Обустройство месторождений

300809ООО «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 месторождений, 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.

__________________________________________________________________

СВОД ПРАВИЛ
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Требования пожарной безопасности
Дата введения

1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил, разработанный на основе положений и тре-
бований Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический
регламент о требованиях пожарной безопасности», устанавливает требования
пожарной безопасности для объектов обустройства нефтяных и газовых ме-
сторождений.
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 подго-
товки 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).

Проект, первая редакция
1.2 Свод правил разработан в целях обеспечения требуемого уровня
пожарной безопасности объектов обустройства нефтяных и газовых место-
рождений, включая защиту жизни и здоровья граждан, государственного и
муниципального имущества, а также охрану окружающей среды.
1.3 При проектировании объектов обустройства нефтяных и газовых ме-
сторождений следует также руководствоваться требованиями иных дейст-
вующих нормативных документов по пожарной безопасности, если эти тре-
бования не установлены настоящим сводом правил.
1.4 Требования настоящего документа не распространяются на объекты
обустройства нефтяных и газовых месторождений с большим содержанием
серы, а также расположенных на континентальном шельфе.

2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на сле-
дующие стандарты:
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная
безопасность. Общие требования
ГОСТ Р 12.3.047-98 Система стандартов безопасности труда. Пожарная
безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы кон-
троля.
ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы
герметичности затворов.
Пр и ме ч а н и е — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно про-
верить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе
общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации
по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем своде правил используются основные понятия, установ-
ленные статьей 2 Федерального закона от 22 июля 2008 г. №123-ФЗ «Техни-
ческий регламент о требованиях пожарной безопасности», а также следую-
щие термины с соответствующими определениями:
3.1 авария: Разрушение сооружения и/или технических устройств, при-
меняемых на опасном производственном объекте, с выбросом опасных ве-
ществ.
3.2 выкидная линия: Трубопровод, по которому продукция скважины
поступает на групповую замерную установку.
3.3 газовый фактор: Объем газа, растворенного во флюиде
(нефть+вода), отнесенный к единице объема добываемой нефти при нор-
мальных условиях.
3.4 дебит скважины: Объем жидкости или газа, поступающих из сква-
жины в единицу времени.
3.5 куст скважин: Специальная площадка естественного или искусст-
венного участка территории месторождения с расположенными на ней усть-
ями скважин, а также технологическим оборудованием и эксплутационными
сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подзем-
ного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями и т.п.
3.6 кустовая насосная станция (КНС): Объект трубопроводного
транспорта, предназначенный для закачки воды в блоки водораспредели-
тельной гребенки и нагнетательные скважины.
3.7 кустовая площадка: Инженерное сооружение, геометрические
размеры и эксплуатационная характеристика которой должны обеспечивать
размещение необходимого комплекса оборудования и производство опера-
ций: монтаж, передвижку и демонтаж буровой установки (БУ), бурение и ос-
воение скважин, обвязку скважин и их эксплуатацию.
3.8 оборудование скважины: Части конструкции скважины, обеспечи-
вающие отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех
технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращающие
возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.
3.9 объект: Совокупность зданий, сооружений, технологических уста-
новок, оборудования, агрегатов, взаимосвязанных технологическими пото-
ками, размещаемых на определенной площадке.
3.10 пожар: Неконтролируемое горение, причиняющее материальный
ущерб, вред жизни и здоровью людей, интересам общества и государства;
3.11 технологический объект: Часть технологической системы, со-
держащая объединенную территориально и связанную технологическими по-
токами группу аппаратов.
3.12 технологический процесс: Часть производственного процесса,
связанная с действиями, направленными на изменение свойств и/или состоя-
ния обращающихся в процессе веществ, материалов и изделий.
3.13 технологическая система: Совокупность взаимосвязанных тех-
нологическими потоками и действующих как одно целое аппаратов (агрега-
тов), в которых осуществляется определенная последовательность техноло-
гических операций.
3.14 технологическая установка: Производственный комплекс зданий,
сооружений и оборудования, размещенных на отдельной площадке и пред-
назначенный для проведения технологического процесса.
3.15 эксплуатация скважин насосными установками: Механизиро-
ванный способ добычи с помощью спускаемых в скважину насосов, как пра-
вило, электроцентробежных (ЭЦН)).
4 Общие принципы обеспечения пожарной безопасности объектов
обустройства нефтяных и газовых месторождений
4.1 В основу концепции обеспечения пожарной безопасности объектов
обустройства нефтяных и газовых месторождений должна быть положена
приоритетность требований, направленных на обеспечение безопасности лю-
дей при пожаре, по отношению к другим противопожарным требованиям.
4.2 Общие принципы обеспечения пожарной безопасности объектов
обустройства нефтяных и газовых месторождений разрабатываются на осно-
ве положений и требований Федерального закона от 21 декабря 1994 г. №69-
ФЗ «О пожарной безопасности», Федерального закона от 22 июля 2008 г. №
123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»,
ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования»
и ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов.
Общие требования. Методы контроля».
4.3 Пожарная безопасность объекта должна обеспечиваться следующи-
ми системами и мероприятиями:
— системой предотвращения пожара;
— системой противопожарной защиты;
— организационно-техническими мероприятиями.
5 Система предотвращения пожара
5.1 Требования пожарной безопасности к генеральному плану и
размещению объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений
5.1.1 Разработка генерального плана должна основываться на следую-
щих принципах:
обеспечение пожаробезопасных условий проведения производственного
процесса;
обеспечение возможности безопасной эвакуации людей из зданий и со-
оружений и с территории объекта при возникновении пожара и/или аварий.
5.1.2 В генеральных планах объектов обустройства нефтяных и газовых
месторождений следует предусматривать функциональное зонирование тер-
ритории с учетом уровня пожаровзрывоопасности технологических процес-
сов и сооружений.
5.1.3 С учетом функционального назначения и уровня пожаровзрыво-
опасности территорию объектов рекомендуется разделять на следующие ос-
новные зоны:
— I зона (производственного назначения) — основные технологические ус-
тановки системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа, конденсата и
нефтепродуктов, расходные емкости ЛВЖ, ГЖ общей приведенной вмести-
мостью 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; мало-
габаритные блочные установки по переработке нефтяного газа; канализаци-
онные насосные производственных сточных вод (с нефтью и нефтепродукта-
ми), установки для очистки этих вод, включая резервуары-отстойники;
— II зона (подсобно-вспомогательного назначения) – здания и сооруже-
ния подсобно-производственного назначения (лаборатории; канализацион-
ные 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 нетехноло-
гического 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 неф-
ти, 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.
5.1.4 Здания и сооружения одних зон по отношению к зданиям и соору-
жениям других зон должны быть расположены с учетом преобладающего на-
правления ветров (по годовой розе ветров). Порядок размещения зон с навет-
ренной стороны по отношению друг к другу устанавливается следующим:
II зона – I зона – III зона – факельные системы.
Здания, сооружения и наружные установки с взрывопожароопасными
технологическими процессами, как правило, не следует размещать по отно-
шению к другим производственным зданиям, сооружениям и установкам с
наветренной стороны для ветров преобладающего направления.
5.1.5 В пределах одной зоны (за исключением III зоны или, если это не
оговорено особо) минимальные расстояния между технологически связан-
ными объектами и сооружениями принимаются из условий безопасности об-
служивания, возможностей ведения монтажных и ремонтных работ.
5.1.6 При определении расстояний от объектов их следует принимать:
— для зданий и сооружений — от наружных стен или конструкций (без
учета металлических лестниц);
— для наружных установок — от границ этих установок;
— для эстакад технологических трубопроводов и для трубопроводов, про-
ложенных без эстакад — от крайнего трубопровода;
— для железнодорожных путей — от оси ближайшего железнодорожного
пути;
— для сливоналивных устройств — от оси ближайшего железнодорожного
пути со сливоналивными эстакадами;
— для внутризаводских автомобильных дорог — от края проезжей части
дороги;
— для факельных установок — от ствола факела;
— для площадок (открытых или под навесами) под сливоналивные уст-
ройства автомобильных цистерн — от границ этих площадок.
5.1.7 Минимальные расстояния от устьев скважин, зданий и наружных
установок объектов добычи и подготовки нефти и газа категорий А, Б, АН,
БН до других объектов, не относящихся к объектам обустройства нефтяных
и газовых месторождений, следует принимать в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1
Объекты Минимальное расстояние, м
Здания и сооружения соседних предприятий
Жилые здания
Общественные здания
Лесные массивы, участки открытого залегания торфа
Автомобильные дороги общего пользования и автомобильные дороги, не относящиеся к производственной зоне

5.1.8 Кустовые площадки добывающих скважин должны размещаться
за пределами охранных линий электропередачи, магистральных нефтепрово-
дов, водозаборных, промышленных и гражданских объектов.
5.1.9 Минимально допустимые расстояния между зданиями и сооружениями объек-
тов обустройства нефтяных месторождений должны приниматься по таблице 2.

