Досье на проект

Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от "___" _________ 2017 г. N ____

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
"Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа"

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности подземных хранилищ газа" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации от 29 декабря 2004 г. N190-ФЗ, Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах", "Федеральным законом от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ "О газоснабжении в Российской Федерации", Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 и другими федеральными законами, нормативными правовыми актами Российской Федерации, нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности, безопасного пользования недрами.

2. Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа, на которых получаются, используются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества, в том числе способные образовывать паро- и газовоздушные взрывопожароопасные смеси.

3. Требования настоящих Правил относятся к ОПО ПХГ, предназначенным для хранения газа горючего природного в соляных кавернах, пористых водоносных и истощенных пластах (одного или нескольких) газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

4. Правила предназначены для применения:

при разработке технологических процессов, связанных с проектированием, строительством, реконструкцией ОПО ПХГ;

при эксплуатации, техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации и ликвидации ОПО ПХГ;

при проведении экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение, консервацию, ликвидацию ОПО ПХГ;

при проведении экспертизы промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений, деклараций промышленной безопасности ОПО ПХГ;

при проведении каких-либо работ или размещении зданий, строений, сооружений и иных объектов органами государственной власти и местного самоуправления, другими предприятиями, организациями и гражданами, производящими работы или какие-либо действия в районе эксплуатации ОПО ПХГ.

5. Для площадочных сооружений ОПО ПХГ, включая площадки хранения нефтепродуктов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, необходимо выполнять требования к обеспечению взрывобезопасности согласно подпунктов 3.1-3.3, 10.4 и 10.5 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 марта 2013 г. N 96.

Для технических устройств и сооружений ОПО ПХГ, при использовании в технологическом процессе токсичных, высокотоксичных и представляющих опасность для окружающей среды химически опасных веществ в соответствии с подпунктами д, е, ж приложения N 1 к Федеральному закону N 116-ФЗ, в количестве установленном в соответствии с таблицами 1 и 2 приложения N 2 к Федеральному закону N 116-ФЗ необходимо выполнять требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности химически опасных производственных объектов", утверждённых приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21 ноября 2013 г. N 559.

6. Если федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности установлены иные требования, чем предусмотрены настоящими Правилами, то для ОПО ПХГ применяются нормы настоящих Правил.

7. ОПО ПХГ включает в себя в соответствии с проектными решениями:

на стадии строительства - скважины различного назначения (эксплуатационные, специальные), подземные выработки, водорассольный комплекс (водозаборы, насосные станции для воды и рассола, водо- и рассолопроводы и т.д.), производственные здания, сооружения, инженерные коммуникации;

на стадии эксплуатации - скважины различного назначения (эксплуатационные, специальные), наземный технологический комплекс (компрессорная станция, установки очистки, осушки, подогрева и охлаждения газа, узел замера расхода газа, установки подготовки газа к транспорту, газовые шлейфы и т.д.), производственные здания, инженерные коммуникации и скважины.

8. Пожарная безопасность ОПО ПХГ обеспечивается в соответствии с требованиями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 1, ст. 5; 2013, N 27, ст. 3477) и постановлением Правительства Российской федерации от 25 апреля 2012 г. N 390 "О противопожарном режиме" (Собрание законодательства Российской Федерации, 07.05.2012, N 19, ст. 2415).

II. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОПО ПХГ

9. Проектирование объектов ОПО ПХГ ведется в соответствии с законодательством Российской Федерации в области градостроительной деятельности и недропользования.

10. Для создания и эксплуатации ОПО ПХГ разрабатывается технологический проект, включающий в себя стадии ОПЭ и промышленной эксплуатации, содержащий исходные данные для разработки проекта обустройства ОПО ПХГ.

11. Технологический проект разрабатывается и утверждается в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 10, ст. 1100; 2011, N 32, ст. 4846).

12. Технологический проект должен соответствовать Требованиям к структуре и оформлению проектной документации на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, утвержденным приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 27 октября 2010 г. N 464 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 ноября 2010 г., регистрационный N 19019; Российская газета, 2010, N 271).

13. В технологическом проекте следует предусматривать объектный мониторинг, необходимый для осуществления системы контроля этапов строительства и эксплуатации. Объектный мониторинг также должен содержать мероприятия по контролю герметичности объекта хранения в процессе строительства и эксплуатации ПХГ.

14. Проектной документацией для газоперекачивающих агрегатов насосных и компрессорных станций должны быть предусмотрены технические решения, учитывающие компенсацию температурных, динамических и вибрационных нагрузок.

15. Применяемые на площадочных сооружениях ОПО ПХГ средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное (по причине коррозии) функционирование ОПО ПХГ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией/документацией.

16. Оборудование и трубопроводная арматура, устанавливаемая без укрытия (на открытом воздухе), должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ОПО ПХГ в соответствующем климатическом районе их применения.

17. Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов и системы контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния в соответствии с технологическим регламентом их эксплуатации и технического обслуживания.

18. Для контроля загазованности воздушной среды в производственных помещениях должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему управления технологическим процессом и противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрировать приборы с автоматической записью и должны быть задокументированы.

19. Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств анализаторов необходимо определять в проектной документации с учетом требований нормативных технических документов по размещению датчиков контроля загазованности.

20. Все закрытые помещения, где возможно выделение в воздух взрывоопасных веществ должны иметь систему приточно-вытяжной вентиляции с естественным или механическим побуждением. Интенсивность воздухообмена определяется проектной документацией.

21. Проектной документацией должна быть предусмотрена защита оборудования и трубопроводов площадочных сооружений от избыточного давления, в том числе при гидроударе.

22. Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу насосных станций при давлении, поддерживаемом в установленных для нее пределах. Системы регулирования и защиты от превышения давления должны вести постоянный контроль давления на выходе насосных станций и предотвращать превышение регламентированного значения выходного давления.

23. Применяемые оборудование, трубы, арматура, фланцевые соединения и фасонные детали на всасывающих и нагнетательных линиях компрессорных станций ОПО ПХГ должны обеспечивать их безопасную эксплуатацию при максимальном расчетном давлении нагнетания.

24. Проектной документацией необходимо предусмотреть возможность отключения каждого газоперекачивающего агрегата компрессорной станции ОПО ПХГ с помощью запорной арматуры с дистанционно управляемым приводом.

25. Оборудование ОПО ПХГ должны иметь системы безопасного сброса газа с предохранительных клапанов, дренажных и продувочных линий. Не допускается объединять между собой системы продувочных, сбросных линий и линий сброса газа с предохранительных клапанов.

26. Необходимость установки сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса следует обосновывать в проектной документации.

27. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.

28. На компрессорных станциях ОПО ПХГ следует предусматривать возможность продувки газопроводов и оборудования инертным газом (паром).

29. Компрессорная станция ОПО ПХГ должна быть оборудована системой (устройствами) улавливания жидкости и механических примесей.

30. Проектной документацией должно быть предусмотрено обеспечение защиты зданий, конструкций и наружных установок площадочных сооружений ОПО МТ от проявлений атмосферного электричества (молниезащита).

31. Молниезащита крановых площадок и площадочных сооружений с наземным оборудованием, не оснащенным дыхательной арматурой или устройствами безопасного сброса газа, может быть обеспечена присоединением к контуру заземления.

32. При выборе электрооборудования во взрывозащищенном исполнении следует руководствоваться классификацией взрывоопасных зон. Классы и размеры взрывоопасных зон следует определять и указывать в проектной документации.

33. Планировка насосных станций и резервуарных парков, размещение оборудования и прокладка трубопроводов должны обеспечивать локализацию, сбор и удаление утечек опасных веществ.

34. В составе проектной документации на строительство и реконструкцию ОПО ПХГ предусматривается составление технологических схем и масштабных сводных планов инженерных сетей с привязкой к реперам.

35. При проектировании ОПО ПХГ необходимо предусматривать ежесуточные замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа, а также индивидуальные замеры по каждой скважине.

Требования промышленной безопасности к проектированию скважин ОПО ПХГ

36. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения флюидоотдачи пластов;

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины;

получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраны окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины.

37. Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

38. Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать:

подвеску с расчетным натяжением промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины;

испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

39. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

40. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн, устанавливается в рабочем проекте и выбирается исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

41. Подвесное и герметизирующее устройство потайной колонны (хвостовика) должно устанавливаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 250 м для газовых скважин.

42. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом:

максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью;

снижения гидростатического уровня в процессе освоения;

нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления ствола скважины;

осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях производства буровых работ и эксплуатации скважины.

43. Прочность кондукторов и технических колонн, а также оборудования устья скважины, должна подтверждаться расчетом предельного объема поступившего в скважину флюида, при котором возможно глушение проявления без превышения допустимых давлений для каждого вскрытого скважиной необсаженного пласта.

44. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;

устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

45. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

46. При строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и ремонте скважин, связанных с переоборудованием устья скважин, низ колонной головки должен быть расположен не ниже 300 мм от уровня земной поверхности (шахты), для обеспечения свободного доступа к замерным узлам межколонных пространств.

47. При проектировании ОПО ПХГ необходимо предусматривать ежесуточные замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа, а также индивидуальные замеры по каждой скважине.

48. Скважины ОПО ПХГ, должны закладываться за пределами границ зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения, охранных зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

III. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К БУРЕНИЮ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ПХГ И УСТАНОВКЕ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

49. Основным документом на производство буровых работ на ОПО ПХГ является рабочий проект, разработанный в соответствии с требованиями настоящих Правил, других нормативных правовых актов, регламентирующих порядок проектирования.

50. Рабочий проект производства буровых работ индивидуальный или групповой (далее - рабочий проект) разрабатывается:

на бурение отдельной скважины;

на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном ПХГ, площади.

51. Разработка рабочего проекта на бурение группы скважин осуществляется при общности следующих факторов:

назначения скважин;

проектных глубин по стволу скважин;

конструкции скважин - одинаковые диаметры обсадных колонн и их количество (без учета направлений). Отклонение глубин спуска обсадных колонн от указанных в рабочем проекте по вертикали не должно превышать 400 м;

плотности бурового раствора, отличающейся от предусмотренной в рабочем проекте в пределах +/- 0,3 г/см?;

горно-геологических условий проводки;

условий природопользования.

52. Разрешается включение скважин, имеющих отклонение по рабочему проекту на бурение группы скважин по вертикальной глубине 400 м между наиболее и наименее глубокой скважиной, при этом отличие по длине ствола между наиболее и наименее протяженной скважиной не должно превышать 2000 м.

53. Производство буровых работ на каждой последующей скважине по рабочему проекту на бурение группы скважин должно осуществляться с учетом опыта проводки предыдущих скважин.

54. Разрешается повторное использование рабочего проекта для производства буровых работ на последующих скважинах и скважинах на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и ПХГ. Повторное использование рабочего проекта может осуществляться при общности факторов, указанных в пункте 51 настоящих Правил. Повторное использование рабочего проекта оформляется протоколом комиссии, создаваемой пользователем недр (заказчиком), и согласовывается с проектной организацией.

55. Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт производства буровых работ на скважинах данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, обеспечивать надежность и безопасность последующей эксплуатации скважины.

56. Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения:

географическую и климатическую характеристику района работ;

горно-геологические условия бурения;

обоснование конструкции скважины. Профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин;

совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва. Ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях;

исходные данные для расчета обсадных колонн. Коэффициенты запаса прочности при расчетах. Итоговые таблицы компоновок обсадных и лифтовых колонн. Типы резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб. Регламент спуска обсадных колонн (например, скорости спуска, усилия свинчивания);

обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости;

способ бурения. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений. Скорости спуско-подъемных операций;

тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным средам), способ и гидравлическую программу цементирования исходя из горно-геологических условий;

контроль процесса цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора;

объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида;

технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого технических устройств;

способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований;

схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, технические характеристики сальниковых уплотнений и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами. Порядок и условия опрессовки межколонных пространств;

мероприятия по охране окружающей среды - описание технологических процессов и перечень технических устройств по очистке и утилизации производственных отходов, повторному использованию сточных вод, безопасному их сбросу в объекты природной среды, нейтрализации отрицательного воздействия отработанного бурового раствора и шлама на окружающую среду при их захоронении, проект рекультивации нарушенных земель;

геолого-технический наряд на производство буровых работ;

тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта;

средства защиты персонала и состав КИП, в том числе, для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами;

объем запаса бурового раствора;

мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;

укомплектованность системами и средствами пожаротушения;

методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность.

57. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн и колонных головок по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и другие деформации) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасности производства буровых работ и эксплуатации скважины устанавливаются рабочим проектом или иной документацией, содержащей аналогичные требования.

Требования безопасности при монтаже буровой установки

58. Подготовительные работы к монтажу буровой установки должны обеспечивать рациональное использование земельных ресурсов и естественного рельефа местности. Размер земельного участка для производства буровых работ должен иметь площадь, обеспечивающую соблюдение требований промышленной безопасности.

