполняться из негорючих материалов.

Способ размещения запорной арматуры, насосного оборудования, разъемных соединений и других источников возможных утечек горючих веществ должен обеспечивать сбор и пожаробезопасное удаление возможных утечек (например, путем использования поддонов, дренажных систем).

Не допускается применять гибкие соединения (шланги, металлорукава) в качестве стационарных трубопроводов для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Теплоизоляция технологических аппаратов, резервуаров, трубопроводов и другого оборудования должна выполняться из негорючих материалов.

Все оборудование и трубопроводы, имеющие нагретые поверхности, необходимо защитить теплоизоляцией или устройствами, предотвращающими превышение температуры поверхности величины, составляющей 80% от стандартной температуры самовоспламенения обращающихся или находящихся в помещении (наружной установке) веществ и материалов.

Продувку основного и вспомогательного технологического оборудования, в котором возможно обращение горючих веществ, перед вводом или выводом из эксплуатации, а также перед проведением ремонтных и регламентных работ следует проводить инертным газом (например, азотом).

При выборе и размещении технологического оборудования необходимо учитывать климатические и сейсмические условия района размещения объектов.

Технологические схемы основных блоков объекта должны обеспечивать возможность аварийного отключения каждого технологического аппарата или группы аппаратов, неразрывно связанных между собой технологическим процессом и расположенных на одной площадке (технологический контур). Отключение каждого технологического блока в случае аварии должно быть предусмотрено дистанционно со щита оператора (диспетчера) с дублирующим ручным управлением отключающими запорными устройствами по месту.

Для насосов и компрессоров (групп насосов и компрессоров), перемещающих горючие продукты, должны предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях всасывания и нагнетания запорных и отсекающих устройств с дистанционным управлением.

При размещении печей с огневым нагревом вне зданий запорная арматура на трубопроводах должны устанавливаться на расстоянии не менее 10 м от форсунок, а при расположении печей в помещении арматура должна устанавливаться как в помещении, так и вне помещения.

Должны быть приняты меры для изолирования печей с открытым огневым процессом от горючей газопаровоздушной среды при авариях на соседних установках.

Для перекачивания газового конденсата следует применять герметичные (бессальниковые) насосы, в том числе погружные, или насосы с двойным торцевым уплотнением.

Схема отвода дымовых и выпускных газов должна исключать попадание газов в системы вентиляции, в места расположения технологического оборудования с горючими жидкостями и газами, трубопроводов для сброса горючих газов в атмосферу, устьев выкидных воздуховодов (шахт) вытяжной вентиляции из взрывопожароопасных помещений, а также других источников выделения горючих газов и паров в радиусе до 3 м.

Прокладку технологических трубопроводов для перемещения горючих жидкостей и газов на территории объектов следует предусматривать наземным или надземным способом с размещением на эстакадах, этажерках, стойках, опорах, выполненных из негорючих материалов. На входе и выходе с территории объекта трубопроводы должны иметь отключающие устройства, размещенные в пределах территории объекта.

Не допускается прокладка кабелей и трубопроводов систем противопожарной защиты совместно с указанными трубопроводами.

Прокладка транзитных трубопроводов с горючими жидкостями и газами над и под наружными установками, зданиями, а также через них не допускается. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.

Не допускаются к применению для перемещения горючих газов и жидкостей трубопроводы, выполненные из стекла и других хрупких материалов, а также надземные трубопроводы из горючих и трудногорючих ма-
териалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.).

На межблочных трубопроводах горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным управлением, обеспечивающая аварийное отключение каждого отдельного технологического блока.

Применяемое на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений электрооборудование должно отвечать требованиям не ниже предъявляемых ПУЭ.

Электрооборудование, размещаемое во взрывоопасных зонах, должно иметь необходимый уровень взрывозащиты.

Кабельные эстакады и галереи могут быть как самостоятельными, так и на общих строительных конструкциях с технологической эстакадой.

Сооружения и здания на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений должны быть оборудованы системами отопления и вентиляции в соответствии с требованиями.

Для зданий и сооружений на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений должна быть предусмотрена молниезащита.

На объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений необходимо предусматривать системы контроля, управления и противоаварийной защиты технологических процессов, предназначенные для своевременного выявления возникновения возможных пожароопасных аварийных ситуаций и предотвращения их развития.

В зависимости от условий организации производств допускается применение как одноступенчатой, так и двуступенчатой структуры контроля и управления технологическими процессами, проводимыми на объекте.