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
Здания и сооружения
1. Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин
2. Замерные и сепарационные установки
3. Дожимные насосные станции (технологические площадки)
4. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПС)
5. Печи и блоки огневого нагрева нефти
6. Свечи для сброса газа
7. Компрессорные станции газлифта
8. Установки подготовки газа (УПГ)
9. Блоки газораспределительной аппаратуры (БГРА), узлы учета нефти и газа
10. Кустовые насосные станции системы ППД (КНС, БКНС)
11. Водораспределительные пункты (ВРИ), блоки напорной гребенки (БГ)
12. Дренажные канализационные емкости
13. Компрессорные воздуха
14. Аппараты воздушного охлаждения
5.1.10 Расстояния от зданий и сооружений резервуарного хранения
нефти, нефтепродуктов и конденсата до других объектов, не относящихся к
объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, следует прини-
мать в соответствии с разделом 6.4 СП 4.13130.2009 [1].
5.1.11 Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями не
указанными в таблице 2 следует принимать в соответствии с разделом 6 СП
4.13130.2009 [1].
5.1.12 Минимальные расстояния от зданий и сооружений производст-
венной зоны категорий А, Б, АН, БН до трансформаторных подстанций, рас-
пределительных устройств открытого или закрытого исполнения, оператор-
ной контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А) следует
принимать в соответствии с ПУЭ [2].
5.1.13 Расстояния от зданий и наружных установок объектов обустрой-
ства нефтяных и газовых месторождений до сооружений резервуарного хра-
нения нефти, нефтепродуктов и конденсата следует принимать в соответст-
вии с разделом 6.
5.1.14 Расстояние от зданий и сооружений объектов обустройства неф-
тяных и газовых месторождений до факельной установки и свечей сброса га-
за в атмосферу (при наличии) должно определяться расчетом, исходя из
безопасной для оборудования плотности теплового потока и условий рассея-
ния сбросов газа до безопасных концентраций.
5.1.15 Расстояния от резервуаров хранения пожарного запаса (места забора) воды,
противопожарных насосных станций, помещений хранения противопожарного оборудо-
вания и огнетушащих средств до зданий и наружных установок должно быть не менее 20
м, до сооружений резервуарного хранения нефти, нефтепродуктов и конденсата — не ме-
нее 40 м, до устьев скважин — не менее высоты вышки плюс 10 м.
5.1.16 Количество скважин в кусте и группе (батарее) куста, расстояния между
устьями скважин в группах и между группами скважин определяется проектом разработки
месторождения и проектом на строительство скважин с учетом дебита скважин, вида до-
бываемого флюида и значений пластового давления продуктивного горизонта.
5.1.17 Количество скважин на кустовой площадке должно быть не более 24. Сква-
жины в кусте следует размещать на одной прямой, при этом куст скважин следует разде-
лять на группы.
5.1.18 Расстояние между устьями нефтяных скважин должно быть не менее 5 м, ко-
личество нефтяных скважин в группе не более 4, а расстояние между группами не менее
15 м.
5.1.19 Суммарный свободный дебит одного куста нефтяных скважин не должен
превышать 4000 т/сут по нефти, а газовый фактор добываемой продукции должен состав-
лять не более 200 м3/м3. При газовом факторе более 200 м3/м3 проектная документация
должна содержать дополнительные меры пожарной безопасности на основе анализа по-
жарного риска.
5.1.20 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 этом 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.
5.1.21 На месторождениях с коэффициентом аномальности пластового давления
продуктивного пласта более 1,2 суммарное количество эксплуатационных скважин в кус-
те должно быть не более восьми, а суммарный рабочий дебит газовых и газоконденсатных
скважин не должен превышать 4000 тыс. м3
/сутки. Скважины должны быть оборудованы
комплексом подземного оборудования. Устья скважин следует размещать в один ряд с
расстоянием между устьями не менее 70 м.
5.1.22 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 газоконден-
сатных скважин.
5.1.23 В отдельных случаях, обусловленных сложными ландшафтными и гидроло-
гическими условиями, допускается размещать устья скважин на одной кустовой площадке
в два ряда. При этом расстояние между рядами скважин должно быть не менее высоты
буровой вышки плюс 10 м, а суммарное количество скважин в кусте, в батареях и рас-
стояния между устьями скважин и батареями скважин должно соответствовать требова-
ниям настоящего свода правил.
5.1.24 Расстояние между скважиной, находящейся в эксплуатации, и скважиной, на-
ходящейся в бурении, должно быть не менее высоты вышки плюс 10 м.
5.1.25 Скважины, законченные бурением и находящиеся от бурящейся скважины (в
батарее или ряду) на расстоянии менее высоты вышки плюс 10 м, должны быть временно
законсервированы.
5.1.26 При добуривании кустов скважин, находящихся в эксплуатации, устья допол-
нительных скважин следует размещать исходя из требований п.п. 5.1.16-5.1.20. При этом
расстояние между эксплуатируемой скважиной и устьем забуриваемой скважины должно
быть не менее высоты вышки плюс 10 м.
5.1.27. Служебные и бытовые помещения на территории кустовой площадки должны
размещаться на расстоянии не менее высоты вышки плюс 10 м от устья скважины.
5.1.28. 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 уста-
новки и на расстоянии не менее 40 м от устья скважины. В помещении котельной уста-
новки 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.
5.1.29 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 въез-
дом 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.
5.1.30 Внутриплощадочные проезды автотранспорта должны располагаться от оси
скважин на расстоянии не менее 10 м, от зданий категорий А, Б, В, Г и наружных устано-
вок категорий АН, БН, ВН, ГН — на расстоянии не менее 5 м.
5.1.31 В местах размещения различных сооружений (трубопроводы, эс-
такады, 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.
5.1.32 Строительство подъездных дорог и кустовой площадки, накопителей отходов
бурения, водонакопителей, линий электропередач и других необходимых внешних инже-
нерных коммуникаций (до площадки бурения) должно быть завершено до начала монтаж-
ных работ
5.1.33 Требования к месту расположения пожарных депо и радиусам обслуживания
пожарными депо устанавливаются нормативными документами по пожарной безопасно-
сти.
5.2 Категорирование помещений и наружных установок по взрывопожарной и
пожарной опасности и классификация зон
5.2.1. В зависимости от количества и пожаровзрывоопасных свойств веществ и ма-
териалов, находящихся (обращающихся) в помещениях и на наружных установках, с уче-
том особенностей технологических процессов производственные и складские помещения
по взрывопожарной и пожарной опасности согласно СП 12.13130.2009 [3] делятся на кате-
гории А, Б, В1-В4, Г и Д, а наружные установки на категории АН, БН, ВН, ГН и ДН.
5.2.2. 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 от-
ношении планировки и застройки, размещения помещений и наружных установок, конст-
руктивных решений, инженерного оборудования, пожарной автоматики и т.п.
5.2.3. Категории каждого помещения и каждой наружной установки объектов обуст-
ройства нефтяных и газовых месторождений должны быть определены при разработке
проекта.
5.2.4. 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».
5.3 Требования пожарной безопасности к технологическому оборудо-
ванию

