— Все документы — Документы Системы нормативных документов в строительстве — 3 Нормативные документы по градостроительству, зданиям и сооружениям — к. 34 Магистральные и промысловые трубопроводы — СП 34-106-98 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

СП 34-106-98 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

СП 34-106-98 ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

Система нормативных документов в строительстве

СВОД ПРАВИЛ
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

СП 34-106-98

МОСКВА 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАН научно-исследовательским и проектным предприятием по сооружению и эксплуатации подземных хранилищ ООО "Подземгазпром" ОАО "Газпром"

2. ВНЕСЕН ООО "Подземгазпром" ОАО "Газпром"

3. ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром"

4. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО "Газпром" от 15.01.99 №5

5. ОДОБРЕН Госстроем России (письмо от 15.12.98 № 13-669)

6. СОГЛАСОВАН с ГУГПС МВД России (письмо от 18.12.97 № 70/7.7/7696); Госгортехнадзором России (письмо от 20.06.97 № 10-03/325); Госсанэпиднадзором России (письмо от 07.08.97 № Д01-13/904-111); Министерством природных ресурсов РФ (письмо от 14.08-97 № 21-19/152); Государственным комитетом РФ по охране окружающей среды (приказ от 31.12.97 № 586)

7. ВЗАМЕН ВСН 51-5-85

 

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ

underground storages of natural gas, oil and processing products

Дата введения 1999-03-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий Свод правил является приложением к СНиП 34-02-99 «Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки» и применяется при проектировании и строительстве подземных хранилищ газа, нефти, газового конденсата и продуктов их переработки (далее - подземные хранилища) с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах.

2 ПРАВИЛА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ УСТЬЯМИ СОСЕДНИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН БЕСШАХТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В КАМЕННОЙ СОЛИ

2.1 Расстояние между устьями соседних эксплуатационных скважин а,м, следует определять по формуле

,                                             (1)

где r - радиус выработки-емкости резервуара*, м;

ad - допустимое отклонение оси скважины от вертикали на отметке кровли выработки-емкости,м;

п - коэффициент, учитывающий погрешности формообразования в зависимости от принятой технологической схемы строительства, принимаемый равным для схемы растворения соли:

сверхувниз.....................................................0,1

то же, снизу вверх..........................................0,5

для комбинированных и иных схем.............0,2;

k - коэффициент, учитывающий возможную асимметричность формы выработки-емкости по геологическим условиям, определяемый по таблице 1.

Таблица 1

Морфологический тип
месторождения

Значение коэффициента k при схеме растворения

сверху вниз

снизу вверх

комбинированной и иной

Пластовый и пластово-линзообразный

0,2

0,7

0,4

Куполо - и штокообразный

0,5

1,5

1

* Если соседние выработки-емкости имеют разные размеры, то значение r в формуле (1) принимается равным большему радиусу.

2.2 Вмощных соляных залежах расстояние между устьями скважин допускается уменьшатьза счет двух- илимногоярусного расположениявыработок-емкостей резервуаров. При этом величина целикамежду соседними выработками-емкостями по кратчайшему расстоянию между стенками должна соответствовать требованиям формулы (1), а расстояние от стенки выработки-емкостидо соседних скважин должно быть не менее 50 м.

2.3 При необходимости вытеснения продукта из подземного резервуара ненасыщенным рассолом или водой следует произвести расчет увеличения объема выработки-емкости в процессе эксплуатации и определениеее конечной конфигурации. Значение r в формуле (1) принимается в соответствии с конечной конфигурацией. Увеличение объема выработки-емкости должно быть запланировано на стадии проектирования резервуара в соответствии с потребностями в расширении объема хранения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ВЫБРОСА СУГ, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ АВАРИЙНОЙ РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ БЕСШАХТНОГО РЕЗЕРВУАРА В КАМЕННОЙ СОЛИ

2.4 Объем выброса продукта хранения Ve, м3, при аварийной разгерметизации устьевойобвязки скважины допускается определять по формуле

                                (2)

где DP - изменение давления внутри резервуара при разгерметизации устьевой обвязки, Па;

e - степень заполнения резервуара продуктами (в долях единицы);

cb - изотермический коэффициент сжимаемости рассола, 1/Па, для насыщенного рассола допускается принимать равным 2,3·10-10 1/Па;

cp - изотермический коэффициент сжимаемости продукта, 1/Па, допускается принимать равным (8-12)·10-10 1/Па, где нижние значения коэффициента относятся к дизельным топливам, верхние - к бензинам;

cp - дляСУГ следует принимать по имеющимся справочным данным;

Кs - коэффициент концентрации напряжений на контуре выработки-емкости, принимаемый равным:

для выработок-емкостейсферической или близкой к сферической формы - 1,5;

для выработок-емкостей, вытянутых вдольоси скважины (цилиндрической или близкой к ней формы) - 2;

Е - модуль деформации каменной соли, Па

Н - длина скважины, м;

S1 - сечение столба рассола, м2;

P0- начальное давление в выработке-емкости, Па.

