Законодательная база Российской Федерации

"ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА, НЕФТИ И ПРОДУКТОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ. СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА. СНиП 34-02-99" (утв. Постановлением Госстроя РФ от 17.05.99 N 36)

8.1 Подземные и наземные сооружения, оборудование основного и вспомогательного назначения, внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации должны обеспечивать надежное и безопасное выполнение технологических операций по приему, хранению и выдаче продуктов в соответствии с заданными режимами эксплуатации.

8.2 Подземные резервуары, входящие в состав хранилища, должны быть герметичными, а их выработки-емкости - устойчивыми на весь период эксплуатации.

8.3 Сроки хранения товарных нефтепродуктов в подземных резервуарах определяются типом подземных резервуаров и сохранностью товарных качеств топлив определенного вида.

8.4 Подземные хранилища должны быть оборудованы централизованными системами контроля и управления технологическими процессами эксплуатации.

8.5 Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:

количества поступающего и выдаваемого продукта;

давления и температуры в линии закачки - отбора продукта;

качества продукта.

Дополнительно в бесшахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

устьевого давления и температуры продукта;

давления, температуры, расхода, плотности и химсостава рассола в линии закачки - отбора;

уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;

формы и размеров выработки-емкости.

Дополнительно в шахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:

давления и температуры продукта в резервуаре;

уровня продукта;

уровня границы раздела "продукт - вода" и давления в герметичных перемычках (в породах с положительной температурой);

температуры вмещающих пород, герметичных перемычек и закрепного пространства эксплуатационных скважин и шурфов (в вечномерзлых породах).

8.6 Конструктивные решения бесшахтных резервуаров для газа должны обеспечивать скорость течения газа по скважине не более 35 м/с и темп снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе эксплуатации не более 0,5 МПа/ч.

8.7 Вместимость бесшахтных резервуаров для газа должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов газа исходя из технологических параметров и горно-геологических условий размещения резервуаров.

8.8 Коэффициент использования вместимости резервуара при хранении жидких углеводородов следует принимать не более следующих значений:

а) при наличии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака внешней колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,985;

для СУГ - 0,95;

б) при отсутствии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака центральной подвесной колонны):

для нефти и нефтепродуктов - 0,95;

для СУГ - 0,9.

8.9 При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме для вытеснения СУГ, нефти и нефтепродуктов следует применять, как правило, концентрированный рассол.

8.10 Допускается совмещать эксплуатацию хранилища с дальнейшим увеличением вместимости подземных резервуаров.

8.11 При вытеснении продукта хранения неконцентрированным рассолом или водой в проектных решениях необходимо учитывать изменение вместимости и конфигурации выработки-емкости за счет растворения соли. Количество циклов вытеснения должно определяться в зависимости от изменения концентрации рассола и предельно-допустимых размеров резервуара по условию устойчивости.

8.12 В проектной документации следует предусматривать возможность смены насосов в процессе их эксплуатации, а также следует предусматривать систему очистки подтоварной воды, откачиваемой из выработок при эксплуатации резервуаров.

8.13 При проектировании резервуаров для нефти и нефтепродуктов допускается предусматривать системы эксплуатации с постоянным и переменным уровнем подтоварной воды. При проектировании системы эксплуатации с переменным уровнем следует предусматривать одновременную работу водяных и продуктовых насосов с равной производительностью.

8.14 Коэффициент использования вместимости резервуара для нефти и нефтепродуктов следует принимать не более 0,97, для СУГ - не более 0,9.

8.15 Для предотвращения растепления массива вечномерзлых пород при эксплуатации резервуара допускается предусматривать буферный объем холодного продукта в выработке-емкости.

8.16 Вместимость резервуара должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов продукта.