5.3.1 Размещение технологического оборудования и запорной арматуры на объек-
тах 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.
5.3.2 Конструкция оборудования должна предотвращать повышение
или понижение в нем давления выше допустимых значений, как при нор-
мальном 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 функ-
ционирования линий.
5.3.3 Емкостное технологическое оборудование, автоматическое опо-
рожнение которого невозможно при возникновении аварии, следует обору-
довать предохранительными устройствами, обеспечивающими сброс избы-
точного давления при воздействии на него возможного пожара.
5.3.4 Сбросы газов (паров) от предохранительных клапанов, установ-
ленных на оборудовании с горючими газами и жидкостями, должны направ-
ляться в специальные системы сброса (факельная установка, свеча рассея-
ния).
5.3.5 Запорная арматура с ручным и дистанционным приводом, приме-
няемая 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 сис-
темы пневматического и гидравлического управления ими должны предот-
вращать возможность распространения горючих жидкостей и газов по ука-
занным 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 пода-
ваться сигнал о конечном положении арматуры («открыто-закрыто»).
5.3.6 Подводящие и отводящие трубопроводы технологических аппара-
тов, сосудов или резервуаров, в которых обращаются горючие газы, легко-
воспламеняющиеся или горючие жидкости, должны быть оснащены дистан-
ционно и автоматически управляемой (по сигналам систем противоаварий-
ной защиты) запорной арматурой.
5.3.7 Необходимо обеспечить возможность отключения куста скважин
от общей нефтегазосборной сети месторождения. Запорная арматура должна иметь дистанционное и автоматическое управление по сигналам систем про-
тивоаварийной защиты.
5.3.8 Сообщение внутреннего пространства технологических аппаратов,
резервуаров и трубопроводов горючих газов и легковоспламеняющихся жид-
костей с окружающей атмосферой должно предусматриваться только через
предназначенные для этих целей технологические линии и дыхательные уст-
ройства, оборудованные огнепреградителями.
5.3.9 Конструкция огнепреградителей и жидкостных предохранитель-
ных затворов должна обеспечивать надежную локализацию пламени с уче-
том условий эксплуатации.
5.3.10 Конструктивные особенности технологического оборудования
должны предотвращать возможность попадания аварийных утечек горючих
газов и жидкостей на пути и маршруты эвакуации в течение времени, необ-
ходимого для эвакуации людей.
5.3.11 Конструкция и/или способ размещения технологического обору-
дования с газовым конденсатом, легковоспламеняющимися и горючими
жидкостями должны исключать возможность растекания проливов за преде-
лы площадок, помещений с установками и резервуарами при их разгермети-
зации. Указанные площадки и помещения следует оборудовать дренажными
системами, параметры которых обеспечивают пожаробезопасный аварийный
слив всего содержимого указанного оборудования.
Устройство дренажных сетей должно исключать возможность распро-
странения по ним аварийных утечек горючих веществ из одной зоны в дру-
гую. Сети дренажных систем должны выполняться из негорючих материалов.
Способ размещения запорной арматуры, насосного оборудования, разъ-
емных соединений и других источников возможных утечек горючих веществ
должен обеспечивать сбор и пожаробезопасное удаление возможных утечек
(например, путем использования поддонов, дренажных систем).
5.3.12 Не допускается применять гибкие соединения (шланги, металло-
рукава) в качестве стационарных трубопроводов для горючих газов, легко-
воспламеняющихся и горючих жидкостей.
5.3.13 Теплоизоляция технологических аппаратов, резервуаров, трубо-
проводов и другого оборудования должна выполняться из негорючих мате-
риалов.
5.3.14 Все оборудование и трубопроводы, имеющие нагретые поверхно-
сти, необходимо защитить теплоизоляцией или устройствами, предотвра-
щающими превышение температуры поверхности величины, составляющей 80% от стандартной температуры самовоспламенения обращающихся или
находящихся в помещении (наружной установке) веществ и материалов.
5.3.15 Продувку основного и вспомогательного технологического обо-
рудования, в котором возможно обращение горючих веществ, перед вводом
или выводом из эксплуатации, а также перед проведением ремонтных и рег-
ламентных работ следует проводить инертным газом (например, азотом).
5.3.16 При выборе и размещении технологического оборудования необ-
ходимо учитывать климатические и сейсмические условия района размеще-
ния объектов.
5.3.17 Технологические схемы основных блоков объекта должны обес-
печивать возможность аварийного отключения каждого технологического
аппарата или группы аппаратов, неразрывно связанных между собой техно-
логическим процессом и расположенных на одной площадке (технологиче-
ский контур). Отключение каждого технологического блока в случае аварии
должно быть предусмотрено дистанционно со щита оператора (диспетчера) с
дублирующим ручным управлением отключающими запорными устройства-
ми по месту.
5.3.18 Для насосов и компрессоров (групп насосов и компрессоров), пе-
ремещающих горючие продукты, должны предусматриваться их дистанци-
онное отключение и установка на линиях всасывания и нагнетания запорных
и отсекающих устройств с дистанционным управлением.
5.3.19 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.
5.3.20 Должны быть приняты меры для изолирования печей с открытым
огневым процессом от горючей газопаровоздушной среды при авариях на со-
седних установках.
5.3.21 Для перекачивания газового конденсата следует применять гер-
метичные (бессальниковые) насосы, в том числе погружные, или насосы с
двойным торцевым уплотнением.
5.3.22 Схема отвода дымовых и выпускных газов должна исключать
попадание газов в системы вентиляции, в места расположения технологиче-
ского 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.
5.3.23 Прокладку технологических трубопроводов для перемещения го-
рючих 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 устройст-
ва, размещенные в пределах территории объекта.
Не допускается прокладка кабелей и трубопроводов систем противопо-
жарной защиты совместно с указанными трубопроводами.
5.3.24 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 дыха-
тельные трубопроводы, проходящие над резервуарами.
5.3.25 Не допускается прокладка трубопроводов с горючими вещества-
ми через бытовые и административные помещения, электропомещения, по-
мещения управления технологическими процессами, вентиляционные каме-
ры и другие помещения аналогичного назначения.
5.3.26 Не допускаются к применению для перемещения горючих газов
и жидкостей трубопроводы, выполненные из стекла и других хрупких мате-
риалов, а также надземные трубопроводы из горючих и трудногорючих ма-
териалов (фторопласт, полиэтилен, винипласт и др.).
5.3.27 На межблочных трубопроводах горючих газов, легковоспламе-
няющихся и горючих жидкостей должна устанавливаться запорная арматура
с дистанционным управлением, обеспечивающая аварийное отключение ка-
ждого отдельного технологического блока.
5.3.28 Запорная арматура, клапаны и другие устройства, предназначенные для ава-
рийного отключения оборудования, если они могут подвергнуться воздействию пожара,
должны сохранять работоспособность в условиях возможного пожара в течение времени,
необходимого для перевода технологического оборудования в безопасное состояние.
Для повышения пределов огнестойкости конструкций могут быть использованы ог-
незащитные покрытия и другие средства огнезащиты.
5.3.29 Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания техники, используемой
на кустовой площадке, должны быть оснащены искрогасителями.
5.4 Требования пожарной безопасности к электроснабжению, ото-
плению и вентиляции
5.4.1 Применяемое на объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений
электрооборудование должно отвечать требованиям не ниже предъявляемых ПУЭ [2].
Электрооборудование, размещаемое во взрывоопасных зонах, должно иметь необходимый
уровень взрывозащиты.
5.4.2 Электроснабжение систем безопасности (систем противопожарной
и противоаварийной защиты) и наиболее важного технологического обору-
дования (приводов и систем управления оборудованием, обеспечивающих
перевод технологического процесса в безопасное состояние и т.п.) должно
осуществляться не ниже, чем по I категории надежности по [2].
5.4.3 В качестве резервных источников электропитания допускается
применение дополнительных дизельных генераторов и аккумуляторных ба-
тарей.
Пуск аварийных дизельных генераторов должен обеспечиваться без по-
требления электроэнергии извне.
5.4.4 Мощность резервных источников электропитания должна обеспе-
чивать электроснабжение следующих систем и оборудования:
— систем, предназначенных для спасения и эвакуации людей;
— приводов вентиляции помещений со взрывоопасными зонами, где рас-
положены технологические аппараты и оборудование, прекращение вентиля-
ции которых может привести к созданию пожароопасных ситуаций и ава-
рийных условий, создающих опасность для людей;
— приводов оборудования, прекращение действия которого может при-
вести к созданию пожароопасных ситуаций и аварийных условий, создаю-
щих опасность для людей;
— приводов и систем управления оборудованием, обеспечивающих пере-
вод технологического процесса в безопасное состояние (аварийная запорная
арматура, факельные системы, дренажные системы и т.п.);
— электрических систем сигнализации о пожаре, об обнаружении взрыво-
опасных газов и/или паров, о неисправностях систем вентиляции взрывопо-
жароопасных помещений и систем поддержания избыточного давления;
— электрических систем оповещения о пожаре и/или аварии;
— систем управления и контроля насосов противопожарного водоснабже-
ния и установками пожаротушения;
— систем аварийной вентиляции и противодымной защиты.
5.4.5 Электрооборудование систем противопожарной защиты зданий,
сооружений и строений должно выполняться в соответствии с требованиями
СП 6.13130.2009.
5.4.6 Кабели, прокладываемые по территории объекта в зонах размеще-
ния технологических установок и оборудования, должны иметь не распро-
страняющую горение изоляцию. Оболочки кабелей должны быть выполнены
из материалов, стойких к воздействию продуктов, имеющихся в зоне про-
кладки кабелей.
5.4.7 Кабельные эстакады и галереи могут быть как самостоятельными,
так и на общих строительных конструкциях с технологической эстакадой.
Конструкции для прокладки и крепления кабелей должны быть выпол-
нены из негорючих материалов.
5.4.8 Не допускается совместная прокладка взаиморезервируемых кабе-
лей рабочего, аварийного освещения, а также кабелей питания и управления
в одной трубе, металлорукаве, пучке, замкнутом канале строительной конст-
рукции или на одном лотке.
5.4.9 Электроосвещение наружных установок должно иметь дистанци-
онное включение из операторной и местное — по зонам обслуживания.
5.4.10 Устройства для подключения передвижного и переносного элек-
трооборудования должны размещаться вне взрывоопасных зон. Сеть для
подключения сварочных аппаратов должна быть нормально обесточена.
5.4.11 Управление энергетическими установками (дизельгенераторами)
должно осуществляться как с центрального пункта управления объекта, так и
с пультов, расположенных в помещениях указанных установок.
5.4.12 Установку прожекторов и ламп, предназначенных для освещения
объектов, следует предусматривать на типовых железобетонных опорах и
металлических прожекторных мачтах. Указанные опоры (мачты) должны
размещаться на расстоянии не менее полуторной высоты опоры (мачты) от
технологического оборудования с горючими газами и жидкостями. Прожек-
торные мачты резервуарного парка устанавливаются на расстоянии не менее
10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих
стен.
Допускается установка светильников на высоких сооружениях и эстака-
дах технологических и электротехнических коммуникаций, расположенных
вдоль дорог и проездов.
5.4.13. Сооружения и здания на объектах обустройства нефтяных и газо-
вых месторождений должны быть оборудованы системами отопления и вен-
тиляции в соответствии с требованиями.
5.4.14. Для зданий и сооружений на объектах обустройства нефтяных и газовых ме-
сторождений должна быть предусмотрена молниезащита.
5.5 Требования пожарной безопасности к системам контроля, управле-
ния и противоаварийной защиты
5.5.1 На объектах обустройства нефтяных и газовых месторождений не-
обходимо предусматривать системы контроля, управления и противоаварий-
ной защиты технологических процессов, предназначенные для своевремен-
ного выявления возникновения возможных пожароопасных аварийных си-
туаций и предотвращения их развития.
Указанные системы должны обеспечивать приведение в действие систем
сигнализации и устройств, управляющих технологическим оборудованием,
инициировать системы отключения, взаимодействовать с другими системами
противоаварийной и противопожарной защиты (аварийная вентиляция, уста-
новки пожаротушения и пожарной сигнализации).
5.5.2 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 технологиче-
скими процессами осуществляются из централизованного диспетчерского
пункта.
При двуступенчатой структуре контроль и управление технологически-
ми процессами осуществляются со щита оператора (из операторной) с пере-
дачей основных технологических параметров на централизованный диспет-
черский пункт.
5.5.3 Системы контроля, управления и противоаварийной защиты долж-
ны 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 отклю-
ченных системах обеспечения пожаровзрывобезопасности и связанных с ни-
ми блокирующих устройств.
5.5.4 Основные и вспомогательные технологические объекты, установ-
ки, сооружения должны иметь:
— размещаемые по месту автоматические средства контроля, управления
и противоаварийной защиты в объеме, обеспечивающем функционирование
объектов без участия работников объекта;
— средства централизованного контроля и сигнализации в объеме, позво-
ляющем обеспечивать оперативный контроль основных технологических па-
раметров и исправности технологического оборудования, контрольно-
измерительных приборов и средств автоматики;
— средства регулирования и управления в объеме, позволяющем выпол-
нять оперативное управление технологическими процессами;
— автоматические средства защиты, обеспечивающие отключение от-
дельных технологических участков, блоков, аппаратов в случае возникнове-
ния пожароопасных аварийных ситуаций, а также автоматическое и дистан-
ционное управление системами противоаварийной защиты.
5.5.5 Основные и вспомогательные технологические объекты, наружные
установки, резервуары, здания и сооружения должны иметь автоматические
средства защиты, обеспечивающие автоматическое отключение отдельных
технологических участков, блоков, аппаратов в случае возникновения пожа-
роопасной аварийной ситуации или пожара.
5.5.6 Время и порядок срабатывания средств автоматической противо-
аварийной защиты должны соответствовать специально заданным програм-
мам (алгоритмам).
5.5.7 В системах управления технологическими процессами следует
предусматривать несколько уровней аварийного отключения, при иницииро-
вании которых и в зависимости от масштабов пожароопасных аварийных си-
туаций должны выполняться автоматическое отключение основного и/или
вспомогательного технологического оборудования и приводиться в действие
системы противопожарной и/или противоаварийной защиты.
Аварийное отключение должно обеспечивать перевод технологического
оборудования в безопасное состояние (отсечение технологических аппара-
тов, сброс горючих паров и газов на факельную систему, опорожнение обо-
рудования в закрытую дренажную систему).
5.5.8 Инициирование оператором каждого уровня аварийного отключе-
ния должно быть предусмотрено путем нажатия одного тумблера.
Время, необходимое для реализации системами управления технологи-
ческими процессами каждого уровня аварийного отключения после его ини-
циирования оператором, должно соответствовать требованиям проекта.
Инициирование уровней аварийного отключения должно обеспечиваться
из пунктов управления производством (из операторных), а в обоснованных
случаях — из местных пунктов управления.
5.5.9 Выбор уровней аварийного отключения следует проводить, исходя
из условий предотвращения развития пожароопасной аварийной ситуации и
ее перехода с одного технологического участка на другой. При этом в случае
отключения любого уровня должна быть обеспечена работоспособность все-
го необходимого оборудования систем жизнеобеспечения.
5.5.10 Системы контроля, управления и противоаварийной защиты тех-
нологических процессов должны предотвращать их срабатывание от случай-
ных и кратковременных сигналов о нарушении нормального ведения техно-
логических процессов, в том числе и в случае переключений на резервный
источник электроснабжения.
5.5.11 В случае прекращения электроснабжения или прекращения пода-
чи сжатого воздуха для питания систем контроля и управления системы про-
тивоаварийной защиты должны обеспечивать перевод объекта в безопасное
состояние.
Должна быть предотвращена возможность произвольных переключений
в указанных системах при восстановлении питания.
5.5.12 Аппаратура контрольно-измерительных устройств и систем про-
тивоаварийной защиты, размещаемая на технологическом оборудовании, не
должны нарушать герметичность оборудования.
5.5.13 Системы контроля, управления и противоаварийной защиты
должны сохранять свою работоспособность в условиях пожара в течение
времени, необходимого для перевода технологического оборудования в
безопасное состояние.
5.5.14 Функционирование системы противоаварийной защиты должно
быть обеспечено как в режиме предварительного оповещения, так и в режиме
останова.
5.5.15 В случае выхода параметров ведения технологического процесса
за пределы, установленные для подачи сигнала предупреждения, следует
предусматривать предварительное оповещение.
Предварительное оповещение должно обеспечиваться на тех участках
технологического процесса, где определено время для вмешательства опера-
тора с целью предотвращения развития аварийной ситуации.
5.5.16 В случае выхода параметров ведения технологического процесса
за безопасные пределы следует обеспечить включение функции остановки в
дополнение к функции оповещения.
5.5.17 Средства автоматизации, используемые по плану локализации и
ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров, должны быть выделены и
обозначены по месту их размещения в технологическом регламенте и инст-
рукциях.
5.5.18 Не допускается располагать помещения контрольно-
измерительных приборов, автоматики и управления системами противоава-
рийной защиты над и под взрывопожароопасными помещениями, вентиля-
ционными камерами, под душевыми, санузлами, помещениями с мокрым
технологическим процессом.
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.
5.5.19 Средства контроля и автоматической противоаварийной защиты
резервуарных парков должны обеспечивать выполнение следующих функ-
ций:
— автоматическое регулирование давления в газовом и паровом про-
странстве резервуаров с обеспечением дистанционной передачи и регистра-
ции показаний на щите оператора и сигнализацией в помещении операторной
верхнего и нижнего пределов рабочего давления;
— измерение, дистанционную передачу и регистрацию на щите оператора
уровня хранимого продукта с сигнализацией в помещении операторной
верхнего и нижнего предельных рабочих уровней;
— независимую сигнализацию верхнего и нижнего предельно допусти-
мых уровней хранимого в резервуарах продукта;
— измерение, дистанционную передачу и регистрацию на щите оператора
температуры хранимого в резервуарах продукта;
— автоматическое поддержание температурного поля подогревателей ре-
зервуара (в случае необходимости их установки) с дистанционной передачей
и регистрацией показаний на щите оператора и сигнализацией отклонений
этих температур от рабочих параметров;
— автоматическое включение систем защиты резервуара от повышения
давления и образования вакуума в паровом пространстве резервуаров;
— автоматическое отключение запорной арматуры на технологических
трубопроводах подачи продуктов в резервуары при достижении верхнего
предельного уровня, повышения давления или температуры в резервуарах
при достижении предельных рабочих значений этих параметров;
— автоматическое прекращение выдачи продуктов из резервуаров и за-
крытие соответствующей запорной арматуры на технологических трубопро-
водах при достижении нижнего предельного уровня продукта и снижении
давления в резервуаре до нижнего предельного значения рабочего давления.
5.5.20 Наряду со средствами автоматической противоаварийной защиты
резервуаров следует дополнительно предусматривать возможность дистан-
ционного отключения средств наполнения (опорожнения) резервуаров.
Органы дистанционного управления средств наполнения (опорожнения)
резервуаров должны размещаться за пределами обвалования (ограждающих
стен) резервуаров в доступном для обслуживания месте.
5.5.21 Исполнительные механизмы систем контроля, управления и противоаварий-
ной защиты, кроме указателей крайних положений, имеющихся непосредственно на этих
механизмах, должны иметь устройства, позволяющие выполнять индикацию крайних по-
ложений в помещении управления (операторной).
5.5.22 В случае если конструкция дистанционно и автоматически управляемой за-
порной арматуры, являющейся исполнительными механизмами систем противоаварийной
защиты, обеспечивает автоматический перевод технологического оборудования в безо-
пасное состояние при нарушении работоспособности систем управления приводом ука-
занной арматуры (падения давление в пневмо- и гидросистемах, отключение электропи-
тания электроприводов), ее дублирование допускается предусматривать ручной запорной
арматурой.
5.5.23 Надежность работы систем противоаварийной защиты техноло-
гических процессов (в том числе систем аварийного отключения, систем пре-
дотвращения переполнения резервуаров и аппаратов, систем обнаружения утечек горючих газов и паров, систем контроля давления) должна обеспечи-
ваться дублированием элементов, обеспечивающим выполнение функцио-
нального назначения систем. При этом должны быть предусмотрены средст-
ва автоматического самоконтроля исправности элементов систем, обеспечи-
вающих сигнализацию персоналу о неисправности элемента систем противо-
аварийной защиты.
5.5.24 Размещение резервных средств контроля и управления систем
противоаварийной защиты должно обеспечивать возможность управления
указанными системами работниками объекта при различных сценариях раз-
вития пожароопасных аварийных ситуаций.
5.5.25 Противоаварийная автоматическая защита топочного пространст-
ва нагревательных печей должна обеспечиваться следующими системами:
— системами регулирования заданного соотношения топлива, воздуха и
водяного пара;
— блокировками, прекращающими поступление топлива и воздуха при
снижении их давления ниже установленных параметров, а также при пре-
кращении электро- (пневмо-) снабжения контрольно-измерительных прибо-
ров и средств автоматики;
— средствами сигнализации о прекращении поступления топлива и воз-
духа при принудительной подаче в топочное пространство;
— средствами контроля за уровнем тяги и автоматического прекращения
подачи топлива в зону горения при останове дымососа или недопустимом
снижении разрежения в печи, а при компоновке печных агрегатов с котлами-
утилизаторами — системами по переводу работы агрегатов без дымососов;
— средствами автоматической подачи водяного пара в топочное про-
странство и в змеевики при прогаре труб.
5.6 Системы обнаружения утечек горючих газов и паров
5.6.1 Основным назначением системы обнаружения утечек горючих га-
зов и паров является проведение непрерывного автоматического контроля за
уровнем взрывоопасности воздушной среды в производственных помещени-
ях и рабочей зоне наружных установок с целью оповещения персонала объ-
екта о возникновении пожароопасных аварийных ситуаций и обеспечения
включения устройств, применяемых для их локализации и ликвидации.
5.6.2 Система должна обеспечивать выполнение следующих функций:
— непрерывный мониторинг всех производственных участков, где воз-
можно скопления горючих газов и паров;
— сигнализация о наличии, месте расположения и характере загазованно-
сти;
— оповещение персонала о возникшей опасности по внутренней трансля-
ционной системе или по системе аварийной сигнализации.
5.6.3 Места установки и количество сигнализаторов довзрывоопасных
концентраций определяются на этапе проектирования, исходя из требования
максимально быстрого обнаружения утечек горючих газов и паров.
5.6.4 При определении принципов работы, количества и мест размеще-
ния датчиков сигнализаторов следует учитывать следующие факторы:
— сценарии возможных пожароопасных аварийных ситуаций на техноло-
гическом участке, сопровождающихся выделением горючих газов и паров;
— условия окружающей среды и вероятные причины снижения эксплуа-
тационных характеристик датчиков;
— характер распространения газов и паров и возможные преимущества
тех или иных мест установки датчиков. Датчики системы газового анализа
следует размещать в соответствии со схемами, способствующими своевре-
менному оповещению о проникновения газов и паров в помещения (в за-
стойных зонах и рядом с впускными отверстиями воздуховодов систем ото-
пления, вентиляции и кондиционирования воздуха);
— возможные виды отказов системы, в том числе риск случайного повре-
ждения оборудования и последствия отказов, при этом должны учитываться
частоты и последствия ложных сигналов;
— возможность доступа к оборудованию для его обслуживания, а также
требуемая частота и продолжительность этих операций.
5.6.5 Датчики системы газового анализа должны располагаться в зави-
симости от условий на каждом технологическом участке и иметь уставку на
уровне не выше 20% и 50% от нижнего концентрационного предела распро-
странения пламени (НКПР).
5.6.6 Система обнаружения утечек горючих газов и паров должна обес-
печивать подачу предупреждающего светового и звукового сигналов при со-
держании горючих газов и паров в помещении не выше 20% и аварийного –
не выше 50% НКПР.
5.6.7 В производственных помещениях аварийные вентиляционные ус-
тановки должны быть сблокированы с системой обнаружения утечек горючих газов и паров для автоматического включения аварийной вентиляции при
подаче предупреждающего сигнала.
5.6.8 В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего пер-
сонала предупреждающий и аварийный сигналы должны подаваться по мес-
ту установки датчика системы газового анализа и у выхода внутри помеще-
ния. В помещениях с периодическим пребыванием персонала — у входа вне
помещения. Допускается предусматривать подачу общего звукового сигнала
на все помещения. При этом сигналы должны подаваться на пульт оператора
(местный диспетчерский пункт).
5.6.9 На открытых площадках должна быть предусмотрена предупреж-
дающая и аварийная световая и звуковая сигнализации от каждого или от
группы датчиков по месту установки датчиков в помещения управления, а
также аварийная сигнализация на пульт оператора.
5.6.10 На открытых площадках технологических установок огневого по-
догрева система обнаружения утечек горючих газов и паров дополнительно
должна выдавать управляющий сигнал для автоматического отсекания пода-
чи топливного газа при концентрации горючих веществ 50 % от НКПР и
включения защитной завесы.
5.6.11 Датчики газосигнализаторов и сигнальная аппаратура, устанавли-
ваемые во взрывоопасных зонах помещений и открытых установок, долж-
ны быть во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категориям и
группам взрывоопасных смесей.
5.6.12 Технические характеристики и условия монтажа датчиков и сиг-
нальной аппаратуры должны обеспечивать их работоспособность в возмож-
ном диапазоне температур воздушной среды при нормальной эксплуатации.
5.6.13 Для локального оперативного контроля довзрывоопасных концен-
траций углеводородных газов/паров в местах, не оснащенных стационарны-
ми датчиками, на кустовых площадках необходимо предусмотреть перенос-
ные газосигнализаторы.