Примечание. При расчете вместимости обвалования уровень разлившейся жидкости при максимальном объеме излива следует принимать ниже верхней отметки гребня обвалования на 0,2 м.

Высота обвалования должна быть не менее 1 м и ширина по верху насыпи не менее 0,5 м.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ ЗАЛОЖЕНИЯ КРОВЛИ ВЫРАБОТКИ-ЕМКОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕЗЕРВУАРА

2.5Минимальную глубину заложения кровли выработки-емкости подземного резервуара, эксплуатирующегося в условиях избыточного давления, Hmin, м, при сооружении резервуаров в непроницаемых породах следует определять по формуле

                                                        (3)

где Рmax - максимально допускаемое эксплуатационное давление, Па, принимаемое:

для бесшахтных резервуаров в каменной соли на уровне башмака основной обсадной колонны;

для шахтных резервуаров в породах с положительной температурой - на уровне кровли выработки-емкости;

gf -коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый:

0,85 - для бесшахтных резервуаров в каменной соли при спокойном или пластово-линзообразном залегании соли, когда надсолевая толща представлена непроницаемыми породами;

0,75 - в остальных случаях;

а - длина необсаженной части скважины, м (только для бесшахтных резервуаров в каменной соли);

rr - усредненная плотность пород, залегающих выше башмака основной обсадной колонны (для бесшахтных резервуаров) и выше кровли выработки (для шахтных резервуаров), кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

                                                (4)

здесь п - число слоев;

           ri - плотность пород i-слоя, кг/м3;

           тi – мощность i-слоя, м.

2.6 В проницаемых породах глубину заложения кровли выработок-емкостей шахтных резервуаров в породах с положительной температурой, следует выбирать с таким расчетом, чтобы величина подпора подземных вод на кровлю выработок-емкостей превышала внутреннее давление в резервуаре не менее чем на 0,05 МПа.

2.7 Глубину заложения кровли шахтных резервуаров в вечномерзлых породах, следует принимать, как правило, ниже слоя сезонных колебаний температуры, либо по условиям герметичности и устойчивости.

2.8 Оценочная классификация горных пород по экранирующей способности приведена в таблице 2.

 

Таблица 2

Экранирующая способность горных пород

Давление прорыва через водонасыщенную породу, МПа

Коэффициент проницаемости по газу e · 108, мкм2

Коэффициент водонасыщенности породы, %

Высокая

Более 7

Менее 1

85 и более

Повышенная

Более 4 до 7

Более 10 до 1

То же

Средняя

Более 1,5 до 4

Более 102 до 10

То же

Пониженная

Более 0,5 до 1,5

Более 103 до 102

То же

Низкая

Более 0,1 до 0,5

Более 104 до 103

То же

Очень низкая

Более 0,01 до 0,1

Более 105 до 104

25 и более

Примечания:

1. Коэффициенты проницаемости по газу e и водонасыщенности пород определяются при инженерно-геологических изысканиях.

2. Оценку пригодности пород следует производить по величине давления прорыва через водонасыщенную породу, при этом давление прорыва должно быть не менее избыточного давления в выработке-емкости.

ОЦЕНКА ЭКРАНИРУЮЩИХ СВОЙСТВ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ПОРОД

2.9Экранирующие свойства массивов вечномерзлых пород, предназначаемых для строительства подземных резервуаров, рекомендуется оценивать по данным опытных наливов светлых нефтепродуктов, подлежащих хранению, в разведочные скважины.

Допускается в качестве испытательной жидкости использовать керосин и реактивное топливо независимо от видов подлежащих хранению светлых нефтепродуктов.

2.10 Испытываемый интервал в разведочной скважине перед наливом испытательной жидкости должен быть проработан буровым инструментом "всухую". Диаметр бурового инструмента должен быть равен или больше диаметра ствола скважины.

2.11 Замеры глубин забоя скважины и уровня жидкости в начальный период следует производить не реже одного раза в сутки, после стабилизации уровня и забоя периодичность измерений может быть увеличена, но не реже одного раза в десять суток.