При одноступенчатой структуре контроль и управление технологическими процессами осуществляются из централизованного диспетчерского пункта.

Системы контроля, управления и противоаварийной защиты должны обеспечивать:
— дистанционный контроль, автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием;
— поддержание оптимальных параметров работы аппаратов, агрегатов, резервуаров, технологических объектов и установок;
— безопасную и безаварийную работу аппаратов, агрегатов, резервуаров,
технологических объектов и установок;
— предотвращение запуска технологического оборудования при отключенных системах обеспечения пожаровзрывобезопасности и связанных с ними блокирующих устройств.

В помещения управления не допускается ввод импульсных и других трубопроводов с горючими жидкостями и газами, а также прокладка любых транзитных трубопроводов через указанные помещения.

Не допускается вводить в помещения щитов автоматизации пожарные водопроводы, а также устанавливать шкафы для пожарных кранов и рукавов.

На открытых площадках технологических установок огневого подогрева система обнаружения утечек горючих газов и паров дополнительно должна выдавать управляющий сигнал для автоматического отсекания подачи топливного газа при концентрации горючих веществ 50 % от НКПР и включения защитной завесы.

Для локального оперативного контроля довзрывоопасных концентраций углеводородных газов/паров в местах, не оснащенных стационарными датчиками, на кустовых площадках необходимо предусмотреть переносные газосигнализаторы.

Здания и сооружения УПН, ЦПС, КСП и УКПГ следует проектировать I, II или III степени огнестойкости классов конструктивной пожарной опасности С0.

Остальные здания и сооружения следует проектировать I, II, III или IV степени огнестойкости классов конструктивной пожарной опасности С0.

Опорные конструкции под отдельно стоящие на уровне земли аппараты и емкостные сооружения, содержащие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны выполняться из негорючих материалов.

Требуемой предел огнестойкости опорных конструкций аппаратов и емкостных сооружений со сжиженными углеводородными газами (СУГ), и легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ), хранящимися под давлением, должен определяться расчетом для максимального проектного пожара, но быть не менее R45.

Опоры и эстакады внутриплощадочных трубопроводов (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ), горючих газов (ГГ) и (СУГ), а также систем пожаротушения следует выполнять из негорючих материалов.

Наземную аварийную дренажную емкость, предназначенную для слива ЛВЖ и ГЖ из установок огневого подогрева, следует ограждать обвалованием или ограждающей стенкой и размещать на площадке установок на безопасном расстоянии с точки зрения теплового излучения пожара. Минимальное расстояние до подземной аварийной (дренажной) емкости не регламентируется при условии обеспечения толщины засыпки грунтом не менее 0,5. Объем аварийной емкости должен быть не менее объема нефти, находящейся в установке огневого подогрева.

Территория кустовой площадки должна быть ограждена земляным валом высотой не менее 1 м с шириной бровки по верху не менее 0,5 м.

Для каждой скважины необходимо предусмотреть приустьевую площадку для сбора утечек с приустьевой арматуры.

Для территории устьев скважин необходимо предусмотреть мероприятия, предотвращающие возможное растекание нефти от группы скважин к соседним группам, а также к другим сооружениям производственной и вспомогательной зон при аварийной разгерметизации оборудования скважины (ограждение группы скважин бортиками, организация необходимого уклона площадки).

Система пожарной сигнализации предназначена для автоматического обнаружения пожара, подачи управляющих сигналов на технические средства оповещения людей о пожаре и управление эвакуацией людей, на приборы управления автоматическими установками пожаротушения, инженерным и технологическим оборудованием.

Здания, сооружения и наружные установки объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений, подлежащие оснащению автоматическими установками пожарной сигнализации, следует определять в соответствии с требованиями.

Производственные, административные, складские и вспомогательные здания, наружные установки, склады (парки) и сливоналивные эстакады объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должны быть оборудованы ручными пожарными извещателями для подачи сигнала о пожаре.

Ручные пожарные извещатели следует устанавливать на путях эвакуации в местах, доступных для их включения при возникновении пожара в частности:
— для зданий категорий А, Б и В - снаружи зданий у выходов на расстоянии не более чем через 50 м;
— на наружных установках категорий Ан, Бн, и Вн и на складах (парках) СУГ, ЛВЖ и ГЖ - по периметру установки, склада не более чем через 100 м, и на расстоянии не менее 5,0 м от границ наружных установок, обвалования складов ЛВЖ и ГЖ;
— на сливоналивных эстакадах СУГ, ЛВЖ и ГЖ - через 100 м, но не менее двух (у лестниц для обслуживания эстакад).