6 Система противопожарной защиты
6.1 Требования к объемно-планировочным и конструктивным ре-
шениям зданий и сооружений
6.1.1 В процессе проектирования объектов требования к огнестойкости
зданий и сооружений, а также эвакуационным путям и эвакуационным вы-
ходдам должны определяться в соответствии с требованиями СП
2.13130.2009 [5] и СП 1.13130.2009 [6].
6.1.2. Здания и сооружения УПН, ЦПС, КСП и УКПГ, а также здания категории А и
Б и операторные следует проектировать I, II или III степени огнестойкости классов кон-
структивной пожарной опасности С0. Остальные здания и сооружения следует проекти-
ровать I, II, III или IV степени огнестойкости классов конструктивной пожарной опасно-
сти С0.
6.1.3 В помещениях, где по условиям технологического процесса используются лег-
ковоспламеняющиеся и горючие жидкости, полы следует выполнять негорючими и герме-
тичными. Для предотвращения растекания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей
за пределы помещений по периметру следует предусматривать бортики, а в дверных про-
емах пороги высотой не менее 0,15 м с пандусами.
6.1.4 Помещения категорий А и Б должны оснащаться наружными легкосбрасывае-
мыми ограждающими конструкциями в соответствии с СП 4.13130.2009 [1].
6.1.5 Опорные конструкции под отдельно стоящие на уровне земли ап-
параты и емкостные сооружения, содержащие легковоспламеняющиеся и го-
рючие жидкости, должны выполняться из негорючих материалов.
6.1.6 Требуемой предел огнестойкости опорных конструкций аппаратов
и емкостных сооружений со сжиженными углеводородными газами (СУГ), и
легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) , хранящимися под давлени-
ем, должен определяться расчетом для максимального проектного пожара, но
быть не менее R45.
6.1.7 Опоры и эстакады внутриплощадочных трубопроводов (ЛВЖ) и
горючих жидкостей (ГЖ), горючих газов (ГГ) и (СУГ), а также систем по-
жаротушения следует выполнять из негорючих материалов.
6.1.8 Наземную аварийную дренажную емкость, предназначенную для
слива ЛВЖ и ГЖ из установок огневого подогрева, следует ограждать обва-
лованием или ограждающей стенкой и размещать на площадке установок на
безопасном расстоянии с точки зрения теплового излучения пожара. Мини-
мальное расстояние до подземной аварийной (дренажной) емкости не регла-
ментируется при условии обеспечения толщины засыпки грунтом не менее
0,5 м. Объем аварийной емкости должен быть не менее объема нефти, нахо-
дящейся в установке огневого подогрева.
6.1.9 Территория кустовой площадки должна быть ограждена земляным валом вы-
сотой не менее 1 м с шириной бровки по верху не менее 0,5 м.
6.1.10 Для каждой скважины необходимо предусмотреть приустьевую площадку
для сбора утечек с приустьевой арматуры.
6.1.11 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, орга-
низация необходимого уклона площадки).
6.2 Системы пожарной сигнализации, оповещения и управления
эвакуацией людей при пожаре
6.2.1 Система пожарной сигнализации предназначена для автоматиче-
ского обнаружения пожара, подачи управляющих сигналов на технические
средства оповещения людей о пожаре и управление эвакуацией людей, на
приборы управления автоматическими установками пожаротушения, инже-
нерным и технологическим оборудованием.
6.2.2 Здания, сооружения и наружные установки объектов обустройства
нефтяных и газовых месторождений, подлежащие оснащению автоматиче-
скими установками пожарной сигнализации, следует определять в соответ-
ствии с требованиями
6.2.3 Выбор типов пожарных извещателей проводится в зависимости от
назначения защищаемых помещений, вида пожарной нагрузки и домини-
рующих опасных факторов пожара.
6.2.4 В помещениях, оборудованных автоматическими установками по-
жарной сигнализации (АУПС) или автоматическими установками пожароту-
шения (АУП), следует предусматривать блокирование с этими установками
систем вентиляции и воздушного отопления с целью автоматического от-
ключения их при срабатывании АУПС или АУП , а также отключения элек-
троприёмников в указанных помещениях, за исключением систем противо-
пожарной защиты, аварийного освещения и оповещения о пожаре.
6.2.5 Пожарные извещатели, предназначенные для выдачи извещения
для управления автоматическими установками пожаротушения, дымоудале-
ния, оповещения о пожаре и управления инженерным оборудованием объек-
тов должны быть устойчивы к воздействию электромагнитных помех.
6.2.6 Пожарные извещатели следует применять с учетом климатиче-
ских, механических, электромагнитных и других воздействий в местах их
размещения.
6.2.7 Автоматические установки пожарной сигнализации должны проек-
тироваться в соответствии с требованиями СП 5.13130.2009 [7].
6.2.8 Производственные, административные, складские и вспомога-
тельные здания, наружные установки, склады (парки) и сливоналивные эста-
кады объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений должны
быть оборудованы ручными пожарными извещателями для подачи сигнала о
пожаре.
6.2.9 Ручные пожарные извещатели следует устанавливать на путях эва-
куации в местах, доступных для их включения при возникновении пожара в
частности:
— для зданий категорий А, Б и В — снаружи зданий у выходов на расстоя-
нии 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 на-
личия извещателей автоматической пожарной сигнализации.
6.2.10 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.

6.3 Противопожарное водоснабжение
6.3.1 Объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений долж-
ны иметь источники противопожарного водоснабжения для тушения пожа-
ров. В качестве источников противопожарного водоснабжения могут исполь-
зоваться естественные и искусственные водоемы, а также внутренний и на-
ружный водопроводы (в том числе питьевые, хозяйственно-питьевые, хозяй-
ственные и противопожарные). Сеть объединенного водопровода должна
обеспечивать расчетный расход воды с учетом хозяйственно-питьевых нужд
и целей пожаротушения.
6.3.2 Резервуары и водоемы с запасами воды на цели наружного пожаро-
тушения и наружное противопожарное водоснабжение должны отвечать тре-
бованиям СП 8.13130.2009 [9] и настоящего свода правил.
6.3.3 В качестве источника противопожарного водоснабжения допуска-
ется использование воды из систем ППД, при этом должны быть предусмот-
рены устройства понижения давления до нормативных значений. Устройства
понижения давления воды из систем ППД должны обеспечивать возмож-
ность подачи воды как непосредственно на тушение пожара, так и в цистер-
ны пожарных автомобилей. При этом оснащение куста скважин передвижной
насосной станцией в соответствии с п. 6.3.9 не требуется.
6.3.4 Системы противопожарного водоснабжения объектов обустрой-
ства нефтяных и газовых месторождений должны обеспечивать круглосуточ-
ную возможность подачи воды с требуемым напором и расходом на цели ту-
шения пожаров и орошение конструкций.
6.3.5 Расход воды на противопожарную защиту объекта определяется на
основе установления максимального проектного пожара и должен обеспе-
чить тушение указанного пожара и защиту оборудования стационарными
установками и передвижной пожарной техникой.
6.3.6 Величина свободного напора в сети противопожарного водоснаб-
жения при пожаре должна определяться в зависимости от вида, назначения и
технических характеристик применяемых противопожарных установок (без
использования передвижных пожарных насосов).
6.3.7 На кустах скважин в качестве источников противопожарного во-
доснабжения для тушения пожаров могут использоваться естественные и ис-
кусственные водоемы или обогреваемый блок водяных емкостей объемом не
менее 200 м3.
6.3.8 На период строительства скважин куста система водоснабжения
буровых установок (БУ) должна включать утепленный водопровод, оборудо-
ванный 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.
6.3.9 Организация водоснабжения куста эксплуатационных скважин в
аварийных ситуациях должна предусматривать наличие на месторождении
комплекта сборно-разборного трубопровода с передвижной насосной стан-
цией. Схема аварийного водоснабжения куста утверждается главным инже-
нером добывающего предприятия.
6.4 Системы пожаротушения и водяного орошения
6.4.1 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.
6.4.2 Для предотвращения увеличения масштаба аварии при пожаре на
объекте технологические установки, аппараты и оборудование должны быть
защищены от теплового излучения установками водяного орошения (пожар-
ными лафетными стволами, стационарными установками водяного ороше-
ния).
6.4.3 Для систем и установок пожаротушения должны быть определены
интенсивность подачи средств тушения, огнетушащие концентрации газовых
огнетушащих веществ, расходные характеристики и время тушения.
Для систем водяного орошения должны быть определены интенсивность
орошения поверхности защищаемого оборудования, интенсивность подачи
воды на охлаждение оборудования.
6.4.4 Здания, помещения и сооружения объектов обустройства нефтяных
и газовых месторождений, подлежащие оборудованию АУП следует опреде-
лять в соответствии с требованиями
6.4.5 АУП должны проектироваться в соответствии с требованиями
6.4.6 На объектах хранения нефти и нефтепродуктов и газового конден-
сата следует предусматривать системы пенного пожаротушения.
6.4.7 Для наземных резервуаров нефти и нефтепродуктов и газового
конденсата объемом 5000 м3
и более следует предусматривать системы автоматического пожаротушения.
6.4.8 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 мобиль-
ными средствами пожаротушения при условии оборудования резервуаров
стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами
(с соединительными головками для присоединения пожарной техники и за-
глушками), выведенными за обвалование.
6.4.9 Для резервуаров объемом менее 5000 м3 допускается предусмат-
ривать 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.
6.4.10 Наземные резервуары объемом 5000 м3 и более должны быть обо-
рудованы стационарными установками водяного орошения.
Для резервуаров с теплоизоляцией из негорючих материалов допускает-
ся не присоединять стационарную установку водяного орошения к противо-
пожарному водопроводу, при этом сухие трубопроводы ее должны быть вы-
ведены за пределы обвалования и оборудованы соединительными головками
и заглушками.
Подача воды на охлаждение наземных резервуаров объемом менее 5000 м3
предусматривается мобильными средствами пожаротушения.
6.4.11 На объектах хранения нефти и нефтепродуктов и газового кон-
денсата с резервуарами объемом менее 5000 м3
допускается не устраивать
противопожарный водопровод, а предусматривать подачу воды на орошение
и тушение пожара мобильными средствами пожаротушения из противопо-
жарных емкостей (резервуаров) или открытых искусственных и естествен-
ных водоемов.
6.4.12 За расчетный расход воды при пожаре на объектах хранения неф-
ти и нефтепродуктов и газового конденсата следует принимать один из наи-
больших расходов:
— на пожаротушение и охлаждение резервуаров (исходя из наибольшего
расхода при пожаре одного резервуара);
— на пожаротушение и охлаждение железнодорожных цистерн, сливона-
ливных устройств и эстакад или на пожаротушение сливоналивных устройств для автомобильных цистерн;
— наибольший суммарный расход на наружное и внутреннее пожароту-
шение одного из зданий объекта.
6.4.13 Расходы огнетушащих средств следует определять, исходя из ин-
тенсивности их подачи на 1 м2
расчетной площади тушения нефти и нефте-
продуктов. Расчетную площадь тушения следует принимать равной:
— в наземных вертикальных резервуарах со стационарной крышей, ре-
зервуарах с понтоном — площади горизонтального сечения резервуара, резер-
вуарах 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 од-
ной площадке группой общей вместимостью до 4000 м3
— площади в преде-
лах обвалования этой группы, но не более 300 м2;
— для сливоналивных 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 внутрен-
нее пожаротушение) — площади пола наибольшего складского помещения;
— на внутреннее пожаротушение продуктовых насосных и канализаци-
онных насосных станций, разливочных, расфасовочных и других производ-
ственных зданий — площади пола наибольшего помещения, в котором име-
ются нефть и нефтепродукты.
6.4.14 Расчетные расходы раствора пенообразователя, а также воды и
пенообразователя на тушение пожара следует определять исходя из интен-
сивности подачи раствора пенообразователя, принимаемой по техническим
условиям изготовителя на 1 м2
расчетной площади тушения, и рабочей кон-
центрации пенообразователя.
6.4.15 Расчетное время тушения пожара для систем автоматического
пенного пожаротушения — 10 мин, для передвижной пожарной техники — 15
мин.
6.4.16 Расчетный расход пенообразователя и воды на приготовление его
раствора (расход раствора на один пожар) рассчитывается исходя из того ко-
личества раствора пенообразователя, которое необходимо на расчетное время
тушения при максимальной производительности принятых к установке пено-
генераторов.
6.4.17 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).
6.4.18 На резервуаре должно быть не менее двух пеногенераторов.
Пеногенераторы должны быть установлены равномерно по периметру ре-
зервуара.
6.4.19 Инерционность стационарных установок пожаротушения не
должна превышать трех минут.
6.4.20 Пожарные лафетные стволы устанавливаются для защиты:
наружных взрыво- и пожароопасных установок (для защиты аппаратуры
и оборудования, содержащих горючие газы, легковоспламеняющиеся и го-
рючие 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.
6.4.21 Лафетные стволы устанавливают со стационарным подключением
к водопроводной сети высокого давления. В случаях, если водопровод не
обеспечивает необходимого напора и расхода воды, необходимых для одно-
временной работы двух стволов, то они должны быть оборудованы устройст-
вами для подключения передвижных пожарных насосов. Лафетные стволы
следует устанавливать с насадкой диаметром не менее 28 мм. Напор у насад-
ки должен быть не менее 0,4 МПа.
6.4.22 Число и расположение лафетных стволов для защиты оборудова-
ния, расположенного на наружной установке, определяют графически, исхо-
дя из условий орошения защищаемого оборудования не менее чем одной
компактной струей.
6.4.23 Общий расход воды на орошение лафетными стволами железно-
дорожных цистерн, сливоналивных устройств на эстакадах следует прини-
мать из расчета одновременной работы двух лафетных стволов, но не менее
40 л/с. Число и расположение лафетных стволов следует определять из
условия орошения железнодорожных цистерн и каждой точки эстакады не
менее чем двумя компактными струями.
6.4.24 Защиту колонных аппаратов на высоту до 30 м следует осуществ-
лять лафетными стволами. При высоте колонных аппаратов более 30 м их
защиту следует осуществлять комбинированно: до высоты 30 м — лафетны-
ми стволами, выше 30 м — стационарными установками орошения.
6.4.25 Интенсивности подачи воды на орошение резервуаров следует
принимать в соответствии с таблицей 3. Общий расход воды определяется как сумма расходов на охлаждение горящего резервуара и охлаждение со-
седних с ним в группе.
6.4.26 Расчетную продолжительность охлаждения резервуаров (горяще-
го 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.
6.4.27 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 оро-
шения одного горящего и смежных с ним резервуаров в группе.
6.4.28 Здания и сооружения объектов обустройства нефтяных и газовых
месторождений должны быть обеспечены первичными средствами пожаро-
тушения. Определение необходимого количества первичных средств пожа-
ротушения и их размещение следует проводить в соответствии с требования-
ми ППБ 01-03[10].
7. Организационно-технические мероприятия
7.1. К организационно-техническим мероприятиям, которые должны
быть выполнены на объектах обустройства нефтяных и газовых месторож-
дений, относятся:
-организация пожарной охраны объектов и ее взаимодействия с терри-
ториальными подразделениями Государственной противопожарной службы
(ГПС) при тушении пожаров;
— организация эксплуатации и надзора за системами противопожарной
защиты;
— организация обучения персонала правилам пожарной безопасности;
— организация надзора за соблюдением норм и правил пожарной безо-
пасности;
— разработка инструкций по обеспечению пожарной безопасности и дру-
гих документов о порядке работы с пожаровзрывоопасными веществами и
материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей
при возникновении пожара и т.п.;
— определение порядка эвакуации людей, транспорта, спецтехники с кус-
товой площадки при возникновении крупных пожароопасных аварийных си-
туаций (газонефтепроявления, открытые фонтаны и т.п.). Данный порядок
должен быть предусмотрен планами ликвидации аварий и планом пожаро-
тушения.
7.2. В соответствии с Федеральным законом от 21 декабря 1994 г. №69-
ФЗ «О пожарной безопасности», вид пожарной охраны должен определить
собственник объекта.
Личный состав пожарной охраны может включать в себя работников
ГПС, ведомственной пожарной охраны или специально подготовленный пер-
сонал объекта, который в случае возникновения пожара выполняет опреде-
ленные функции, направленные на ликвидацию возгорания и пожара. Ука-
занный персонал должен пройти соответствующее обучение в специализиро-
ванной организации, имеющей аккредитацию на право осуществления дан-
ного вида деятельности.
7.3. В соответствии с Федеральным законом № 69-ФЗ «О пожарной
безопасности» для каждого объекта должен быть разработан план тушения
пожара.
7.4. План тушения пожара должен отражать организацию, связь, инфор-
мирование и реагирование при различных размерах и условиях возникнове-
ния пожара и включать:
— описания сигналов, схем, порядка оповещения;
— распределение обязанностей между руководителями, координаторами,
членами пожарных подразделений и соответствующие должностные инст-
рукции;
— перечень намеченных к применению сил и средств;
— инструкцию по оценке обстановки, уровню реагирования и выбору ва-
риантов действий;
— описания средств связи и коммуникаций и другую необходимую ин-
формацию.
7.5. В указанном плане особо должны быть отмечены действия руково-
дства объекта и соответствующих служб в случае, если пожар или авария
приобретает катастрофический характер, а имеющихся в наличие штатных
сил и средств недостаточно. В этом случае должны быть предусмотрены ме-
ры по эвакуации персонала, что является приоритетным по отношению к за-
даче тушения пожара.
7.6. Допускается разрабатывать совмещенный план ликвидации аварии и
пожаротушения.

________________________________________

Вопросы которыми занимается институт «УНИПИнефть»:
1. ОБЩИЕ
Ø Нефтяная и газовая промышленность Российской Федерации.
Ø Геология нефти и газа
Ø Бурение скважин
Ø Добыча нефти
2. ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ø Проектные документы при разработке нефтяных месторождений
Ø Проект разработки
Ø Проект обустройства
Ø Стадии разработки нефтяных месторождений
3. СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Ø Состав и свойства нефти
Ø Состав и свойства нефтяного газа
Ø Пластовые воды
Ø Нефтяные эмульсии
. СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Ø Разновидности герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей

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

Ø Унифицированная технологическая схема комплекса сбора и подготовки

5. УЧЕТ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Ø Методы измерения продукции скважин

Ø Спутник — А.

Ø Спутник – В

Ø Спутник-Б

Ø Мультифазные расходомеры

6. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Ø Классификация трубопроводов

Ø Методы снижения пульсации давлений при транспорте нефтегазовых смесей

Ø Методы борьбы с отложениями парафина

Ø Методы борьбы с отложениями солей

Ø Коррозия трубопроводов

Ø Методы борьбы с газовыми гидратами

7. СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА

Ø Классификация сепараторов

Ø Конструкция и работа сепараторов

Ø Основные виды сепарационных установок

Ø Сепараторы для природного газа

8. ПРОЦЕССЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Ø Классификация методов разрушения эмульсий и обессоливания нефти

Ø Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий.

Ø Установки для подготовки нефти

Ø Блочные автоматизированные деэмульсаторы

Ø Блочные автоматизированные нагреватели

Ø Отстойники

Ø Электродегидраторы.

9. ПРОЦЕССЫ ПОДГОТОВКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Ø Низкотемпературная сепарация

Ø Осушка газа на абсорбционных установках

Ø Осушка и выделение конденсата на адсорбционных установках

Ø Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

10. УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СИСТЕМЕ ЗАВОДНЕНИЯ

Ø Технология очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод

Ø Установки подготовки пресных вод

11. УЧЕТ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

Ø Нормы качества товарной нефти и газа

Ø Измерение количества и качества товарной нефти в резервуарах

Ø Автоматизированное измерение количества и качества товарной нефти

Ø Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах

12. УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Ø Топливное назначение

Ø Получение электроэнергии

Ø Сжижение природного газа

Ø Закачка газа в пласт

13. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Ø Характеристика загрязнителей

Ø Мероприятия по защите атмосферы

Ø Мероприятия по защите пластовых и поверхностных вод

Ø Мероприятия по защите почвы и недр

Ø Охрана окружающей среды при разработке морских нефтегазовых месторождений

_____________________________________________________________________

Обустройство мелких месторождений нефти и газа
«Мелкие и трудноизвлекаемые месторождения нефти и газа – поиски, разведка, освоение» 2005 г .
Слайд 1. Необходимость ввода мелких месторождений нефти и газа
В 2004 году российские нефтегазовые компании добыли около 500 млн. тонн углеводородов, при этом прирост их запасов составил только 300 млн. тонн. Это говорит о том, что вырабатываются лучшие запасы нефти и газа опережающими темпами, их убыль не компенсируется приростом новых. Для восполнения запасов, обеспечения их воспроизводства на перспективу и поддержания необходимого уровня добычи необходимо вводить новые месторождения углеводородов, стимулировать добычу из трудноизвлекаемых залежей, всемерно повышать нефтеотдачу пластов. Нераспределенный фонд месторождений включает около 10% запасов нефти и около 20% запасов газа, которые приходятся в основном на мелкие и мельчайшие месторождения.
В Северо-Западном федеральном округе прирост запасов компенсирует добычу приблизительно на 80%, что лучше, чем в среднем по стране, но в целом недостаточно.

Слайд 2. 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.
Слайд 3. Цель комплексного обустройства мелких месторождений

Цель комплексного обустройства мелких месторождений — в максимально сжатые сроки подготовить месторождение к разработке и обеспечить его рациональную эксплуатацию на основе современных технологий и оборудования.

Слайд 4. Трудности промышленного обустройства мелких месторождений нефти и газа
Существуют объективные трудности промышленного обустройства мелких месторождений нефти и газа, основными из которых являются:

• 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 СЗФО, как и в целом по всей стране 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.

Эти факторы усложняют процесс добычи, подготовки и транспортировки нефти и газа. Решение задачи 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.

• слабое развитие непромышленной инфраструктуры;

• необходимость создания в удаленных центрах специальных организаций по строительству, обустройству и эксплуатации промыслов, укомплектованных квалифицированными специалистами, рабочими кадрами и специальной техникой

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.

Слайд 5. Факторы эффективности комплексного освоения мелких месторождений

Эффективность комплексного освоения малых месторождений нефти и газа зависят от следующих факторов:

• 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.

Слайд 6. Причины создания мощностей по переработке нефти и газа
В настоящее время усилилось внимание промышленников и бизнесменов к технологиям, позволяющим осуществить производство моторных топлив непосредственно в нефтегазодобывающих регионах. Это объясняется целым рядом причин:

во-первых, значительной удаленностью нефтегазодобывающих регионов от нефтеперерабатывающих заводов и соответственно, большими затратами на перевозку моторных топлив в удаленные районы;

во-вторых, появлением большого количества собственников малых месторождений, добывающих относительно небольшие объемы углеводородов и заинтересованных в собственном производстве моторных топлив;

в-третьих, у большинства регионов сегодня отсутствуют средства для строительства крупных промышленных предприятий. Для развития регионов, решения проблем занятости и более эффективного использования ресурсов малых месторождений необходимо создавать вполне посильную для них переработку углеводородов на местах.

Поскольку сейчас готовятся законы об ужесточении требований к качеству сдаваемой нефти в магистральный трубопровод, то ее переработка на месте добычи может быть вынужденной мерой для многих месторождений и не только мелких. Разгонка вязких нефтей часто просто необходима, как стадия подготовки нефти.

Слайд 7. Положительные факторы строительства мини-НПЗ

При решении вопроса о целесообразности строительства мини-завода в каждом конкретном регионе, наряду с экономической эффективностью и потребностями регионального рынка необходимо учесть весь комплекс положительных факторов возникающих в результате этого строительства:

• уменьшение энергетической зависимости региона от поставок нефтепродуктов из других областей;

• уменьшение вывоза капитала за территорию региона в счет оплаты закупок моторных топлив;

• создание дополнительных рабочих мест;

• решение вопросов утилизации ряда неиспользовавшихся ранее видов сырья.

Малотоннажные нефтеперерабатывающие заводы (МНПЗ) – новое направление в решении проблем обеспечения потребности регионов в топливе. На таких установках в зависимости от состава исходного сырья можно получить бензин, дизельное топливо и топочный мазут. В качестве технологического топлива для установки могут быть использованы как газы дегазации нефти, так и жидкие продукты ее переработки.

Слайд 8. Принципы конструирования установок

При создании установок в основу были положены следующие принципы:

• гибкость технологических параметров;

• минимизация энергопотребления;

• модульность конструкции;

• полная автоматизация и простота в управлении и обслуживании;

• автономность работы установки;

• минимум монтажных работ;

• безопасность эксплуатации

Установки собираются на подготовленной площадке из транспортных единиц-блоков, укомплектованных соответствующим оборудованием. Все оборудование поставляется в блочно-комплектном исполнении в максимальной заводской готовности, укомплектованное запорно-регулирующей арматурой и полевыми КИП (контрольно-измерительными приборами). Установки строятся по блочно-модульному принципу, что упрощает изготовление, транспортировку, монтаж, ремонт, переналадку установок. Установки рассчитаны на эксплуатацию в широком диапазоне климатических условий.

Установки комплектуются электростанцией, работающей на одном из видов продуктов получаемых при переработке сырья, что делает их полностью автономными.

Установки полностью автоматизированы. Система АСУ ТП включает в себя как дистанционное, так и автоматическое управление по индивидуальному пожеланию Заказчика. Установки отвечают современным природоохранным требованиям, что обеспечивает соблюдение необходимых требований техники безопасности, пожарной безопасности, экологии и рационального использования сырья.

Одно из главнейших преимуществ установок состоит в том, что их можно развернуть как можно ближе к месту запасов сырья (нефтебазы, месторождения). В случае расположения установок рядом с сырьевым складом значительно уменьшаются затраты на вспомогательную инфраструктуру.
Для каждого месторождения индивидуально подбирается комплектация оборудования по обустройству, которая позволяет недропользователю в кратчайшие сроки приступить к эксплуатации месторождения в соответствии с проектом разработки.

Успешность проекта обустройства и освоения месторождений зависит от структуры предприятия и рациональной системы взаимодействия предприятий-партнеров. Здесь нужен поиск экономически выгодных схем организации добывающе-перерабатывающих комплексов. Рассмотрим несколько возможных вариантов.
Слайд 9. Схема добычи и переработки нефти в рамках одной производственной структуры
Один из методов взаимодействия представлен на схеме.

В рамках одного добывающего предприятия создается промышленная инфраструктура для добычи сырья, мини-НПЗ по его переработке. Добытое сырье (частично или полностью) поступает по внутреннему транспорту на переработку, полученные нефтепродукты поступают на реализацию.
При совмещении добычи и переработки в единой структуре, предприятие имеет единую инфраструктуру и единое управление. Эта схема возможна в том случае, когда предприятие имеет стабильный и достаточный для загрузки перерабатывающих мощностей уровень добычи углеводородного сырья, имеется отлаженная сбытовая структура.
Слайд 10 . Схема взаимодействия добывающих предприятий и НПЗ
2 вариант. Добывающее предприятие и мини-НПЗ являются отдельными хозяйственными субъектами. Здесь мини-НПЗ может быть создано в расчете на переработку сырья нескольких близлежащих месторождений. Углеводородное сырье частично или полностью продается на переработку, либо передаются добывающим предприятием на мини-НПЗ в виде давальческого сырья. При данной схеме предприятия имеют свою инфраструктуру, при транспортировке сырья и готовой продукции взаимодействуют с предприятиями АК «Транснефть», добывающие компании и перерабатывающее предприятие имеют свою сбытовую сеть или трейдерскую компанию.

Производственный опыт последних лет показывает, что взаимодействие, как между поставщиками и потребителями сырья, так и готовой продукции, осуществляется через торговые дома или трейдерские компании. Малые предприятия испытывают трудности при сдаче углеводородного сырья в магистральный транспорт, что ведет к дополнительным издержкам производства. Государственно-частные трейдерские компании могут представлять интересы нескольких недропользователей, решать проблемы транспортировки и поставки нефти до НПЗ, заниматься реализацией нефтепродуктов.
Слайд 11. Схема взаимодействия владельца лицензий с предприятиями по освоению месторождения нефти и газа

В данной схеме владелец лицензии сам заключает прямые договоры с участниками проекта и непосредственно занимается всеми вопросами.

Владелец лицензии поручает компании-оператору в соответствии с техническим заданием выполнить комплекс работ по обустройству месторождения. Компания-оператор разрабатывает проект обустройства, заказывает нужное оборудование заводам-изготовителям, осуществляет монтаж оборудования и пуско-наладочные работы, сдает заказчику объекты промышленной инфраструктуры «под ключ». После сдачи объектов «под ключ» осуществляет сервисное обслуживание.
Добывающее предприятие приступает к эксплуатации месторождения, углеводородное сырье через систему «Транснефти» направляется на перерабатывающее предприятие. Владелец лицензии заключает договоры на транспортировку с АО «Транснефть», на переработку продукции с НПЗ, на реализацию сырья и готовой продукции с государственно-частной трейдерской компанией.
Слайд 12. Схема взаимодействия предприятий и НПЗ через оператора
Владелец лицензии может заключить договор с компанией-оператором по обустройству и эксплуатации месторождения, тем самым перепоручить заключение договоров и их исполнение оператору. Расчеты между участниками ведутся через государственно-частную трейдерскую компанию.
Слайд 13. Лизинговое финансирование проектов обустройства месторождений

Для осуществления комплексного обустройства месторождения в максимально сжатые сроки требуется надежное финансирование. Как правило, владельцы лицензий испытывают недостаток средств, что ведет к сокращению объемов работ по обустройству и затягиванию этого процесса на годы. «УНИПИнефть» внедряет в действие лизинговую схему финансирования обустройства малых месторождений. Схема разработана при участии одной из ведущих лизинговых компаний и позволяет снизить первоначальные затраты заказчика на освоение. При существующей схеме достаточно не более 20-30% от необходимой суммы. Выплата лизинговых платежей начинается только после пуска объекта в эксплуатацию.
• способствует восполнению минерально-сырьевой базы и поддержанию уровня добычи нефти;

• позволяет решить региональные проблемы энерго- и нефтепродуктообеспечения (особенно мало освоенных территорий), тарифной политики и структуры топливно-энергетического баланса региона;

• улучшает социально-экономические условия региона за счет организации предприятий по добыче углеводородного сырья и его переработке, а также сервисных и вспомогательных производств, предприятий непромышленной инфраструктуры, создания дополнительных рабочих мест и пополнения федерального и местных бюджетов
Выводы и предложения
Поскольку доля мелких и мельчайших месторождения в структуре запасов нефти и газа СЗФО возрастает, а в структуре нераспределенного фонда – преобладает, то актуальной проблемой является разработка стратегии их освоения. Переработка углеводородного сырья малых газовых месторождений Северо-Западного Федерального округа позволит получить ощутимый эффект в социально-экономическом развитии региона.

Значимость этой продукции для экономики региона может быть оценена при сопоставлении годовых объемов производства продуктов переработки нефти и газа перспективных месторождений и установившихся уровней потребления топливно-энергетических ресурсов.

Наличие специального оборудования, эффективная организация строительно-монтажных работ и финансирования по обустройству позволяет в максимально сжатые сроки подготовить месторождение к разработке и обеспечить его рациональную эксплуатацию.

Комплексное освоение малых месторождений в столь обширном регионе способно обеспечить создание вполне ощутимого резерва пополнения энергетической базы развития малой энергетики и малой нефтехимии. Кроме того, продукты переработки могут быть использованы и как сырьевая основа для развития многопрофильных предприятий (производство тепловой и энергетической энергии, выработка горюче-смазочных материалов, нефтебитумов, материалов для дорожного строительства и др.)

Для успешного вовлечения запасов рассматриваемых месторождений в экономику СЗФО должны быть полностью учтены все проблемы комплексного освоения малых неразрабатываемых нефтяных и газовых месторождений — от обоснования перспективных объектов и технологий освоения до выбора схем реализации продукции.

В итоге должны быть конкретизированы возможные варианты и рациональные схемы разработки, переработки и использования запасов малых не разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, составлены бизнес-планы, технико-экономические обоснования и технологические схемы комплексного освоения этих месторождений с учетом приоритетов топливо- и энергообеспечения местных социальной и промышленной сфер, оценены социально-экономические эффекты и создан эффективный организационно-экономический механизм функционирования предприятий по их комплексному освоению. «УНИПИнефть» на основе опыта, накопленного в данном направлении, готово предложить разнообразные технические, технологические и финансовые решения (в т.ч. лизинг) для комплексного освоения малых месторождений, находящиеся на территории Северо-Западного Федерального округа.

Создание добывающе-перерабатывающих комплексов позволит наиболее рационально разрабатывать мелкие месторождения нефти и газа, получать нефтепродукты и полезные попутные компоненты, решая при этом экологические и социальные задачи. Создание в центрах нефте- и газодобычи мощностей по переработке позволит снять проблему обеспечения ГСМ на местном уровне. Экономические показатели применения таких установок привлекательны как для частных инвесторов, так и для государственных структур. Создание добывающе-перерабатывающих комплексов позволяет решить социальные и экологические проблемы.