2.12 Вечномерзлые породы в испытанном интервале глубин считаются пригодными для размещения выработок-емкостей, если средняя за период наблюдений скорость понижения уровня испытательной жидкости в скважине, после стабилизации ее забоя, не превышает 0,5 см/сут.

2.13 При скорости понижения уровня жидкости более 0,5 см/сут., проницаемый пласт следует перекрыть ледяной пробкой, путем налива в скважину воды, до заданной отметки. Объем подаваемой в скважину воды следует определять расчетом.

2.14 При наличии в геологическом разрезе площадки проницаемых пропластков продолжительность наблюдений за уровнем испытательной жидкости в разведочных скважинах должна быть не менее трех месяцев; при отсутствии таких пропластков - не менее 15 суток после стабилизации скважины.

2.15По окончании опытных наливов испытательная жидкость из разведочной скважины вытесняется водой, собирается или сжигается на месте.

СРОКИ ХРАНЕНИЯ ТОПЛИВА В ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ РАЗЛИЧНОГО ТИПА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ СОХРАНЕНИЕ КАЧЕСТВА В ПРЕДЕЛАХ ТРЕБОВАНИЙ ГОСТ И ТУ НА МЕСТЕ ПРИМЕНЕНИЯ

Таблица 3

Наименование топлива

Типы подземных резервуаров

Срок хранения, лет

Авиационные бензины

Бесшахтные в каменной соли с температурой до 25°С

8

Шахтные в вечномерзлых породах

10

Автомобильные бензины А-72, А-76

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

12

                                -"-                26-35°С

9

                                -"-                36-45°С

5

Шахтные в породах с положительной температурой (неэтилированные бензины)

15

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Автомобильные бензины АИ-91, АИ-93, АИ-95

Бесшахтные в каменной соли с температурой до 25°С

15

до                                                25°С

15

                                -"-                26-35°С

11

                                -"-                36-45°С

6

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Дизельное топливо всех марок

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

15

                                -"-                26-35°С

11

                                -"-                36-45°С

7

Шахтные в порода с положительной температурой

15

Шахтные в вечномерзлых породах

15

Авиационный керосин

Бесшахтные в каменной соли с температурой

до                                                25°С

12*

                                -"-                26-35°С

9*

                                -"-                36-45°С

7*

Шахтные в породах с положительной температурой

15*

Шахтные в вечномерзлых породах

15*

* Сроки хранения, обеспечивающие сохранение качества в пределах норм ГОСТ,но не согласованные с организациями, эксплуатирующими авиационную технику (согласованные сроки хранения - до 5 лет во всехтипах хранилищ).

 

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ОБЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ СХЕМЫ

2.16 Бесшахтные резервуары в каменной соли вертикального типа показаны на рисунках 1 и 2.

 

Рисунок 1 - Расположение выработок-емкостей

 

а) на одном уровне


б) на различных уровнях


в) двухъярусное на одной вертикальной скважине


 

Рисунок 2 - Расположение выработок-емкостей по сетке

 

а) треугольной


б) ромбической


в) квадратной


а - расстояние между центрами выработок-емкостей

r - радиус выработки-емкости

 

2.17 Шахтные резервуары в породах с положительной температурой и в вечномерзлых породах показаны на рисунках 3-6.

 

Рисунок 3 - Вскрывающие выработки

а) вертикальный ствол


б) наклонный ствол


в) наклонный спиральный ствол


Рисунок 4 - Выработки-емкости для нескольких видов продукта (а) и для одного вида продукта (б)

а


б

1 - выработка-емкость; 2 - герметичная перемычка; 3 - коллекторная выработка; 4 - ствол

 

Рисунок 5 - Узел герметизации выработок-емкостей

а)


б)


в)


а) кровля выработки-емкости ниже почвы подходной выработки;

б) почва выработки-емкости в одном уровне с почвой подходной выработки;

в) почва выработки-емкости выше уровня кровли подходной выработки

 

Рисунок 6 - Формы поперечных сечений выработок-емкостей


а) прямоугольно-сводчатая с полуциркульным сводом;

б) прямоугольно-сводчатая с коробовым сводом;

в) арочная (подквообразная);

г) трапецевидно-сводчатая;

д) прямоугольная;

е) трапецевидная;

ж) прямоугольно-трапецевидная;

з) прямоугольно-трапециевидная с наклонной кровлей;

и) круглая

ОЦЕНКА ДЛИТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ВЫРАБОТОК-ЕМКОСТЕЙ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В ПОРОДНЫХ МАССИВАХ, ПРОЯВЛЯЮЩИХ РЕОЛОГИЧЕСКИЕ 

Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости