СП 34-106-98
Цей документ встановлює нормативні вимоги до проектування та спорудження підземних сховищ для зберігання газу, нафти та продуктів їх переробки в кам'яній солі та інших гірських породах. Він регулює технічні параметри створення безшахтних резервуарів, зокрема методику розрахунку відстаней між експлуатаційними свердловинами.
При перевірці проектної документації необхідно контролювати точність розрахунку відстаней між устями сусідніх свердловин за наведеними формулами для запобігання деформаціям резервуарів. Слід забезпечити відповідність будівництва вимогам промислової та екологічної безпеки, що були погоджені з органами гірничого та пожежного нагляду.
Завантажити документ
Формат .docx · доступно зареєстрованим користувачам
(Госстрой России)
Система нормативных документов в строительстве
СП 34-106-98
УДК 69 + 622.691.24(083.74)
Дата введения 1999-03-01
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).
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.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ УСТЬЯМИ СОСЕДНИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН БЕСШАХТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
2.1 Расстояние между устьями соседних эксплуатационных скважин , м, следует определять по формуле
, (1)
где
-
допустимое отклонение оси скважины от вертикали на отметке кровли выработки-емкости, м;
-
радиус выработки-емкости резервуара*, м;
-
коэффициент, учитывающий погрешности формообразования в зависимости от принятой технологической схемы строительства, принимаемый равным для схемы растворения соли:
сверху вниз.....................................................0,1
снизу вверх.....................................................0,5
для комбинированных и иных схем.............0,2;
-
коэффициент, учитывающий возможную асимметричность формы выработки-емкости по геологическим условиям, определяемый по таблице 1.
___________________
* Если соседние выработки-емкости имеют разные размеры, то значение в формуле (1) принимается равным большему радиусу.
Таблица 1
Значение коэффициента при схеме растворения
Морфологический тип месторождения
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
2.2 В мощных соляных залежах расстояние между устьями скважин допускается уменьшать за счет двух- или многоярусного расположения выработок-емкостей резервуаров. При этом величина целика между соседними выработками-емкостями по кратчайшему расстоянию между стенками должна соответствовать требованиям формулы (1), а расстояние от стенки выработки-емкости до 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 определение ее конечной конфигурации. Значение 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.
2.4 Объем выброса продукта хранения , м3, при аварийной разгерметизации устьевой обвязки скважины допускается определять по формуле
(2)
где
-
изменение давления внутри резервуара при разгерметизации устьевой обвязки, Па;
-
степень заполнения резервуара продуктами (в долях единицы);
-
изотермический коэффициент сжимаемости рассола, 1/Па, для насыщенного рассола допускается принимать равным 2,3·10 1/Па;
-
изотермический коэффициент сжимаемости продукта, 1/Па, допускается принимать равным (8-12)·10 1/Па, где нижние значения коэффициента относятся к дизельным топливам, верхние - к бензинам; - для СУГ следует принимать по имеющимся справочным данным;
-
коэффициент концентрации напряжений на контуре выработки-емкости, принимаемый равным: для выработок-емкостей сферической или близкой к сферической формы - 1,5; для выработок-емкостей, вытянутых вдоль оси скважины (цилиндрической или близкой к ней формы) - 2;
-
модуль деформации каменной соли, Па;
-
длина скважины, м;
-
сечение столба рассола, м2;
-
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.
2.5 Минимальную глубину заложения кровли выработки-емкости подземного резервуара, эксплуатирующегося в условиях избыточного давления, , м, при сооружении резервуаров в непроницаемых породах следует определять по формуле
, (3)
где
-
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;
-
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;
-
длина необсаженной части скважины, м (только для бесшахтных резервуаров в каменной соли);
-
усредненная плотность пород, залегающих выше башмака основной обсадной колонны (для бесшахтных резервуаров) и выше кровли выработки (для шахтных резервуаров), кг/ м3;
-
ускорение свободного падения, м/с2.
, (4)
здесь
-
число слоев;
-
плотность пород i-слоя, кг/м;
-
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 ·10, мкм2
Коэффициент
водонасыщенности породы, м%
Высокая
Более 7
Менее 1
Повышенная
Более 4 до 7
Более 10 до 1
Средняя
Более 1,5 до 4
Более 10 до 10
85 и более
Пониженная
Более 0,5 до 1,5
Более 10 до 10
Низкая
Более 0,1 до 0,5
Более 10 до 10
Очень низкая
Более 0,01 до 0,1
Более 10 до 10
25 и более
Примечания
1. Коэффициенты проницаемости по газу 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.
2.9 Экранирующие 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.
2.15 По окончании опытных наливов испытательная жидкость из разведочной скважины вытесняется водой, собирается или сжигается на месте.
Таблица 3
Топливо
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
Бесшахтные в каменной соли с температурой, ??С, до:
А-72, А-76
25
12
26-35
9
36-45