Ручные пожарные извещатели следует устанавливать независимо от наличия извещателей автоматической пожарной сигнализации.

Объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений должны быть оборудованы системой (средствами) оповещения и управления эвакуацией (СОУЭ) людей при пожаре, проектирование которой следует осуществлять в соответствии с требованиями.

Объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений должны иметь источники противопожарного водоснабжения для тушения пожаров. В качестве источников противопожарного водоснабжения могут использоваться естественные и искусственные водоемы, а также внутренний и наружный водопроводы (в том числе питьевые, хозяйственно-питьевые, хозяйственные и противопожарные). Сеть объединенного водопровода должна обеспечивать расчетный расход воды с учетом хозяйственно-питьевых нужд и целей пожаротушения.

Резервуары и водоемы с запасами воды на цели наружного пожаротушения и наружное противопожарное водоснабжение должны отвечать требованиям СП 8.13130.2009.

В качестве источника противопожарного водоснабжения допускается использование воды из систем ППД (поддержаения пластового давления), при этом должны быть предусмотрены 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. При этом оснащение куста скважин передвижной насосной станцией в соответствии с п. 6.3.9 не требуется.

Системы противопожарного водоснабжения объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должны обеспечивать круглосуточную возможность подачи воды с требуемым напором и расходом на цели тушения пожаров и орошение конструкций.

На кустах скважин в качестве источников противопожарного водоснабжения для тушения пожаров могут использоваться естественные и искусственные водоемы или обогреваемый блок водяных емкостей объемом не менее 200 м3.

На период строительства скважин куста система водоснабжения буровых установок (БУ) должна включать утепленный водопровод, оборудованный пожарными кранами в каждом блоке буровой установки и пожарным краном на расстоянии не менее 10 м от наружной стены буровой установки, а также обеспечивать возможность аварийного орошения продолжительностью не менее 1 часа фонтанной арматуры скважины, ближайшей к БУ.

Организация водоснабжения куста эксплуатационных скважин в аварийных ситуациях должна предусматривать наличие на месторождении комплекта сборно-разборного трубопровода с передвижной насосной станцией. Схема аварийного водоснабжения куста утверждается главным инженером добывающего предприятия.

Пожаротушение и водяное орошение на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений должно обеспечиваться применением:
— автоматических установок пожаротушения (АУП);
— стационарных установок пожаротушения и водяного орошения;
— мобильных средств пожаротушения;
— первичных средств пожаротушения.

На объектах хранения нефти и нефтепродуктов и газового конденсата следует предусматривать системы пенного пожаротушения.

Для наземных резервуаров нефти и нефтепродуктов и газового конденсата объемом 5000 м3 и более следует предусматривать системы автоматического пожаротушения.

На площадках ДНС с резервными емкостями типа РВС суммарной вместимостью до 10000 м3 при единичной вместимости резервуаров до 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров мобильными средствами пожаротушения при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

Для резервуаров объемом менее 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара мобильными средствами пожаротушения. При этом на резервуарах объемом от 1000 до 3000 м3 (включ.) следует устанавливать пеногенераторы с сухими трубопроводами (с соединительными головками и заглушками), выведенными за обвалование.

Наземные резервуары объемом 5000 м3 и более должны быть оборудованы стационарными установками водяного орошения.

Для резервуаров с теплоизоляцией из негорючих материалов допускается не присоединять стационарную установку водяного орошения к противопожарному водопроводу, при этом сухие трубопроводы ее должны быть выведены за пределы обвалования и оборудованы соединительными головками и заглушками.

Подача воды на охлаждение наземных резервуаров объемом менее 5000 м3 предусматривается мобильными средствами пожаротушения.

На объектах хранения нефти и нефтепродуктов и газового конденсата с резервуарами объемом менее 5000 м3 допускается не устраивать противопожарный водопровод, а предусматривать подачу воды на орошение и тушение пожара мобильными средствами пожаротушения из противопожарных емкостей (резервуаров) или открытых искусственных и естественных водоемов.

За расчетный расход воды при пожаре на объектах хранения нефти и нефтепродуктов и газового конденсата следует принимать один из наибольших расходов:
— на пожаротушение и охлаждение резервуаров (исходя из наибольшего расхода при пожаре одного резервуара);
— на пожаротушение и охлаждение железнодорожных цистерн, сливоналивных устройств и эстакад или на пожаротушение сливоналивных устройств для автомобильных цистерн;
— наибольший суммарный расход на наружное и внутреннее пожаротушение одного из зданий объекта.

Расчетную площадь тушения следует принимать равной:
— в наземных вертикальных резервуарах со стационарной крышей, резервуарах с понтоном — площади горизонтального сечения резервуара, резервуарах с плавающей крышей — площади кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для ограждения пены (на плавающей крыше)
при тушении автоматической системой и площади горизонтального сечения при тушении передвижной пожарной техникой;
— в подземных резервуарах — площади горизонтального сечения резервуара;
— в горизонтальных резервуарах — площади резервуара в плане;
— для наземных резервуаров объемом до 400 м3, расположенных на одной площадке группой общей вместимостью до 4000 м3;
— площади в пределах обвалования этой группы, но не более 300 м2;
— для сливо-наливных железнодорожных эстакад — площади эстакады по внешнему контуру сооружения, включая железнодорожный путь (пути), но не более 1000 м2;
— для сливоналивных устройств для автомобильных цистерн — площади площадки, занимаемой заправочными островками, но не более 800 м2:
— в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре (на внутреннее пожаротушение) - площади пола наибольшего складского помещения;

— на внутреннее пожаротушение продуктовых насосных и канализационных насосных станций, разливочных, расфасовочных и других производственных зданий — площади пола наибольшего помещения, в котором имеются нефть и нефтепродукты.

Нормативный запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора, необходимый для хранения, следует принимать из условия обеспечения трехкратного расчетного расхода раствора на один пожар (при наполненных растворопроводах стационарных установок пожаротушения).

На резервуаре должно быть не менее двух пеногенераторов. Пеногенераторы должны быть установлены равномерно по периметру резервуара.

Пожарные лафетные стволы устанавливаются для защиты:

наружных взрыво- и пожароопасных установок (для защиты аппаратуры и оборудования, содержащих горючие газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости);

шаровых и горизонтальных (цилиндрических) резервуаров с СУГ и ЛВЖ в сырьевых, товарных и промежуточных складах (парках);

железнодорожных сливоналивных эстакад и речных причалов с СУГ, ЛВЖ и ГЖ.

Расчетную продолжительность охлаждения резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать:
наземных резервуаров при тушении пожара автоматической системой — 4 ч,

при тушении передвижной пожарной техникой — 6 ч;

подземных резервуаров — 3 ч.

Резервуары с СУГ, ЛВЖ и ГЖ хранящимися под давлением, должны иметь автоматические стационарные системы орошения водой.

Орошение должно проводиться с интенсивностью 0,1 л/с на 1 м2 площади поверхности резервуара без арматуры, и 0,5 л/с на 1 м2 площади поверхности резервуара в местах размещения арматуры из расчета одновременного орошения одного горящего и смежных с ним резервуаров в группе.

Здания и сооружения объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. Определение необходимого количества первичных средств пожа-
ротушения и их размещение следует проводить в соответствии с требованиями ППБ 01-03.
 

Возможности освоения мелких месторождений.

Поскольку доля мелких и мельчайших месторождений в структуре запасов нефти и газа возрастает, а в структуре нераспределенного фонда, выставляемого на аукционы, – преобладает, то актуальной проблемой является разработка стратегии их эффективного освоения. По оценкам специалистов некоторые из этих месторождений имеют активные запасы и практически сразу могут вовлекаться в освоение.

Это возможно на основе современного рационального комплексного обустройства месторождений, позволяющего применять эффективные методы добычи, сбора, транспортировки и переработки сырья.

Цель комплексного обустройства мелких месторождений:

В максимально сжатые сроки подготовить месторождение к разработке и обеспечить его рациональную эксплуатацию на основе современных технологий и оборудования.

Трудности промышленного обустройства мелких месторождений нефти и газа:

• необходимость специального оборудования для обустройства и эксплуатации месторождений малой мощности;

• удаленность от центров нефте- и газодобычи;

• отсутствие транспортных и инженерных сетей;

Освоение мелких месторождений нефти и газа в немалой степени был обусловлен отсутствием специального оборудования. Применение типового оборудования для обустройства месторождений этой категории делало проекты их освоения экономически невыгодными. Стандартное нефтепромысловое оборудование рассчитано на большие объемы добычи углеводородного сырья и их использование на малых месторождениях экономически невыгодно.

Установки по подготовке нефти, газа и пластовой воды вводятся на максимум добычи, а неравномерный характер добычи нефти и газа, показатели обводненности продукции в течение срока действия лицензии приводят к тому, что используются они с частичной загрузкой, т.е. коэффициент их использования низкий.

Факторы усложняющие процесс добычи, подготовки и транспортировки нефти и газа, заключается в разработке и изготовлении специального блочно-модульного оборудования для обустройства и эксплуатации удаленных промыслов. Оборудование должно обладать достаточно широким технологическими параметрами, производиться на основе элементно-агрегатной базы, транспортироваться обычными средствами, не требовать привлечения к обслуживанию специалистов редких профессий. Оборудование должно иметь широкие возможности по повышению эффективности процессов эксплуатации, обладать гибкими возможностями по оптимизации технологических схем обустройства различных объектов, а так же возможностью перебазировки и применения на других месторождениях.

Комплексное обустройство месторождений специальным оборудованием позволяет организовать работу промысла автономно, компактно, достаточно независимо от центров нефтедобычи, что способствует решению обозначенных проблем и ведет к снижению потерь нефти и газа при добыче, обеспечивает необходимое качество подготовки сырья и возможность его транспортировки до магистрального трубопровода или потребителей.

Блочно-модульное оборудование легко монтируется, укомплектовано надежными средствами автоматизации, что позволяет вести работы как по монтажу, так и эксплуатации, и обслуживанию оборудования небольшими мобильными бригадами.

Обозначенные трудности при обустройстве чутко влияют на себестоимость добываемого сырья и другие технико-экономические показатели разработки мелких и мельчайших месторождений. Но появление специального оборудования, комплексный подход к обустройству и оснащению промыслов с использованием новых технологий являются условиями для их экономически оправданной эксплуатации.

Факторы эффективности комплексного освоения мелких месторождений:

• запасы, добыча и продукция переработки, производимая на их основе, должны быть востребованы местной инфраструктурой;

• эти запасы должны быть достаточны для удовлетворения потребностей местной инфраструктуры в углеводородном сырье и продуктах его переработки;

• добыча и переработка углеводородного сырья должны быть обеспечены технологиями и техническими средствами, позволяющими получить требуемые (по ассортименту и качеству) местным потребителям сырье, энергию или товарную продукцию;

• в регионе должна быть система транспортировки углеводородного сырья и продукции его переработки.

Вопросы которыми занимается институт ООО «ПриволжскНИПИнефть»:
ОБЩИЕ
- Нефтяная и газовая промышленность Российской Федерации.
- Геология нефти и газа
- Бурение скважин
- Добыча нефти

ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- Проектные документы при разработке нефтяных месторождений
- Проект разработки
- Проект обустройства
- Стадии разработки нефтяных месторождений

СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

- Состав и свойства нефти

- Состав и свойства нефтяного газа

- Пластовые воды

- Нефтяные эмульсии

СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

- Разновидности герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей

- Принципиальная технологическая схема объектов сбора и подготовки нефти, газа и воды

- Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки

УЧЕТ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

- Методы измерения продукции скважин

- Мультифазные расходомеры

ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

- Классификация трубопроводов

- Методы снижения пульсации давлений при транспорте нефтегазовых смесей

- Методы борьбы с отложениями парафина

- Методы борьбы с отложениями солей

- Коррозия трубопроводов

- Методы борьбы с газовыми гидратами

СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА

- Классификация сепараторов

- Конструкция и работа сепараторов

- Основные виды сепарационных установок

- Сепараторы для природного газа

ПРОЦЕССЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

- Классификация методов разрушения эмульсий и обессоливания нефти

- Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий.

- Установки для подготовки нефти

- Блочные автоматизированные деэмульсаторы

- Блочные автоматизированные нагреватели

- Отстойники

- Электродегидраторы.

ПРОЦЕССЫ ПОДГОТОВКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

- Низкотемпературная сепарация

- Осушка газа на абсорбционных установках

- Осушка и выделение конденсата на адсорбционных установках

- Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СИСТЕМЕ ЗАВОДНЕНИЯ

- Технология очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод

- Установки подготовки пресных вод

УЧЕТ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

- Нормы качества товарной нефти и газа

- Измерение количества и качества товарной нефти в резервуарах

- Автоматизированное измерение количества и качества товарной нефти

- Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах

УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

- Топливное назначение

- Получение электроэнергии

- Сжижение природного газа

- Закачка газа в пласт

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

- Характеристика загрязнителей

- Мероприятия по защите атмосферы

- Мероприятия по защите пластовых и поверхностных вод

- Мероприятия по защите почвы и недр

- Охрана окружающей среды при разработке морских нефтегазовых месторождений

 

Проектирование
виджеты для сайта