59. Площадки для монтажа буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора и очистки. Манифольды противовыбросового оборудования должны располагаться с уклоном от устья скважины.

60. Запрещаются работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт, а также передвижение вышек в вертикальном положении при ветре свыше 8 м/с, во время грозы, ливня и сильного снегопада, при гололедице, тумане с горизонтальной видимостью менее 20 м, при температуре воздуха ниже пределов, установленных в данном регионе.

61. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.

62. Якоря ветровых оттяжек (при наличии) вышки (мачты) должны быть испытаны на нагрузки, установленные инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

63. Технические характеристики и комплектность оборудования буровой установки, вспомогательного оборудования, необходимого для проведения буровых работ устанавливаются рабочим проектом.

64. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:

дата изготовления вышки;

завод-изготовитель;

заводской номер вышки (буровой установки);

допускаемая нагрузка на крюке;

сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки.

65. Проверка технического состояния буровых вышек должна осуществляться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

66. При производстве буровых работ на кусте скважин передвижка подвышечного основания вышки должна обеспечиваться специальными техническими устройствами, обеспечивающими восприятие инерционной нагрузки при передвижке в зависимости от массы бурильных свечей, находящихся за пальцами. В процессе эксплуатации буровой вышки должна исключаться возможность скопления воды в ее элементах.

67. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения.

68. В процессе производства буровых работ должен быть организован учёт наработки бурильных труб, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников и опорно-центрирующих и других элементов бурильной колонны (паспорта). При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы, ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники, опорно-центрирующие и другие элементы бурильной колонны должны подвергаться инспекционной проверке и дефектоскопии. Нормативные сроки наработки, виды инспекций и дефектоскопии устанавливаются в эксплуатирующей организации в соответствии с технической документацией завода-изготовителя.

69. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется рабочим проектом.

70. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

71. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников, других элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-изготовителями величинами моментов.

72. Пуск в работу (эксплуатацию) буровой установки, вспомогательных сооружений и технических устройств производится после завершения и проверки качества вышкомонтажных работ, опробования технических устройств, при наличии укомплектованной буровой бригады. После монтажа буровой установки производятся испытания на герметичность нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем правления оборудованием и блокировок, проверки качества заземления оборудования и заземляющих устройств. Готовность к пуску оформляется актом рабочей комиссии буровой организации, с участием представителей заказчика, подрядчиков и территориального органа Ростехнадзора.

73. При выполнении специальных работ силами буровой бригады (например, передвижка буровой установки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные работы повышенной сложности) рабочие бригады должны пройти дополнительное обучение и получить допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

Требования безопасности при бурении скважин

74. На всех этапах производства буровых работ должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта.

75. Контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения этих работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться пользователем недр (заказчиком), организацией, осуществляющей производство буровых работ и другими субъектами хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр.

76. При возникновении в процессе производства буровых работ осложнений (газонефтепроявления, поглощения, обвалы и другие) оперативные решения по отклонению от параметров, предусмотренных в рабочем проекте принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика.

77. Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводиться с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.

78. В процессе производства буровых работ организация, разработавшая рабочий проект, осуществляет авторский надзор, в том числе при реализации природоохранных мероприятий.

79. При вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора выполняются мероприятия по укреплению призабойной зоны скважины.

80. После спуска и цементирования каждой обсадной колонны проводится контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения элементов оснастки.

81. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

вес на крюке с регистрацией на диаграмме или регистрацией электронными средствами хранения информации;

плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале или регистрацией электронными средствами хранения информации;

расход бурового раствора на входе и выходе из скважины; температура бурового раствора на выходе из скважины;

давление в манифольде буровых насосов;

давление на буровом штуцере (при бурении с контролем обратного давления);

уровень раствора в приемных и доливной емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спускоподъемных операций;

крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

82. Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины, уровень раствора в приемных емкостях должны находиться в поле зрения бурильщика и регистрироваться электронными средствами, обеспечивающими возможность хранения информации не менее 3 месяцев и ее передачу в Ростехнадзор.

83. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться: азимут и зенитный угол ствола скважины; пространственное расположение ствола скважины; взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин. Периодичность контроля устанавливается буровым подрядчиком с учетом требований рабочего проекта.

84. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

85. Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт, в том числе при бурении на депрессии и равновесии, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с рабочим проектом.

86. Буровая организация должна разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых осложнений.

87. При длительных остановках или простоях скважин бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.

88. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора.

89. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и другого специализированного оборудования) должны проводиться по плану, разработанному и согласованному совместно буровой организацией и организацией, имеющей в соответствии с Федеральным законом от 4 мая 2011 г. N 99-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 19, ст. 2716; N 30 (ч. I), ст. 4590; N 43, ст. 5971; N 48, ст. 6728; 2012, N 26, ст. 3446; N 31, ст. 4322; 2013, N 9, ст. 874) лицензию на проведение этого вида работ, с учетом требований Единых правил безопасности взрывных работ (ПБ 13-407-01), утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 30 января 2001 г. N 3 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 7 июня 2001 г., регистрационный N 2743; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2001, N 29), и утвержденному пользователем недр (заказчиком).

90. Перед спуском в скважину нестандартных элементов бурильной колонны должен быть составлен эскиз этого инструмента с указанием размеров, его местоположение в компоновке бурильной колонны, зафиксированное в буровом журнале и суточном рапорте буровой бригады.

91. Для разбуривания внутренних деталей технологической оснастки, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует применять гладкие неармированные УБТ (ТБТ) без центрирующих устройств и применять долота без боковой армировки твердосплавными вставками или со срезанными периферийными зубьями. В случае возникновения посадок и затяжек в интервале установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства, оно должно дополнительно прорабатываться полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки.

92. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в том числе путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.

93. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.

94. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

95. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или в элеватор.

96. Скорости спускоподъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются рабочим проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в технологический регламент по скорости спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

97. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

98. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб.

99. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны быть застрахованы от выпадения из-за пальца.

100. Запрещается проводить спускоподъемные операции при:

отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

неисправности спускоподъемного оборудования и инструмента; неполном составе вахты для работ на конкретной установке;

угле наклона свечей 2 градуса, для буровых установок с автоматизированной системой спускоподъемных операций (АСП) - 3 градуса;

скорости ветра более 20 м/с;

потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

101. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, слайдеров, предохранительных устройств, блокировок и другого оборудования) с записью в журнале проверки оборудования.

102. При спускоподъемных операциях запрещается:

находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховочных канатов;

открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока; подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;

пользоваться перевернутым элеватором.

103. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

104. При применении трубного раскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку трубного раскрепителя. Работа трубного раскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.

105. В процессе производства буровых работ и после окончания долбления отрыв от забоя и подъем из свежепробуренного ствола скважины следует производить на пониженной скорости буровой лебедки.

106. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутой стреле механизма подачи труб.

107. К демонтажу буровой установки на электроприводе разрешается приступать после получения письменного подтверждения работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об отключении буровой установки от электросети.

108. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ.

109. Буровой подрядчик должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей.

110. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

111. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.

112. В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

113. В интервалах, склонных к потере устойчивости стенок ствола и текучести пород, параметры бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом противодавление на горизонты в процессе циркуляции не должно превышать давления гидроразрыва пласта для всего интервала совместимых условий бурения.

114. При бурении с давлением на забое меньшим, чем пластовое давление, депрессия на стенки скважины должна быть не более 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

115. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика разрешаются отклонения от требований пункта 111 настоящих Правил в следующих случаях:

при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции);

при проектировании и производстве буровых работ со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

116. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и осложнений).

117. Обработка и приготовление бурового раствора производится в соответствии с рабочим проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

118. При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления.

119. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции).

120. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) буровым подрядчиком должны быть разработаны мероприятия по охране труда по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Места, определенные рабочим проектом, где при производстве работ возможно выделение в рабочую зону опасных и вредных газов должны оборудоваться автоматическими газоанализаторами, при появлении загазованности необходимо выяснить причины и принять меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м? работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

121. Температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50 °С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

122. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на бурение скважины.

123. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту.

124. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным пользователем недр (заказчиком). К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

125. При возникновении в процессе производства буровых работ недоспуска обсадной колонны оперативное решение об изменении положений рабочего проекта принимается после согласования с заказчиком и последующим уведомлением проектной организации. Принимаемые решения должны обеспечивать надежность и эффективность последующей эксплуатации скважины и безопасность работ.

126. Планирование процесса крепления ствола скважины должно проводиться на основании информации полученной по результатам геофизических исследований в процессе бурения и/или каротажных работ.

127. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

128. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

129. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора по лабораторному анализу.

130. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора.

Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

131. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются рабочим проектом на бурение скважины, а места установки уточняются с учетом фактического состояния ствола скважины по материалам ГИС.

132. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

133. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

истощенные горизонты;

напорные водоносные горизонты, с коэффициентом аномальности более 1,3;

водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке;

горизонты вторичных (техногенных) скоплений газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

134. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважине над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

135. При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступеначатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

136. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не разрешается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

137. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

превышение в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени и секции обсадных колонн должны быть зацементированы по всей длине.

138. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, производится подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

139. Обсадную колонну на время ОЗЦ необходимо оставлять на весу.

140. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

141. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается планом работ, разработанным исполнителем тампонажных работ, согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр (заказчиком).

142. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 м;

от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м;

между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м. Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

143. Для определения фактического состояния цементного камня за обсадными колоннами проводятся геофизические исследования. Применение иных способов исследования состояния цементного камня за обсадными колоннами должны быть обоснованы в рабочем проекте на бурение скважины.

144. Отчёты по результатам спуска обсадной колонны и ее цементирования (акты, диаграммы, меры колонн, результаты геофизических и иных исследований о состоянии цементного камня и другие документы) включаются в дело (паспорт) скважины, который хранится на протяжении всего периода ее эксплуатации.

145. Требования к проведению испытаний крепи скважин на герметичность:

146. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины. Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на цементировочный клапан обратный дроссельный (ЦКОД) и созданием необходимого давления при помощи цементировочного агрегата.

147. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть.

148. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.

149. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.

150. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 (тридцати) минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Разрешается по согласованию с пользователем недр (заказчиком) производить опрессовку межколонного пространства воздухом. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

Требования безопасности по применению противовыбросового оборудования

151. Буровые организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО) в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

152. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

153. Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.

154. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля состояния скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

155. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

при вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный превентор с глухими плашками и универсальный превентор);

три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется организацией, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35 МПа;

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья.

156. В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться.

157. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

158. Длина линий для газовых и разведочных скважин должна быть не менее 100 м.

159. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

160. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

161. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком.

162. Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

163. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением.

164. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

165. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

166. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

167. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

168. Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.

169. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

170. Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений.

171. В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.

172. В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха.

173. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек.

174. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

175. Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками напряжением не более 12 В и аварийным освещением этого напряжения для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикатора веса бурильного инструмента, блока дросселирования и у аварийного блока задвижек.

176. При вскрытии коллекторов, насыщенных газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с возможностью ручного управления, должен включаться в его состав.

177. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

178. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

179. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй - резервным.

180. Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.

181. Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев.

182. Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания.

183. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

184. Превенторы со срезающими, трубными и глухими плашками должны быть опрессованы на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

185. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.

186. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

5 МПа - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 21 МПа;

10 МПа - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 21 МПа.

187. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.

188. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.

189. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже одного раза в месяц.

190. Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

191. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

192. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

193. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 3 - 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран.

194. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная,с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

195. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

196. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Требования безопасности по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин

197. Требования настоящих Правил к рабочему проекту на бурение скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов:

первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;

третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

198. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварий (ПЛА);

проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;

проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимый на случай ГНВП запас материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости, в соответствии с рабочим проектом;

оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

199. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу (противофонтанную военизированную часть) и действовать в соответствии с ПЛА. После герметизации должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

200. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

201. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается рабочим проектом с учетом допусков по пункту 74.9 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

202. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

203. Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня.

204. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

205. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

206. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

207. При бурении в продуктивных пластах механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

208. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению.

209. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

210. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и заказчиком.

211. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА.

212. Технические устройства, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах организаций пользователей недр (заказчиков).

213. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

214. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.

215. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны бурильных труб.

216. При поступлении пластового флюида в скважину в процессе подъёма бурильной колонны из интервала, не обсаженного ствола, следует подъём остановить, промыть скважину в течение одного цикла, спустить бурильную колонну до забоя, произвести промывку скважины не менее 2-х циклов с приведением всех параметров промывочной жидкости в соответствие с ГТН (определить причину поступления пластового флюида и принять меры), после чего произвести подъём бурильной колонны.

217. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части) и пожарных подразделений по специальным планам, разработанным штабом, создаваемым пользователем недр.

218. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

219. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!", "Недолив скважин - путь к фонтану!".

Требования безопасности к бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин

220. Рабочий проект на бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин должен содержать следующие положения:

обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах искривления ствола;

мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;

технические условия по обеспечению проходимости внутри обсадных колонн труб, инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов, ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спускоподъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;

гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок;

обоснование способа крепления скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке;

допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

221. Выбор конструкции наклонно направленных и горизонтальных скважин должен определяться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.

222. Интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать удаление газовых скоплений в верхней части пологого или горизонтального участка (например, в местах расширения ствола, перегибах).

223. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:

коэффициентов запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка - 1,3 - 1,5;

для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0 до 5,0 градусов/10 м - 1,05;

для секций в интервалах искривления свыше 5 градусов/10 м - 1,10;

коэффициента запаса прочности на внутреннее давление - 1,15;

расчета обсадных колонн на растяжение.

224. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен обеспечивать требуемые прочностные характеристики обсадной колонны, герметичность и надежность крепи в течение всего периода эксплуатации скважины. Типы применяемых резьбовых соединений и резьбовых смазок определяются рабочим проектом.

225. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производятся с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобобразования и снижения износа обсадных колонн.

Требования безопасности к освоению и испытанию скважин

226. При производстве работ по освоению скважин необходимо иметь запас жидкости глушения в количестве не менее двух объемов скважины, находящейся непосредственно на скважине или материалов для оперативного ее приготовления

227. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям рабочего проекта на бурение скважины;

эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально ожидаемое давление на устье скважины;

устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой;

отсутствуют межколонные давления.

228. В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком и проектной организацией.

229. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (или специальной жидкостью), соответствующей рабочему проекту.

230. В случае вскрытия перфорацией газовых и водоносных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой.

231. Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, должна производиться в условиях обеспечения герметизации устья скважины при ГНВП. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются специальным планом, утвержденным пользователем недр (заказчиком) и согласованным с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

232. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине.

233. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину рабочего давления, установленного изготовителем, а после установки - на давление равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

234. Результаты опрессовки на устье скважины оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика.

235. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";

термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров;

сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

безопасное пользование недрами и охрану окружающей среды.

236. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного камня обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается заказчиком с учетом проектных решений и фактических характеристик пласта вскрытого скважиной.

237. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 ; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

использования пенных систем;

использования специальных технических средств и технологий (например, струйный насос).

238. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.

239. Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с планом работ и согласовывается с заказчиком.

240. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на рабочее давление, установленное изготовителем, а после установки - на давление опрессовки колонны.

241. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план работ и назначаются ответственные лица за их выполнение. План утверждается техническим руководителем организации исполнителем работ и согласовывается с заказчиком.

242. Испытание скважин в процессе бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый пласт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, геофизической организацией (в случаях ее участия) и утверждается техническим руководителем организации исполнителем работ.

243. Проведение работ с трубными пластоиспытателями разрешается в скважинах при исправном буровом инструменте, насосах. Испытания пластов в зависимости от их задач может проводиться без и с выпуском жидкости долива и пластового флюида на поверхность.

244. Перед испытанием скважины с помощью пластоиспытателя с выводом пластового флюида на поверхность необходимо:

рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;

оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 10% максимальное ожидаемое в процессе операции;

провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линии превенторной установки;

обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину;

провести испытание на герметичность обсадной колонны с противовыбросовым оборудованием;

оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора;

обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида активную вентиляцию.

245. Запрещается проведение работ с трубными пластоиспытателями в скважинах без оборудования их превенторной установкой.

246. Проведение работ с трубными пластоиспытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом проявлении скважины должны проводиться по дополнительным планам, содержащих мероприятия по обеспечению безаварийности и безопасности работ и согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

247. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по форме, установленной в организации.

Дополнительные требования безопасности к производству буровых
работ в зонах многолетнемёрзлых пород

248. Технология производства буровых работ в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу ПХГ в разработку должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория ПХГ разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

249. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты.

250. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

251. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла производства буровых работ и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

252. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м необходимо производить на буровом растворе, предотвращающем кавернообразование и растепление пород или с продувкой забоя воздухом. Направление должно цементироваться.

253. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

254. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

255. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также, при необходимости, долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

256. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

257. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур с ускорителем схватывания.

258. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10°С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

259. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

260. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Комплекс мероприятий разрабатывается организацией - исполнителем работ по согласованию с пользователем недр (заказчиком). При наличии в межколонных пространствах скважины замерзающих жидкостей необходимо проводить периодический контроль ее температуры глубинными термометрами. В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение замораживания без перфорации.

261. Работы по вызову притока начинаются только после обследования состояния скважины глубинными приборами (термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

Дополнительные требования безопасности к производству буровых работ на кустовой площадке

262. При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин.

263. В целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж газодобывающего оборудования и т.п.) пользователь недр или его представитель, разрабатывает и утверждает положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке. Эти мероприятия обязательны к выполнению всеми участниками производственного процесса.

264. Пользователем недр (заказчиком) назначается ответственный руководитель работ на кустовой площадке, наделенный необходимыми полномочиями.

265. Положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке должно предусматривать:

последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени;

оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственных процессов;

систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, и соблюдением требований промышленной безопасности;

порядок и условия взаимодействия организаций между собой и ответственным руководителем работ на кустовой площадке.

266. Порядок эвакуации людей, транспорта, спецтехники с кустовой площадки при возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявления, открытые фонтаны и другие аварии) должен быть предусмотрен ПЛА.

267. При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, занятых непосредственно производством работ).

268. Производство опасных работ на кустовой площадке должно проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил по нарядам-допускам, выдаваемым ответственным руководителем работ на кусте.

269. Одновременно с бурением очередной скважины на ранее пробуренных скважинах разрешается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных пластов, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины.

270. При демонтаже буровой установки или снятию вышечно- лебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировке с кустовой площадки должны быть разработаны меры, обеспечивающие безопасную эксплуатацию скважин, находящихся в опасной зоне, вплоть до их остановки.

271. Сдача очередной скважины буровым подрядчиком и приемка ее заказчиком производится после предварительных исследований качества выполнения работ и оформляется актом, подписанным обеими сторонами.

Требования безопасности к проведению геофизических работ при бурении скважин

272. Станция геолого-технических исследований должна устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке. Соединительные кабели и газовоздушная линия должны быть подвешены на опорах или размещены в охранных приспособлениях.

273. Участок желобной системы, где устанавливаются дегазатор и датчики контроля параметров промывочной жидкости, должен быть освещен в темное время суток.

274. Члены буровой бригады должны проходить инструктажи по методам безопасной работы с геофизическим оборудованием и взаимодействию во время проведения геолого-технологических исследований.

275. Буровой мастер (бурильщик) обязан информировать начальника партии (отряда) об отклонениях от проектного технологического режима бурения и физико-химического состава промывочной жидкости. Газовый каротаж не должен проводиться при добавках в буровой раствор нефти.

276. По окончании бурения перед геофизическими исследованиями циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность.

277. До начала проведения геофизических исследований скважина должна быть подготовлена таким образом, чтобы обеспечивалось свободное прохождение скважинных приборов по ее стволу без помех. При этом перед проведением работ с применением источников ионизирующего излучения ствол скважины должен быть прошаблонирован скважинным прибором без источника или шаблоном с габаритно-массовыми характеристиками соответствующими этому прибору.

278. Начальник партии (отряда) обязан оперативно информировать бурового мастера (бурильщика) и фиксировать в буровом журнале возможность возникновения осложнения или аварийной ситуации.

279. При каротаже пробуренного ствола скважины подъемник и лаборатория должны устанавливаться так, чтобы обеспечивались хороший обзор устья, свободный проход работников на мостки и сигнализационная связь между ними и устьем скважины.

280. Подвесной блок должен быть надежно закреплен на талевой системе буровой установки и поднят над устьем скважины на высоту, обеспечивающую спуск кабеля с приборами в скважину по ее оси.

281. Перед началом геофизических работ должна быть проверена исправность тормозной системы каротажного подъемника, кабелеукладчика, защитных заграждений, целостности заземляющего провода и соединительных кабелей.

282. Спуск и подъем кабеля должен проводиться с контролем глубины, натяжения и со скоростями, рекомендованными для соответствующих типов аппаратуры и аппаратов.

283. При опробовании и испытании скважин ОПК, а также при гидродинамических исследованиях подготовка к спуску ОПК должна проводиться на мостках буровой на специальных подкладках.

284. Разгерметизация пробоотборников ОПК на скважине разрешается только с применением специальных устройств, обеспечивающих безопасность выполняющего данные работы персонала.

285. Геофизические исследования в обсаженном стволе скважины должны обеспечивать получение информации о способности крепи заколонного пространства исключить возможность перетока между пластами и выход флюида на поверхность.

Требования безопасности при проведении прострелочно-взрывных работ в скважинах

286. Прострелочно-взрывные работы (ПВР) в скважинах должны проводиться в соответствии с "Техническим проектом на производство ПВР".

287. "Технический проект на производство ПВР" разрабатывается геофизической организацией (подрядчиком) и согласовывается с организацией - исполнителем работ (буровой организацией) и пользователем недр (заказчиком).

288. При выполнении ПВР в составе сложных технологий испытания и освоения скважин, требующих непосредственного взаимодействия персонала подрядчика и заказчика, работы должны выполняться по планам, совместно утверждаемым их руководителями.

289. Руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства взрывными работами. Руководитель взрывных работ, выполняемых с применением электровзрывания, должен пройти обучение электробезопасности с присвоением квалификационной группы не ниже III по электробезопасности.

290. Непосредственную работу с взрывчатыми материалами могут выполнять только взрывники (каротажники, имеющие Единую книжку взрывника). Отдельные операции по работе с прострелочно-взрывной аппаратурой (ПВА), не связанные с обращением со средствами инициирования, монтажом и проверкой электровзрывной сети, обращением с отказавшими ПВА, могут выполнять проинструктированные рабочие геофизических организаций под непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных работ.

291. Обслуживающий не геофизическое оборудование персонал, привлекаемый для выполнения спускоподъемных операций и задействования аппаратов, спускаемых на насосно-компрессорных или бурильных трубах, должен быть проинструктирован руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением.

292. Геофизические организации должны иметь эксплуатационную документацию на все применяемые ими ПВА, изделия из взрывчатых веществ, приборы взрывного дела и руководствоваться ими на всех стадиях обращения с ними.

293. Условия применения ПВА в скважинах (максимальные температура и гидростатическое давление, минимальный проходной диаметр и другие параметры) должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на конкретную ПВА. В скважинах с температурой и давлением в интервале перфорации (интенсификации) на уровне предельно допустимых (+/- 10%) для применяемой аппаратуры обязательно проведение замеров этих параметров перед спуском ПВА.

294. Приступать к выполнению ПВР на скважине разрешается только после окончания работ по подготовке ее территории, ствола и оборудования к ПВР, подтвержденного "Актом готовности скважины для производства ПВР", подписанным представителями заказчика и подрядчика.

295. При выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими герметизацию устья при спуске, срабатывании и подъеме ПВА. При выполнении ПВР в процессе ремонта скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием.

296. Монтаж и схема обвязки этого оборудования должны быть согласованы с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Необходимость монтажа ПВО должна быть указана в плане работ на производство капитального ремонта скважины. Допускается проведение ПВР в ремонтируемых скважинах без установки противовыбросового оборудования на устье при:

величине пластового давления вскрываемого (вскрытого) нефтеносного пласта, исключающего возможность самопроизвольного притока нефти из пласта в скважину и отсутствии заколонных перетоков во всех вышележащих зонах;

ведении взрывных работ (например, отсоединение от аварийного инструмента) при наличии цементного моста в обсадной колонне, перекрывающего продуктивные горизонты.

297. Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выполнять посредством спуска на кабеле шаблона, диаметр, масса и длина которого должны соответствовать габаритно-массовым техническим характеристикам применяемых ПВА. При использовании ПВА нежесткой конструкции (бескорпусных перфораторов, пороховых генераторов давления, шнуровых торпед и других видов аппаратуры) ограничения по длине шаблона не устанавливаются.

298. Независимо от наличия электроустановок все металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь между собой и быть заземлены на единый заземлитель (контур заземления скважины).

299. На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины - 50 м. При зарядке ПВА в лаборатории перфораторной станции - 20 м от устья скважины.

300. В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска, обосновано и указано в проекте на производство ПВР.

301. Вокруг мест работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:

мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м;

устья скважины - радиусом не менее 50 м.

302. Для подсоединений отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования на контур заземления скважины или металлоконструкции скважины в легкодоступном, хорошо видимом месте знаком "Земля" должна быть обозначена точка подключения.

303. При выполнении ПВР в темное время суток на скважине должно быть освещение. Освещенность полов рабочих мест на всех местах хранения взрывчатых материалов должна обеспечивать нормальные условия работы и при обращении со средствами инициирования составлять не менее 30 лк.

304. При использовании электрического метода взрывания должны выполняться меры по защите от блуждающих токов. В особых случаях, при невозможности их выполнения, работу со средствами инициирования и по монтажу электровзрывной сети необходимо вести при соблюдении специальных мер, разрабатываемых геофизическими организациями и отражаемых в Техническом проекте на производство ПВР. При этом в первую очередь должно предусматриваться применение технических средств защиты от блуждающих токов - защищенных систем электровзрывания, блокировок и другого оборудования.

305. Проверка исправности полностью смонтированной электровзрывной сети должна выполняться замером сопротивления при проводимости прибором после спуска аппарата на глубину не менее 50 м. После этого радиус опасной зоны вокруг устья скважины может быть уменьшен по указанию руководителя взрывных работ.

306. При подъеме задействованного ПВА в случае отсутствия аппаратурного контроля за фактом и полнотой взрывания, вплоть до осмотра ПВА взрывником, режим опасной зоны вокруг устья скважины должен сохраняться.

Требования безопасности при ремонте и реконструкции скважин

307. Текущий ремонт скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

308. К текущему ремонту относятся такие виды работ, как:

оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

перевод скважин на другой способ эксплуатации;

оптимизация режима эксплуатации скважин;

глушение скважин, в том числе с использованием технологических установок с гибкими трубами (колтюбинговые установки);

воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими методами (реагентная обработка пласта) с использованием цементировочных агрегатов и технологических установок с гибкими трубами (колтюбинговые установки);

ремонт скважин, оборудованных погружными насосами;

ремонт фонтанных скважин (ревизия, смена НКТ, устьевого оборудования);

ремонт газлифтных скважин;

ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих и стендовых скважин;

очистка, промывка забоя и ствола скважины, в том числе с использованием колтюбинговых установок;

опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.

309. Работы по текущему ремонту скважин должны проводиться по планам, утвержденным руководителем организации, проводящей данные работы, и согласованным с заказчиком.

310. Капитальный ремонт скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению газоотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и безопасности пользования недрами, в том числе:

восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации, устьевого и внутрискважинного оборудования;

восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате длительной эксплуатации, аварии или инцидента;

спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации пластов и закачки различных агентов в пласты;

воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, фрезерование колонны, расширение пород, солянокислотная обработка пласта и другие технологические операции);

зарезка боковых стволов и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте (без полной замены обсадной колонны и с полной заменой обсадной колонны без изменения ее диаметра, толщины стенки, механических свойств);

изоляция одних и приобщение других горизонтов;

перевод скважин по другому назначению;

исследования скважин.

311. Работы по капитальному ремонту скважин проводятся по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком в соответствии с документацией на капитальный ремонт фонда скважин ПХГ, площади, куста.

312. Реконструкция скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств).

313. Работы по реконструкции скважин проводятся по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком в соответствии с проектной документацией на реконструкцию фонда скважин ПХГ, площади, куста.

314. Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин устанавливается пользователем недр (заказчиком).

315. План работ должен содержать:

сведения о конструкции и состоянии скважины;

пластовые давления и дату их последнего замера;

сведения о внутрискважинном оборудовании;

сведения о наличии давления в межколонных пространствах;

перечень планируемых технологических операций;

режимы и параметры технологических процессов;

сведения о категории скважины;

газовый фактор;

схему и тип противовыбросового оборудования;

плотность жидкости глушения и параметры промывочной жидкости;

объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла;

мероприятия по предотвращению аварий, инцидентов и осложнений.

316. Забуривание новых (боковых) стволов в обсаженных скважинах производится в следующих случаях:

ликвидация аварий, инцидентов и осложнений (смятие эксплуатационной колонны, заклинивание инструмента, незапланированное цементирование колонны бурильных или лифтовых труб и другие), возникших в процессе бурения, эксплуатации скважины или при проведении ремонтных работ;

вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений (в том числе горизонтальных) из пробуренных стволов скважин;

восстановление бездействующего фонда скважин, в том числе ранее ликвидированных по техническим или иным причинам (при достаточной сохранности крепи скважины и экономической целесообразности), с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья.

317. При ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны дополнительно включать:

интервал вырезки "окна" в эксплуатационной колонне;

технические средства и режимы работ по вырезке "окна";

компоновки колонны труб и низа бурильной колонны;

тип породоразрушающего инструмента и его привода;

навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизонтального ответвления;

режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы;

крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая оснастка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и другие технологические операции).

318. Кроме основного плана работ должны составляться дополнительные планы работ на крепление боковых стволов, которые составляются по результатам интерпретации данных геофизического каротажа в процессе бурения или окончательного каротажа.

319. Передача скважин для ремонта или реконструкции подрядчику и приемка скважин после завершения работ производится в порядке, установленном эксплуатирующей организацией.

320. Мачты смонтированных агрегатов для ремонта скважин (вышки мобильных буровых установок) должны находиться на расстоянии не менее высоты вышки от охранной зоны воздушных линий электропередач, которая ограничивается двумя параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими от крайних проводов линии .

321. Разрешается установка и работа подъемного агрегата на расстоянии менее высоты вышки от охранной зоны воздушной линии электропередач или воздушной электрической сети напряжением более 42 В только по наряду-допуску, определяющему безопасные условия проведения работ.

322. Транспортировка оборудования на скважину и строительно-монтажные работы начинаются при выполнении следующих условий:

проверки готовности трассы передвижения агрегатов (установок) и наличии согласования с соответствующими организациями условий пересечения линий электропередач, железнодорожных магистралей, магистральных трубопроводов и прочих природных и техногенных препятствий;

заключение договоров на производство работ с подрядчиками (субподрядчиками).

323. На всех этапах работ, связанных с ремонтом и реконструкцией скважин, должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля, предусмотренных планами работ, инструкциями по эксплуатации оборудования, настоящими Правилами безопасности.

324. При реконструкции и ремонте скважин на рабочей площадке должен проводиться контроль состояния газовоздушной среды с регистрацией в журнале контроля.

325. Освоение и пуск в работу отремонтированной скважины производится в порядке, установленном пунктом 85 настоящих Правил.

326. Передвижение агрегатов по ремонту скважин и транспортирование оборудования на скважину должно проводиться под руководством ответственного лица.

327. Работники, принимающие участие в транспортировке оборудования, должны быть ознакомлены с трассой передвижения, опасными участками и мерами безопасности при их преодолении.

328. Запрещается передвижение оборудования при снегопадах, тумане, пылевых бурях при видимости менее 50 м и порывах ветра более 30 м/с.

329. Перед началом работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин бригада должна быть ознакомлена с планом работ, ПЛА и возможными осложнениями и авариями.

330. Территория вокруг ремонтируемой скважины должна быть спланирована, освобождена от посторонних предметов. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены, а газопроводы газлифтной скважины заключены в патрон. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна выдаваться бригаде не менее чем за трое суток до начала производства работ.

331. Расположение агрегатов, оборудования, вспомогательных объектов на территории ремонтируемой скважины и ее размеры должны соответствовать типовой схеме, утвержденной техническим руководителем пользователя недр (заказчика). Бытовые помещения должны располагаться на расстоянии не менее высоты мачты (вышки) агрегата плюс 10 м от устья скважины.

332. Агрегаты для ремонта скважин, оборудование должны устанавливаться на передвижные или стационарные фундаменты, выполненные в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации или документацией по обустройству кустов скважин.

333. Порядок передвижения транспортных средств на кустовых площадках должен соответствовать установленным маршрутам и контролироваться ответственным руководителем работ. На территории скважины, кустовой площадке должны быть установлены пути эвакуации персонала и транспортных средств при возникновении аварийных ситуаций.

334. Работы на высоте при монтаже и ремонте вышек (мачт) запрещается проводить при скорости ветра более 15 м/с, во время грозы, ливня, снегопада и при гололедице, а также в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ.

335. Оттяжки агрегатов по ремонту скважин (установок) должны соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации и иметь натяжение не менее 400 - 500 кгс. Не разрешается использование оттяжек, состоящих из отдельных частей и имеющих узлы. Якоря оттяжек располагаются в соответствии со схемой, указанной в паспорте агрегата по ремонту скважин (установки). Соединение оттяжек с якорями должно соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

336. Нагнетательные линии собираются из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирными коленями (угольниками) и опрессовываются на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

337. Промывочный шланг должен быть обмотан стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине шланга. Концы каната должны крепиться к ответным элементам шланга или к конструкции оборудования, технического устройства, на котором установлены ответные элементы трубопровода. Во избежание разрыва шланга при работе с ним требуется устанавливать на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25%.

338. Болтовые соединения, расположенные на высоте, должны исключать возможность самопроизвольного развинчивания (должны быть установлены контргайки или установлены и зашплинтованы корончатые гайки).

339. Рабочая площадка для ремонта или освоения скважины должна быть размером не менее 3x4 метра и иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм. При невозможности размещения площадки данных размеров, с разрешения технического руководителя организации, разрешается установка рабочей площадки размером 2x3 метра.

340. Если рабочая площадка расположена на высоте 0,75 м и более от уровня земли, необходимо устанавливать перильные ограждения высотой не менее 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и бортом высотой не менее 15 см. Рабочая площадка, расположенная на высоте до 75 см, оборудуется ступенями, на высоте более 75 см, - лестницами с перилами. Ширина лестницы должна быть не менее 65 см, расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5 градусов.

341. Приемные мостки-стеллажи устанавливаются горизонтально или с уклоном не более 1:25. Длина мостков-стеллажей должна обеспечивать укладку труб и штанг с выступанием их концов за стеллаж не более, чем на 1 м с каждой стороны. Стеллажи во время транспортировки задвигаются в исходное положение и закрепляются. Желоб предназначен для направления конца трубы при спускоподъемных операциях. Стеллажи должны иметь концевые (откидные) стойки. Мостки должны иметь откидной козырек с трапом. Разрешается выполнять настил приемных мостков из рифленого железа или досок толщиной не менее 40 мм. Ширина настила приемных мостков должна быть не менее 1 м.

342. Деревянный настил мостков и рабочей площадки не должен быть сработан более чем на 15% от первоначальной толщины. Для опускания труб на мостки должна использоваться подставка, закрепленная на мостках и регулируемая по высоте.

343. Стеллажи передвижных или стационарных приемных мостков при ремонте скважин должны обеспечивать возможность укладки труб и штанг не более чем в шесть рядов, при этом должны быть установлены все стойки-опоры стеллажа и стеллаж не должен иметь прогиба. Для исключения возможности скатывания труб на мостки необходимо использовать деревянные подкладки или металлические стойки.

344. Емкость долива (хранения) должна быть обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы в процессе производства ремонтных работ и освоения скважины обеспечивался постоянный долив жидкости в скважину самотёком или принудительно с использованием насоса. Объем емкости долива должен быть не менее 4,5 м3. Емкость долива может быть стационарной или передвижной (автоцистерна любого типа) и должна устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от устья ремонтируемой скважины, в зоне видимости бурильщика КРС (оператора ТРС). Ёмкость (автоцистерна) должна быть оборудована показывающим замерным устройством (уровнемером), имеющим градуировку с ценой деления 0,2 м3.

345. Плотность жидкости, находящейся в емкости долива, в процессе производства ремонтных работ и освоения скважины, должна соответствовать плотности жидкости глушения, указанной в плане работ.

346. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений емкость долива (автоцистерна) во время ремонта скважины должна быть постоянно обвязана с затрубным пространством.

347. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования согласовывается противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

348. Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (аномально низкие пластовые давления на ПХГ с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без установки превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

349. При использовании агрегатов по ремонту скважин для текущего и капитального ремонтов освещенность рабочих мест должна быть не менее:

устье скважины 100 лк;

лебедка 75 лк;

талевый блок 30 лк;

люлька верхового рабочего 25 лк;

приемные мостки 10 лк;

автонаматыватель 15 лк;

шкалы КИП 50 лк;

площадки производства погрузочно-разгрузочных работ 10 лк.

350. Энергообеспечение электрооборудования агрегатов для ремонта скважин должно осуществляться напряжением не более 400 В от кустовой КТПН, через станцию управления электрооборудованием, входящую в комплект установки.

351. Подключение станции управления к нефтепромысловой сети напряжением 400 В или передвижной электростанции должно осуществляться от источника с глухозаземленной нейтралью с применением систем с гибким пятипроводным кабелем посредством четырехконтактного разъема с заземляющим контактом.

352. Открыто проложенные кабели должны быть доступны для осмотра. В местах возможных перемещений спецтехники и прохода людей устанавливаются предупредительные знаки.

353. Расстояние между проложенными кабелями и трубопроводами должно быть не менее 0,5 м. Совместная прокладка трубопроводов и электрокабелей запрещается.

354. Пересечение электрокабелем внутрипромысловых дорог разрешается только в трубах на глубине не менее 0,5 метра от полотна дороги. В данных местах должны быть установлены знаки, предупреждающие об опасности повреждения подземного кабеля.

355. Подключение переносных светильников и разводку кабелей, оснащенных стационарными разъемами, в полевых условиях производят двое рабочих: электромонтер и рабочий бригады или двое рабочих бригады, прошедшие соответствующий инструктаж, при условии, что один из них имеет квалификационную группу не ниже второй.

356. При ведении ремонтных работ заземлению подлежат:

корпусы генераторов передвижных электростанций, ключей-автоматов, светильников, электрических плит, раций и другого электрического оборудования;

каркасы распределительных щитов станций управления, щитов и пультов управления, магнитных пускателей;

металлические основания всех мобильных зданий, инструментальная тележка, электростанция, передвижные агрегаты для ремонта скважин, приемные мостки - стеллажи, емкости под раствор для глушения или долива скважины, емкости горюче-смазочных материалов, желобная система и другое оборудование, которое может оказаться под напряжением при повреждении изоляции электрических кабелей.

357. На скважинах, где отсутствует электроэнергия, питание электрооборудования должно осуществляться от передвижной электростанции, мощность которой устанавливается планом работ.

358. Перед началом работ по ремонту скважины (до подъема мачты) необходимо провести испытание якорей для оттяжек мачты (вышки). Усилие испытания устанавливается для конкретного типа агрегатов в соответствии с паспортными данными, рекомендуемыми заводом-изготовителем. В случаях, когда якорь не выдержал положенные нагрузки, следует изменить его конструкцию, величину заглубления или диаметр.

359. В качестве якорей, при невозможности их установки или в случае производства ремонта (освоении) скважины на кустовых площадках ПХГ, имеющих гидроизоляционный слой, по согласованию с пользователем недр (заказчиком), разрешается использование железобетонных конструкций при условии проведения вышеуказанных расчетов и испытаний.

360. Все якоря и оттяжки должны быть обозначены хорошо видимыми опознавательными знаками (красными флажками, красными лентами). Якоря должны иметь ограждение, препятствующее наезду автотранспорта.

361. При замене агрегата по ремонту скважины (установки), а также при затяжном ремонте (более 2-х месяцев) должно производиться повторное испытание каждого якоря.

362. Пуск в работу смонтированной установки и оборудования производится комиссией, состав и порядок работы которой устанавливается техническим руководителем заказчика.

363. На кустах скважин с любым основанием (лежневым, насыпным, намывным и другим) с расположенными на поверхности грунта нефтегазопроводами ремонт скважин производится при условии их отключения со стороны скважин и замерного устройства и разряжения избыточного давления.

364. При работе на кустах скважин, оборудованных центробежными насосами, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования ремонтных бригад и освоения, должны быть обесточены, сняты с эстакад (стоек) и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала. Пуск скважин в работу производится по окончанию перемещений и монтажа оборудования.

365. До монтажа оборудования, если это предусмотрено планом, производится глушение скважины раствором и составляется акт. Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются заказчиком и отражаются в плане работ.

366. До начала ремонтных работ должно быть проверено функционирование установленных контрольно-измерительных приборов.

367. Грузоподъемность агрегата по ремонту скважин (установки), вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

368. Агрегаты по ремонту скважин (установки) должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спускоподъемными операциями и контрольно-измерительными приборами, в т.ч. индикатором веса с записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и устья скважины.

369. Вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек должны соответствовать технической документации агрегата.

370. Агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник).

371. Мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания ролика кабеля ЭЦН. Ролик должен быть застрахован тросом диаметром 8 - 10 мм. На мачте должна быть размещена металлическая табличка, укрепленная на видном месте. На табличке должны быть указаны:

дата изготовления;

завод-изготовитель;

заводской номер установки;

грузоподъемность (номинальная) мачты;

сроки следующей проверки технического освидетельствования агрегата.

372. Оценка технического состояния агрегатов по ремонту скважин, в том числе освидетельствование и испытание мачт, должны проводиться в сроки и в соответствии с требованиями нормативных технических документов.

373. Агрегаты по ремонту скважин (установки) грузоподъемностью свыше 40 т должны отвечать следующим дополнительным требованиям:

в трансмиссии привода лебедки должен быть предусмотрен ограничитель грузоподъемности на крюке;

агрегат должен иметь автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противозатаскиватель талевого блока под кронблок);

агрегат должен иметь приборы, позволяющие устанавливать шасси в горизонтальное положение;

агрегат должен иметь устройство для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;

система подъема мачты должна иметь дистанционное управление и обеспечивать безопасность при отказе элементов гидрооборудования;

уровни шума на постоянных рабочих местах не должны превышать предельно допустимые;

агрегат должен быть оснащен устройством аварийного отключения двигателя;

агрегат должен быть оснащен всем необходимым для освещения рабочих мест, трансформатором-выпрямителем постоянного тока на 24 В, устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного тока на 24 В для аварийного освещения;

агрегат должен быть оборудован лестницей, оснащенной приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего, и устройством для его аварийной эвакуации;

агрегат должен быть оснащен гидравлическими опорными домкратами с механическими замками и фундаментными балками под них;

агрегат, если это предусмотрено конструкцией, должен быть оснащен укрытием рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверьми с каждой стороны платформы, двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки. Укрытие рабочей площадки верхового рабочего следует производить с использованием прочного, плотного материала;

кронблок должен иметь 1 ролик под канат диаметром 13 мм вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром не менее 10 мм для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа;

агрегат должен иметь звуковую и визуальную сигнализацию выдвижения и посадки второй секции мачты;

пневмосистема агрегата должна быть оснащена осушителем воздуха;

агрегат, если это предусмотрено техническим заданием на разработку и изготовление, должен обеспечивать возможность вертикальной установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для работы с насосно-компрессорными, бурильными трубами диаметром 60; 73; 89 мм и насосными штангами диаметром 19; 22; 25 мм при установке их за "палец" балкона.

374. Ходовой конец талевого каната должен крепиться на барабане лебедки с помощью специального приспособления таким образом, чтобы исключить деформацию и истирание каната в месте его крепления. На барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока должно оставаться не менее шести-семи витков каната.

375. Неподвижный конец ветви талевого каната должен быть закреплен на специальном приспособлении, надежно соединенным с металлоконструкциями платформы агрегата.

376. Передвижные насосные установки, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

377. Колтюбинговые установки с гибкими непрерывными трубами должны быть оборудованы и оснащены следующими контрольно измерительными системами контроля и регистрации:

нагрузок, возникающих при спускоподъемных операциях;

глубины спуска;

наработки гибкой трубы;

давления при прокачивании через гибкую трубу жидкостей в процессе технологических операций;

давления на устье скважины;

расхода промывочной жидкости;

совмещенного мониторинга нагрузок и давлений в реальном режиме времени;

автоматического отключения привода в случае превышения допустимых нагрузок.

378. Колтюбинговые установки с гибкими трубами должны быть оборудованы:

комплектом устройств на устье скважины для спуска труб под давлением, рассчитанным на максимально возможное устьевое давление;

системой контроля утонения труб.

379. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация колтюбинговых установок должны производиться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода изготовителя.

380. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке и центрируются относительно устья скважины в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии эксплуатирующей организации.

381. Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ. Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются заказчиком и отражаются в плане работ. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

382. Скважины, в продукции которых содержится сернистый водород, создающий угрозу сульфидно-коррозионного растрескивания металла обсадных труб, оборудования и лифтовых колонн, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сернистого водорода.

383. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения разрешается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями или пакерными устройсвами и на ПХГ с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких скважин (или их отдельным участкам или пластам) утверждается пользователем недр (заказчиком).

384. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов, промыть с целью выхода на поверхность газированной пачки раствора.

385. Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня в ней.

386. Запрещается проведение спускоподъемных операций, а также ведение ремонтных работ, связанных с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины, без исправного индикатора веса.

387. Ремонт скважин с использованием оборудования и приборов, спускаемых на канатах и геофизических кабелях, проводится при обеспечении следующих условий:

работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться по планам, утвержденным пользователем недр (заказчиком);

работы по ревизии клапана-отсекателя, их периодичность выполняются в соответствии с рекомендациями фирмы-изготовителя и требованиями заказчика.

388. Спускоподъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

389. Скорость подъема и спуска НКТ и скважинного оборудования с закрытым проходным сечением не должна превышать 0,25 м/с.

390. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.

391. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м? подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

392. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве: непосредственно на скважине в блоке долива не менее 4,5 м? и не менее двух объемов скважины, находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления раствора.

393. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с ПЛА.

394. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

395. Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

396. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки. Запрещается нахождение людей между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса.

397. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сернистого водорода не разрешается.

398. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

399. Перед началом работ по забуриванию бокового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы.

400. Перед зарезкой бокового ствола в обсадной колонне должен быть установлен цементный мост, наличие моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента с усилием, не превышающим предельно допустимой нагрузки на цементный камень. Кроме того, цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным на ней противовыбросовым оборудованием на давление, превышающее не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины.

401. Вырезка "окон" в обсадных колоннах должна производиться специальными техническими средствами (вырезающие устройства, фрезы, уипстоки и другое специализированное оборудование).

402. Пространственное положение бокового ствола должно исключить возможность вредного влияния на другие скважины ПХГ (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные вблизи проектной траектории бокового ствола скважины.

403. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика.

404. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива жидкости, находящейся в стволе скважины. При необходимости подъема лифтовых (бурильных) труб с сифоном (не снят клапан, "шламование" лифтовых колонн и другие возможные причины) следует производить постоянный долив скважины с поддержанием уровня жидкости на устье.

405. На время прострелочных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

406. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

407. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

408. Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и утверждается пользователем недр (заказчиком).

409. При ремонте скважин на газлифтных кустах перед расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также в соседние скважины слева и справа (на период расстановки) прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке устья скважины разряжается до атмосферного. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

410. При капитальном ремонте или освоении скважин соседние с ремонтируемой скважиной (по одной слева и справа), находящиеся под давлением, закрываются экранирующим устройством, обеспечивающим защиту устьевого оборудования от механического повреждения падающими предметами. Необходимость установки экранирующих устройств определяется планом работ на ремонт скважины.

411. Конструкция экранирующего устройства или ограждения должна:

исключать возможность образования непроветриваемых зон;

обеспечивать свободный доступ к узлам управления арматуры скважины.

412. При передаче скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения эксплуатационных скважин.

413. Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки передаваемой в ремонт эксплуатационной скважины производит служба заказчика (подразделения, эксплуатирующего скважины).

414. Перед расстановкой оборудования для подземного или капитального ремонта скважин нагнетание газа в ремонтируемую скважину и по одной слева и справа прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке разряжается до атмосферного. После расстановки оборудования и монтажа подъемной установки скважины по одной слева и справа пускают в работу.

415. Перед демонтажем оборудования и подъемной установки (ремонт скважин закончен) скважины по одной слева и справа останавливаются и избыточное давление разряжается. Все работы по остановке действующих скважин и их пуску в работу выполняют соответствующие службы заказчика.

416. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО при производстве работ по ремонту скважин определяются руководством по эксплуатации, инструкциями завода изготовителя, планами и программами производства работ.

Требования безопасности к ведению работ по реконструкции скважин

417. Целесообразность и возможность использования ранее ликвидированных скважин путем их реконструкции устанавливается комиссией, создаваемой пользователем недр.

418. Основанием для принятия решения являются результаты предварительного исследования состояния скважины и оценки надежности, используемой части ее крепи, в процессе дальнейшей эксплуатации.

419. Перед началом работ по реконструкции скважины, в том числе исследовательских работ, устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием. Устье скважины вместе с противовыбросовым оборудованием должно быть опрессовано на давление, превышающее не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины.

420. Выбор оборудования, уровень его комплектации техническими средствами, оснащенность КИП устанавливаются проектной документацией применительно к характеру и видам планируемых работ и операций, с учетом обеспечения безопасности.

421. Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины производится в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин.

422. Демонтаж буровой вышки, вышечно-лебедочного блока при наличии давления на устье скважины запрещается.

IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПО ПХГ

423. Эксплуатация технических устройств должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и обслуживанию, составленными заводами-изготовителями или эксплуатирующей организацией с учётом требований заводских инструкций. Сведения о проведённых ремонтах, технических обслуживаниях, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры). Маркировка и техническая документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.

424. Эксплуатация зданий и сооружений должна осуществляться в соответствии с действующими технологическими регламентами. Сведения о результатах периодических технических осмотров, диагностических обследований, проведенных ремонтах (текущих, капитальных), реконструкциях зданий и сооружений (кроме трубопроводов и скважин) вносятся в технический журнал по эксплуатации зданий и сооружений. Сведения о результатах периодических технических осмотров, диагностических обследований, проведенных ремонтах (текущих, капитальных), реконструкциях трубопроводов и скважин вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) трубопровода и дела (паспорта скважин) в течение месяца после оформления документации на выполненные работы.

425. К заключению экспертизы промышленной безопасности зданий и сооружений прикладываются чертежи, схемы и другие материалы, отражающие фактическое состояние объектов ОПО ПХГ. При этом заключение ЭПБ используется для подтверждения соответствия эксплуатируемого объекта ОПО ПХГ требованиям законодательства при отсутствии (утере) проектной документации.

426. Если информация о сроке безопасной эксплуатации скважин отсутствует в проекте, то срок эксплуатации до первичной экспертизы промышленной безопасности определяется:

Группа ПХГ (Термины и определения)	Скважина
	эксплуатационная	специальная
	Срок безопасной эксплуатации, годы
I	42	50
II	33	40
III	20	27

По истечению года после ввода скважины в эксплуатацию и далее не реже 1 раза в 8 лет проводится оценка технического состояния обсадных колонн методами ГИС (оценка целостности колонн и состояния цементного камня) или опрессовкой.

427. Экспертизе промышленной безопасности по окончанию сроков эксплуатации подлежат технические устройства, здания и сооружения ОПО ПХГ, перечень которых установлен нормативно-техническим документом (Стандартом) эксплуатирующей организации Правил.

428. Технические устройства здания и сооружения с истекшим сроком эксплуатации должны быть выведены из эксплуатации. Продолжительность периода, на который технические устройства здания и сооружения ОПО ПХГ выводят из эксплуатации, условия нахождения в резерве (консервация на срок более 1 года или вывод из эксплуатации на срок до 1 года) должна устанавливать эксплуатирующая организация. При выводе из эксплуатации технических устройств, зданий и сооружений должны быть выполнены мероприятия, исключающие риски возникновения аварий и инцидентов от воздействия опасной среды и действий персонала, изложенные в специальной инструкции.

Эксплуатация подземной (пластовой) части пхг

429. Этап опытно-промышленной эксплуатации ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до выхода хранилища на проектные показатели.

430. На стадии опытной эксплуатации ПХГ производятся:

оценка возможности выхода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;

развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;

уточнение и совершенствование геологической и технологической модели эксплуатации.

431. По результатам ОПЭ выполняется анализ эксплуатации ПХГ, где на основании проведенных наблюдений и исследований дается заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности выхода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации, в противном случае выполняются коррективы технологического проекта ПХГ.

432. Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) хранилища.

433. Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.

434. При эксплуатации ПХГ, для сглаживания пиковых нагрузок допускается кратковременное (до 10 суток) превышение до 20% фактического суточного отбора газа над отбором предусмотренным технологическим проектом, при условии согласования режима с институтом ведущим авторский надзор.

435. Если по результатам оценки риска развития возможных аварий на эксплуатационной скважине ОПО ПХГ, выполненного по установленным методикам, в зону действия поражающих факторов попадают строения населённых пунктов, то такая скважина оборудуется автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии, или подземным клапаном-отсекателем в составе подземного оборудования скважины.

436. Режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:

предупреждение образования гидратов и солей в призабойной зоне пласта, колоннах лифтовых труб, трубопроводах, наземном оборудовании;

предупреждение преждевременного износа скважинного оборудования, трубопроводов, наземного оборудования вследствие наличия в продукции скважин механических примесей и коррозионно-активных компонентов;

предупреждение нарушения герметичности объекта хранения;

сохранение фильтрационно-емкостных свойств и производительности объекта хранения.

437. Баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера расхода газа с учетом собственных технических нужд и включает:

оценку затрат газа на собственные технические (технологические) нужды;

расчет объема закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом собственных технических нужд;

расчет общего объема газа в объекте хранения.

438. Если на ОПО ПХГ эксплуатируются несколько объектов хранения, то баланс газа ведется как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения отдельно.

439. Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с ОМ.

440. Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется путем замера пластового давления, уровней пластовой воды в контрольных скважинах.

441. Если в составе ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.

442. В процессе эксплуатации ПХГ организацией - автором технологического проекта осуществляется авторский надзор. В случаях официального отказа от проведения авторского надзора организацией - автором технологического проекта, авторский надзор за эксплуатацией ПХГ осуществляется специализированной организацией имеющей опыт проектирования ПХГ.

443. Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ включает:

анализ соответствия проектных показателей фактическим в текущем сезоне закачки (отбора) газа;

расчет и корректировку режима эксплуатации ПХГ на следующий период закачки (отбора) газа по итогам предыдущего;

разработка ОМ (при эксплуатации, консервации, ликвидации) ПХГ;

разработка (согласование) программ геолого-геофизических и газогидродинамических исследований скважин;

анализ проведенных геолого-геофизических и газогидродинамических исследований скважин;

оценка запасов газа в ПХГ и техногенных залежах (при наличии).

Аналитические методы контроля необходимо применять при использовании гидродинамической модели эксплуатации ОПО ПХГ.

444. Авторский надзор за полигоном размещения попутно извлекаемых и производственных вод включает:

анализ соответствия фактических объемов размещения вод проектным;

анализ приемистости и других параметров нагнетательных (поглотительных) скважин;

анализ ареола распространения размещаемых вод;

анализ технического состояния нагнетательных (поглотительных) скважин.

Требования безопасности по проведению геофизических работ

445. Геофизические работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого-техническим нарядом на производство буровых работ, планом проведения ремонтно-восстановительных работ, ОМ и мероприятиями по контролю разработки пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

446. Геофизические работы должны проводиться после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

447. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал заказчика и его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований.

448. Общее руководство работами, в том числе при привлечении работников заказчика к производству геофизических работ, возлагается на представителя геофизической организации.

449. Привлекаемые работники должны получить инструктаж по безопасному ведению работ.

450. Геофизические работы в газовых скважинах должны проводиться с применением оборудования, кабеля и аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют геолого-техническим условиям бурения и эксплуатации скважин.

451. Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:

подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и приспособлением для рубки кабеля;

средствами визуального контроля глубины спуска и подъема кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;

соединительными кабелями с прочным электроизоляционным покрытием;

автоматизированным кабелеукладчиком.

452. Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье скважины. Гидравлические испытания лубрикаторов на рабочее давление должны проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

453. К геофизическим работам допускаются оборудование, кабель и аппаратура, имеющие подтверждение соответствия и свидетельство о поверке приборов и средств измерения, входящих в их состав.

454. Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения организации, в ведении которой находится скважина.

455. При спуске геофизических приборов в скважину должна обеспечиваться возможность сборки компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры и присоединение к унифицированным кабельным наконечникам. При проведении ловильных работ должна обеспечиваться возможность захвата кабельного наконечника.

456. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля.

457. При геофизических работах должен применяться кабель, не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие.

458. Средства инициирования должны устанавливаться в прострелочный или взрывной аппарат только непосредственно у устья скважины перед спуском аппарата. Разрешается установка средств инициирования в прострелочный (взрывной) аппарат в лаборатории перфораторной станции (передвижной зарядной мастерской) при применении блокировочного устройства, исключающего случайное срабатывание прострелочно-взрывной аппаратуры, а также в случаях использования защищенных от воздействия блуждающих токов средств инициирования. В процессе установки электрических средств инициирования в прострелочно-взрывной аппаратуре необходимо не допускать случайных касаний проводников средств инициирования окружающих металлических предметов.

459. При спуске и подъеме скважинных приборов через колонну насосно-компрессорных труб низ колонны должен быть оборудован воронкой.

460. Оттяжной ролик должен крепиться таким образом, чтобы ось его вращения была параллельна оси лебедки, а плоскость вращения ролика проходила через середину барабана лебедки.

461. С рабочего места оператора подъемника каротажной станции должны быть хорошо видны все элементы оборудования герметизации устья.

462. При исследованиях в нагнетательных скважинах для спуска и подъема приборов разрешается кратковременное стравливание давления. Сбросовая вода, используемая в качестве рабочего агента, должна отводиться в специально подготовленный приемник (емкость).

463. При исследованиях в добывающих скважинах жидкость, просачивающаяся через герметизатор кабеля, должна отводиться в емкость, установленную около устья скважины.

464. Скважины с высоким давлением на устье должны исследоваться с применением лубрикаторного оборудования. Монтаж и работа с этим оборудованием должны проводиться при предоставлении геофизической партии (отряду) специального грузоподъемного агрегата.

465. Исследование скважин при их освоении после бурения и капитального ремонта должно проводиться до и после вывода их на рабочий режим эксплуатации.

466. Во всех случаях исследования скважины через НКТ и по межтрубному пространству скорость подъема кабеля должна снижаться при подходе к воронке НКТ, сужающим устройствам и устью скважины.

467. Работникам геофизической партии (отряда) не разрешается управление центральной задвижкой фонтанной (запорной) арматуры при нахождении геофизического кабеля в скважине, за исключением случаев, связанных с угрозой возникновения газонефтеводопроявлений.

468. Открывать и закрывать задвижки необходимо медленно, не допуская гидроударов при изменении давления.

469. Проведение работ с применением геофизических методов воздействия на призабойную зону, как в рабочем режиме скважины, так и при нахождении ее в капитальном ремонте, должно осуществляться по планам работ.

Требования безопасности по ликвидации аварийных ситуаций при геофизических работах

470. Возникающие в процессе проведения геофизических работ осложнения, связанные с прихватом кабеля, скважинного прибора или груза, ликвидируются под руководством лица, ответственного за проведение геофизических работ, при участии работников буровой бригады.

471. При невозможности ликвидации прихвата расхаживанием кабеля должен быть составлен акт и поставлено в известность техническое руководство организации, в ведении которого находится скважина, и геофизической организации.

472. Аварии ликвидируются в соответствии с составленным совместно организацией-заказчиком, буровым подрядчиком и исполнителем геофизических работ планом с использованием технических средств обеих сторон.

473. До спуска в скважину на все нестандартные сборки рабочего и аварийного инструмента должны составляться эскизы.

474. Для извлечения из скважины прибора, аппарата, груза должен быть применен ловильный инструмент, соответствующий конструкции защитного колпака кабельного наконечника. При оставлении в скважине кабеля его разбуривание разрешается только после того, как все другие возможные методы его извлечения не дали результата и дальнейшие ловильные работы нецелесообразны.

475. Ловильный инструмент обеспечивает буровой подрядчик по согласованию с геофизической организацией.

476. При невозможности извлечения из скважины прибора с радиоактивным источником последний, по согласованию с органами санитарно-эпидемиологического надзора, должен быть сбит на забой и зацементирован. Дальнейшие операции по проводке ствола скважины должны вестись при дозиметрическом контроле промывочной жидкости.

477. Обо всех случаях оставления в скважине ПВА со взрывчатым материалом должен быть немедленно информирован территориальный орган Ростехнадзора.

478. Поднятая из скважины ПВА, не подлежащая разряжанию вследствие деформации корпуса, должна быть возвращена на склад взрывчатых материалов с соблюдением мер безопасности, предусмотренных эксплуатационной документацией

479. В случаях появления признаков газонефтеводопроявления скважина должна быть незамедлительно загерметизирована.

Требования безопасности при исследовании скважин

480. Проектной документацией должны быть предусмотрены площадки для размещения установок по исследованию скважин, а также решения по их освещению, электроснабжению и заземлению.

481. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных планов работ, разработанных в соответствии с ОМ.

482. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

483. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Разрешается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат.

484. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

485. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сернистого водорода более 6% - выполнена из материала, стойкого к коррозии сернистого водорода.

486. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин с выходом жидкого продукта осуществляется со сбором в приемную емкость или в коммуникации с последующей утилизацией.

Требования к территории, зданиям и сооружениям

487. На объектах ОПО ПХГ запрещено размещение временных сооружений, не предусмотренных проектом строительства ОПО ПХГ, и хранение строительных материалов вне складских площадок.

488. Территория ОПО ПХГ (КС, ГРС, ГРП, ГСП, УПГ, крановые узлы) ограждается. Ограждение выполняется высотой не менее 2,2 м и поддерживается в исправном состоянии.

489. На ограждении при въезде (входе) размещаются сведения о названии и принадлежности объекта к ЭО (филиалу ЭО), схема движения автотранспорта по территории а также другие надписи и обозначения в соответствии с требованиями законодательства.

490. Территории должны быть спланированы, при необходимости предусматривается дренаж (водоотведение). Шурфы, траншеи и приямки ограждаются.

491. Подземные коммуникации и колодцы снабжаются указателями их назначения, положения и принадлежности.

492. Утверждённые техническим руководителем технологические схемы размещаются в ПДС ЭО и соответствующих цехах, службах, участках по их принадлежности.

493. Доступ подрядчиков, посетителей и других лиц, не принадлежащих к эксплуатационному персоналу ОПО ПХГ, на территорию ОПО ПХГ должен осуществляться в порядке, установленном ЭО.

494. ОПО ПХГ должен быть обеспечен телефонной и радиосвязью.

495. Территории КЦ со стороны воздухозаборных устройств ГПА и теплообменного оборудования засевается газонной травой или применяется твердое покрытие во избежание запыления воздуха.

496. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории производственных объектов принимаются меры по устранению их последствий.

497. Площадки, переходы и углубления в помещениях, а также узлы оборудования с перепадом по высоте более 0,75 м оборудуются лестницами с ограждением перилами.

498. Контроль загазованности в колодцах, в том числе водопроводных и канализационных, подземных помещениях и закрытых каналах, расположенных на промышленных площадках вдоль подземных газопроводов на расстоянии до 15 м от них по обе стороны, осуществляется по графику не реже одного раза в квартал, а в первый год их эксплуатации - не реже одного раза в месяц с записью в журнале.

499. Крышка колодца оборудуется отверстием диаметром от 20 до 30 мм для предотвращения скопления газа и отбора проб воздуха без спуска в колодец.

500. Работы в колодцах на ОПО ПХГ относятся к газоопасным работам.

501. На территории ОПО ПХГ скорость движения транспортных средств ограничивается до 20 км/ч.

502. Здания и сооружения ОПО ПХГ два раза в год (весной и осенью) осматриваются для выявления дефектов, а также проводятся внеочередные осмотры после стихийных бедствий (землетрясения, ураганные ветры, ливни, большие снегопады и т.д.) или аварий. Результаты осмотров оформляются актами.

503. При появлении в строительных конструкциях трещин, изломов принимаются меры по мониторингу их состояния до устранения повреждений.

504. В первый год эксплуатации осуществляются наблюдения за осадкой фундаментов зданий и сооружений. В дальнейшем, состояние фундаментов периодически контролируется визуально, при необходимости - инструментальными измерениями.

505. Газопроводы и другие коммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметь уплотнения, выполненные в соответствии с проектом

506. Фундаменты оборудования защищаются от воздействия на них масла, газового конденсата и других жидкостей.

507. Для поддержания работоспособного состояния зданий и сооружений:

обеспечивается своевременное техническое обслуживание и ремонт;

поддерживается в исправном состоянии основное и аварийное освещение, системы вентиляции и отопления;

поддерживаются в исправном состоянии теплоизолирующие покрытия;

поддерживаются в работоспособном состоянии инженерные коммуникации;

металлические конструкции стен и перегородок защищаются от коррозии.

508. Порядок поддержания ИТСО в исправном состоянии, порядок и периодичность их проверки устанавливается ЭО. ЭО по договору может возложить эти обязанности на специализированную организацию.

Трубопроводы и ТПА

509. К трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются настоящие Правила, относятся:

трубопроводная обвязка устьев скважин;

шлейфы скважин;

газопроводы ГСП, ГРП;

газосборные коллекторы;

межплощадочные газопроводы-коллекторы;

газопроводы УПГ;

газопроводы КС, включая газопроводы топливного, пускового и импульсного газа;

входные и выходные газопроводы ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу до магистрального газопровода;

метанолопроводы;

трубопроводы ДЭГа.

510. За пределами производственной площадки трасса трубопровода обозначается на местности опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями, расположенными на высоте от 1,5 до 2 м от поверхности земли. Данные знаки устанавливаются в пределах прямой видимости, но не реже чем через 1000 м, а также на углах поворота более 300 и пересечениях трассы с другими трубопроводами и коммуникациями. Знаки устанавливаются на расстоянии не более одного метра от оси трубопровода.

511. Необходима установка знаков:

- "Якорь не бросать" на водных переходах;

- "Остановка запрещена" на переходах через автомобильные дороги.

512. При надземной прокладке трубопроводов необходимо устанавливать и закреплять опознавательно- предупредительные знаки на опорах трубопровода в доступном и видном месте.

513. При прохождении трассы трубопровода по территориям сельскохозяйственного назначения количество знаков может быть уменьшено, если их установка препятствует проведению сельхозработ. Знаки в этом случае устанавливаются за пределами посевных площадей по краям полей.

514. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.

515. Все надземные переходы балочного типа оборудуются ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц и механизмов к трубопроводу, должны иметь защитное покрытие и предупредительный знак "Проход и проезд запрещены".

516. На всех участках трубопровода обеспечивается возможность вдольтрассового проезда и подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

517. Полоса земли шириной не менее 3 м от оси с каждой стороны трубопровода должна периодически расчищаться ЭО от древесной и кустарниковой поросли для обеспечения видимости трассы с воздуха, свободного передвижения техники и пожаробезопасности.

518. В зависимости от срока службы трубопроводов, условий их эксплуатации и проектных решений выполняются следующие контрольные мероприятия по оценке технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ:

- осмотры;

- ревизия (освидетельствование, техническое диагностирование) трубопроводов;

- испытания на прочность и плотность (герметичность);

- экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ).

519. Осмотр трассы, охранной зоны трубопроводов и участков трубопроводов надземного исполнения проводится не реже двух раз в месяц в соответствии с утвержденным графиком.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки, обнаружения падения давления в трубопроводе по показаниям манометров.

Результаты должны фиксироваться в журнале наружного осмотра трубопроводов.

520. Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.

521. Сроки проведения ревизии трубопроводов ОПО ПХГ устанавливаются с учетом, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии (ТД) трубопроводов ОПО ПХГ.

522. Первичная ревизия трубопроводов (БТД) ОПО ПХГ проводится в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.

523. Ревизии трубопроводов ОПО ПХГ проводятся в соответствии с графиком, разработанным эксплуатирующей организацией.

524. Периодичность проведения ревизии определяется на основании рекомендованных сроков, указанных в заключении о техническом состоянии трубопроводов отчёта о техническом диагностировании. Период между ревизиями не должен превышать 8 лет.

525. При проведении ревизий трубопроводов ОПО ПХГ необходимо:

провести контрольный осмотр трубопровода;

выделить участки, работающие в наиболее тяжелых условиях;

произвести шурфование;

проверить глубину залегания трубопровода;

проверить состояние наружной изоляции;

провести визуальный осмотр трубопровода и сварных швов на предмет коррозийных повреждений;

проверить герметичность запорной арматуры;

обследовать переходы через водные преграды, ж/д и автодороги;

на переходах через автомобильные и железные дороги проверить состояние защитного футляра и отсутствие электрического контакта трубопровода с защитным футляром;

при необходимости произвести испытание трубопровода на прочность, плотность (герметичность), сроки испытаний не должны превышать двойную периодичность ревизий.

526. Испытания трубопроводов ОПО ПХГ на прочность, плотность (герметичность) проводятся, если проектом предусмотрено их проведение или отсутствует возможность инструментальной оценки технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ. Периодические испытания на прочность и плотность (герметичность) проводятся с краткосрочным повышением давления до величины 1,25 от максимального рабочего давления, но не превышающим максимальное проектное. Испытания на плотность проводятся в течение 6 часов. Результаты испытания оформляются актом и вносятся в паспорт (эксплуатационный формуляр) трубопровода.

527. Трубы, ТПА и приводы ТПА применяются в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надежности.

528. Подразделения ЭО составляют технические паспорта (эксплуатационные формуляры) на трубопроводы (Приложение 3) в границах обслуживания. Технический паспорт участка газопровода хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газопровода, назначенного приказом по ЭО или обособленному подразделению ЭО.

529. В технические паспорта (эксплуатационные формуляры) трубопровода вносятся проектные характеристики и сведения о проведенных диагностических обследованиях, ремонтно-профилактических, аварийно-восстановительных работах, капитальных ремонтах и реконструкции газопроводов в течение месяца после оформления документации на выполненные работы.

530. ТПА должна иметь указатель положения затвора или возможность определения положения запорного органа по конструктивным особенностям ТПА, а также нумерацию в соответствии с технологической схемой ПХГ. Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки. Эксплуатация ТПА в положениях между "открыто" и "закрыто" не допускается.

531. Для управления запорной арматурой применяются приводы различных конструкций и способов управления. Приводы оснащаются надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначаются направления "Открыто" и "Закрыто".

532. При эксплуатации трубопроводов и ТПА запрещается:

производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;

соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу рассеивания;

использовать ТПА в качестве опор;

применять для управления ТПА рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;

применять удлинители к ключам для крепежных деталей;

вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напряжения с питающей электрической линии;

применять устройства с открытым пламенем или взрывоопасные газы для обогрева узлов арматуры, блока управления, импульсных трубок и т.д. (обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами во взрывобезопасном исполнении);

стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;

дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах.

533. Гидросистемы пневмо - и электрогидравлических приводов ТПА заправляются демпферной жидкостью производителем с указанием марки заправленной демпферной жидкости на гидроцилиндре. При эксплуатации допускается применение аналогов демпферных жидкостей. При замене демпферной жидкости гидросистема опорожняется полностью и промывается, попадание воды в системы пневмогидравлического управления в процессе эксплуатации не допускается. Марка заправленной демпферной жидкости заносится в журнал технического обслуживания и ремонта, технический паспорт и при изменении марки меняется надпись на гидроцилиндре привода.

534. Электроприводы и узлы управления ТПА подлежат заземлению в соответствии с проектом. Эксплуатация заземляющих устройств осуществляется в соответствии с требованиями ПТЭЭП.

535. Работоспособность ТПА проверяется в соответствии с эксплуатационной документацией.

536. Системы телемеханики и резервирования импульсного газа проверяются одновременно с ТПА.

537. Обратная арматура технологической обвязки КС не реже одного раза в год подлежит вскрытию и внутреннему осмотру, если это предусмотрено конструкцией арматуры.

538. Территории площадок ТПА защищаются от поверхностных вод, планируются и покрываются неткаными материалами (в случае необходимости определяемой проектом), засыпаются твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.), на ограждении вывешиваются утвержденные технологические схемы.

Площадочные производственные объекты

539. Производственные объекты ПХГ имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняются на видных местах.

540. Контроль качества газа, масел, смазок, охлаждающих жидкостей, технической и питьевой воды, а также контроль загазованности рабочих зон, помещений и колодцев осуществляется эксплуатационным персоналом в соответствии с методическими указаниями (рекомендациями) или производственными инструкциями.

541. Периодичность и объем ТО и Р определяются на основании требований эксплуатационной и ремонтной документации производителей с учетом технического состояния оборудования. Планы-графики ремонтов разрабатываются эксплуатационными службами с учетом плана по закачке и отбору газа.

542. На каждый ОПО ПХГ должен быть разработан и утвержден перечень газоопасных работ, который ежегодно должен пересматриваться и утверждаться вновь.

543. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух взрывоопасных паров, газов и пыли необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды. Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы ОПО ПХГ.

544. Средства аварийной сигнализации, контроля возгораний и состояния воздушной среды, установленные в соответствии с проектной документацией, должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации или инструкцией разработанной ЭО с учётом заводской по утвержденному в ЭО плану (графику).

545. Перед пуском оборудования ПХГ воздух вытесняется из системы инертным газом на свечу рассеивания. Если рабочей средой установки является природный газ, не содержащий примесей, делающих его токсичным, высокотоксичным и представляющим опасность для окружающей среды химически опасным веществом в соответствии с подпунктами д, е, ж приложения N 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", вытеснение воздуха из аппаратов и трубопроводов на свечи может проводиться природным газом давлением не более 0,1 МПа. Вытеснение воздуха газом признается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода или аппарата, составляет не более 1%.

546. Ремонт вспомогательных механизмов, устройств и систем, непосредственно связанных с основным оборудованием, проводится одновременно с ремонтом последнего.

547. Корректирование эксплуатационным персоналом предпусковых условий или изменение уставок срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, а также изменение инструкций по эксплуатации ГПА не допускается.

548. Повторный пуск ГПА проводится только после выявления и устранения причин отказа по согласованию с ПДС ЭО.

549. Эксплуатационным персоналом при работе КЦ поддерживается заданный ПДС режим работы, осуществляется дистанционный и местный контроль и периодическую регистрацию параметров, проводится регулярные обходы и осмотры оборудования, анализируются причины изменения и отклонения параметров от нормальных величин, принимаются меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

не допускать повышения давления газа после ЦБН выше РРД путем регулирования частот вращения роторов, изменения числа работающих ГПА и перестройки схемы их работы (автоматическая защита должна срабатывать при повышении давления на 0,15 МПа выше разрешенного);

контролировать объемные расходы газа через ЦБН и предупреждать возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности), изменяя число и схемы работы ГПА, частоты вращения роторов, режим работы МТ, а также перепуском газа;

не допускать превышения предельных рабочих параметров ГПА;

контролировать и регулировать равномерность распределения нагрузок по цилиндрам ГМК;

следить за изменением метеоусловий и параметров атмосферного воздуха, предупреждать возможность обледенения всасывающего тракта ГТУ контролем над работой противообледенительной системы;

не допускать возникновения местных источников запыления атмосферного воздуха;

контролировать разрежение во всасывающем тракте ГТУ;

производить своевременную, установленную инструкцией по эксплуатации, очистку проточной части осевого компрессора;

контролировать перепады давлений и их изменение во времени в установках очистки и охлаждения газа, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций для предотвращения работы оборудования с гидравлическими сопротивлениями, превышающими допустимые пределы;

обеспечивать эффективную и надежную работу установки очистки газа включением необходимого числа аппаратов и периодическим удалением механических примесей;

контролировать рабочие параметры систем топливного, пускового и импульсного газа, при необходимости осуществлять регулирование и оперативное переключение;

контролировать уровень масла в маслобаках и производить их своевременную дозаправку, как правило, в дневную смену;

контролировать давление и температуру в системах смазки, регулирования и уплотнения;

обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах, установленных инструкциями по эксплуатации;

контролировать значения перепадов давления в масляных фильтрах и производить своевременную их очистку;

контролировать уровень вибраций оборудования, трубопроводов и его изменение во времени;

контролировать наличие подаваемой электроэнергии переменного и постоянного тока;

контролировать комплектность и работоспособность средств пожарной безопасности;

контролировать уровень загазованности в газоопасных зонах и в необходимых случаях организовывать инструментальные измерения концентраций газа переносными средствами;

проверять исправность резервного и аварийного оборудования и проводить их оперативные переключения;

проводить отбор проб для химического анализа смазочных масел и охлаждающих жидкостей;

учитывать безвозвратные потери масла из маслосистемы;

выявлять и принимает меры по устранению утечек газа.

550. В процессе эксплуатации подвергаются испытаниям на срабатывание (включение и/или функционирование) в соответствии с эксплуатационными инструкциями следующие системы и оборудование:

резервные и аварийные источники электроснабжения - не реже одного раза в месяц без принятия нагрузки и один раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузку, близкую к номинальной;

резервная котельная, газовые воздухонагреватели и другие средства индивидуального нагрева - ежемесячно в зимний период;

системы водяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения - в сроки, определенные инструкциями по эксплуатации;

система аварийного отключения КС - при плановом останове КС;

общестанционная ТПА - не реже двух раз в год. Проверка производится путем перестановки ТПА вручную и дистанционно.

Автоматические защиты оборудования КС в период закачки проверяются не реже:

одного раза в квартал - от превышения давления газа на выходе;

одного раза в месяц - от снижения давления топливного газа;

одного раза в месяц - от превышения уровня загазованности с включением вытяжной вентиляции.

551. Оборудование и системы КС в установленные сроки подвергаются соответствующими испытаниями, осмотрами и проверками. Результаты (акты) испытаний вносятся в паспорт (эксплуатационный формуляр).

552. На пылеуловители и фильтры-сепараторы наносится станционный номер в соответствии с технологической схемой.

553. Запрещается работа аппаратов очистки газа при отсутствии контроля перепада давления, с перепадом давлений выше предусмотренного технической документацией и неисправными устройствами дренажа.

554. Оперативное обслуживание УОГ включает периодическое выполнение следующих операций:

внешний осмотр оборудования и коммуникаций;

контроль перепада давлений на установке;

контроль уровня жидкости в аппаратах очистки;

контроль работоспособности устройств дренажа и подогрева;

удаление из аппарата жидкости и шлама.

555. Резервуары ОПО ПХГ, находящиеся в эксплуатации, должны быть обеспечены:

техническим паспортом резервуара;

градуировочной таблицей резервуара;

схемой молниезащиты;

актами на замену оборудования резервуаров.

556. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике с периодичностью указанной в проекте, документации завода изготовителя или инструкции разработанной ЭО с учётом требований проекта или документации завода изготовителя.

557. Для перехода через обвалование резервуаров следует предусматривать лестницы-переходы (на противоположных сторонах) в количестве четырёх для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.

558. На входе в резервуарный парк (на площадку отдельно стоящего резервуара) устанавливается табличка с указанием категории наружных установок по пожарной опасности.

559. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по трубопроводам промканализации в резервуары - шламонакопители, откуда вывозятся на утилизацию.

560. Эксплуатация установки воздушного охлаждения газа проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

561. Запрещается пуск КС в эксплуатацию без ввода в работу АВО газа, если он предусмотрен проектом.

562. АВО газа имеют станционный номер, выполненный на видном месте в соответствии с технологической схемой КС.

563. Количество включенных в работу вентиляторов охлаждения определяется с учетом температурного режима.

564. В случае возрастания перепада давлений газа на АВО выше проектного эксплуатационным персоналом принимаются меры к устранению причины повышенного перепада.

565. Техническое обслуживание АВО газа включает:

внешний осмотр оборудования, опорных конструкций и коммуникаций;

периодическую очистку наружных поверхностей теплообменных секций;

проверку целостности теплообменных секций;

контроль перепада давлений газа на установке;

контроль работы вентиляторов;

контроль вибрации приводных электродвигателей;

контроль сопротивления изоляции электродвигателей;

контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки;

сезонную настройку углов установки лопастей вентиляторов (при необходимости).

Периодичность и объем выполнения указанных операций определяется в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации, проектом или инструкцией, разработанной ЭО с учётом требований заводской инструкции.

566. При эксплуатации систем топливного, пускового и импульсного газа необходимо:

контролировать давление в линиях топливного, пускового и импульсного газа и при необходимости проводить настройку регуляторов;

осуществлять периодическую (не реже одного раза в год) проверку и при необходимости регулировку предохранительных клапанов;

периодически (в зависимости от местных условий) удаляются продукты загрязнения из сепараторов, вымораживателей, ресиверов;

контролировать перепады давлений на фильтрах и при необходимости заменять фильтрующий элемент;

регенерировать или заменять реагенты осушителей импульсного газа;

контролировать работу подогревателей газа и температуру газа после редуцирования;

измерять и регистрировать расход газа на собственные нужды КС;

в соответствии с утвержденным графиком проводится осмотр, ремонт и испытание оборудования;

контролировать уровень загазованности в опасных зонах и в необходимых случаях организовывать инструментальное измерение концентрации переносными средствами;

контролировать работоспособность системы пожарной сигнализации.

567. Оборудование УПГ, ГСП, ГРП должны иметь возможность механического (ручного) регулирования и управления технологическими процессами.

568. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах УПГ, ГСП, ГРП ликвидируются введением ингибиторов гидратообразования, теплоносителей (пара, горячей воды), понижением давления в системе.

569. Использование открытого огня для обогрева оборудования запрещается.

570. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаруживается утечка, запрещается.

571. Запрещается пуск установки при неисправных системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты.

572. Работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем контроля, управления противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать искрообразование. Разрешение для проведения работ во взрывоопасных зонах оформляется в установленном порядке, при этом необходимо соблюдать меры, обеспечивающие безопасность проведения работ.

573. Предупредительная и аварийная сигнализации должны быть постоянно включены в работу.

574. Сменному технологическому персоналу разрешается производить только аварийные отключения отдельных приборов и средств автоматизации в порядке, установленном производственными инструкциями.

575. Насосы, применяемые для перекачки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны быть оснащены:

блокировками, исключающими пуск или прекращающими работу насоса при отсутствии перемещаемой жидкости в его корпусе или отклонениях ее уровней в расходных емкостях от предельно допустимых значений;

средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы, влияющих на безопасность эксплуатации.

576. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие продукты, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

577. Все насосы должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую систему утилизации.

578. При освобождении и продувке насосов сбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещений: жидкий - по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы - на факел или свечу рассеивания.

579. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерацию согласно схеме технологического процесса, а на двигателях - направление вращения ротора.

580. Во время эксплуатации насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку манометрами.

581. Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе не разрешается.

582. В случае обнаружения какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насоса, последний необходимо остановить, проверить и устранить неисправность. Запрещается производить ремонт насоса во время его работы.

583. Резервный насос всегда должен находиться в постоянной готовности к пуску, для отключения его от всасывающих и напорных коллекторов следует использовать только запорную арматуру. Применение для указанной цели заглушек запрещается.

584. Запрещается размещать на горячих частях насоса и трубопроводов ветошь или какие-либо другие предметы.

Требования безопасности при работах в замкнутых пространствах

585. Все лица, которым предстоит работать в замкнутом пространстве аппаратов, резервуаров и другого оборудования, должны пройти инструктаж о возможных опасностях, мерах безопасности, правилах оказания доврачебной помощи и действиях в аварийных ситуациях.

586. Подготовка замкнутого пространства к работам внутри него должна выполняться технологическим персоналом под руководством инженерно-технического работника, хорошо осведомленного о возможных опасностях.

587. Перед установкой заглушек ответственным за подготовку аппаратуры, резервуаров, оборудования и трубопроводов к осмотру, очистке и ремонту должна быть разработана схема их установки, которая утверждается лицом ответственным за подготовку аппаратуры, резервуаров, оборудования и трубопроводов. В этой же схеме также необходимо указать положение запорной арматуры и предусмотреть мероприятия препятствующие самопроизвольной или ошибочной перестановке ТПА.

588. Аппарат (трубопровод) перед установкой заглушки должен быть освобожден от продукта или газа. После установки заглушек, в зависимости от свойств, находившихся в них продуктов, промыт, пропарен, продут инертным газом и (или) чистым воздухом.

589. Заглушки должны иметь хвостовики. Номер, марка стали, условный диаметр и давление выбиваются на хвостовике заглушек.

590. На заглушках, устанавливаемых на фланцевом соединении типа шип-паз без хвостовика, номер и давление выбиваются на их поверхности.

591. Толщина заглушек подбирается из расчета на максимально возможное давление, но не менее 3 мм.

592. Заглушки со стороны возможного поступления газа или продукта должны быть смонтированы на прокладках.

593. После окончания ремонтных работ все временные заглушки должны быть сняты.

594. Установка и снятие заглушек должны регистрироваться в специальном журнале за подписью лиц, проводивших их установку и снятие, и проверяться лицами, ответственными за подготовку и проведение ремонта.

595. Перед выполнением работ в замкнутом пространстве (газоопасных работ) и работ повышенной опасности должен быть оформлен наряд-допуск.

596. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков на проведение работ повышенной опасности и газоопасных работ, утверждаются руководством организации (филиала). Эти лица назначаются из числа руководящих работников.

597. В наряд-допуск должны быть включены следующие сведения:

лицо, ответственное за проведение работ в замкнутом пространстве;

оценка возможных опасностей;

состав бригады (не менее трех человек);

необходимые средства индивидуальной защиты;

потребность в спасательных средствах и специальном инструменте;

меры безопасности, принимаемые в замкнутом пространстве;

периодичность и результаты отбора проб воздушной среды в замкнутом пространстве;

срок действия наряда-допуска;

схема установки заглушек;

применяемые светильники;

отметка о прохождении инструктажа.

598. Если замкнутое пространство имеет дверцу или люк, они должны оставаться открытыми после продувки, а само пространство должно быть проветрено с помощью механической системы принудительной вентиляции, рассчитанной на пропускание больших объемов свежего воздуха.

599. После того как замкнутое пространство очищено и проветрено, механическая вентиляционная система должна продолжать работать, чтобы исключить случайное попадание в него вредных примесей, а также для удаления загрязняющих веществ или тепла, возникающих в результате выполняемых работ (например, сварки и резки, покраски, нанесения покрытия).

600. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве должен быть проведен анализ воздушной среды.

601. Отбор проб воздуха (для определения концентрации горючих газов, нехватки кислорода, присутствия опасных химикатов и физических примесей) в замкнутом пространстве должен проводиться персоналом, имеющим допуск и обученном в этих целях. Используемые при этом приборы должны быть во взрывозащищенном исполнении и поверены.

602. Лица, входящие в замкнутое пространство для отбора проб воздуха перед началом работы, должны использовать дыхательный аппарат автономного действия или шланговый противогаз (в зависимости от конкретных условий). Порядок применения и вид дыхательного аппарата определяет лицо, выдавшее наряд-допуск. Использование фильтрующих противогазов запрещается.

603. Порядок отбора проб воздушной среды должен быть определен в наряде-допуске, а результаты качества воздушной среды в замкнутом пространстве должны заноситься в наряд-допуск и подтверждаться подписью лица, проводившего анализ.

604. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве все работающее от приводов оборудование в замкнутом пространстве и источники питания должны быть выключены, а соответствующие выключатели на распределительном щите заблокированы и снабжены предупреждающими знаками.

605. Непосредственно перед допуском работников в замкнутое пространство лицо, ответственное за проведение работ, должно проверить (путем опроса) состояние здоровья работников, повторно проинструктировать весь состав бригады о безопасных методах работы, проверить качество и соответствие данным условиям работы спецодежды, средств индивидуальной защиты, спасательного снаряжения и инструментов, убедиться в том, что каждый работник знает свои функции и обязанности.

606. В замкнутом пространстве разрешается работать только одному человеку. Если по условиям работы необходимо, чтобы в емкости одновременно находились два человека и более, следует разработать дополнительные меры безопасности и указать их в наряде-допуске.

607. После входа работника в замкнутое пространство он должен застопорить, по возможности, все вращающиеся и движущиеся части механизмов во избежание их случайного приведения в действие.

608. При работе в замкнутом пространстве для подстраховки на случай аварийной ситуации снаружи у входа (люка, лаза), аппарата (резервуара) должны находиться не менее двух наблюдающих работников в таком же снаряжении, как и работающий.

609. Находящиеся снаружи наблюдающие должны поддерживать постоянную связь с лицами, работающими в замкнутом пространстве, следить за правильным положением шланга шлангового противогаза и заборного патрубка, держать в готовности дыхательные аппараты.

610. Лица, входящие в замкнутое пространство, должны надеть на себя разрешенные к применению спасательные пояса с лямками с присоединенной сигнально-спасательной верёвкой.

611. При обнаружении наблюдающим каких-либо неисправностей в защитных средствах или плохого самочувствия работника в замкнутом пространстве работа должна быть немедленно прекращена, а работник выведен из замкнутого пространства.

612. При обнаружении в замкнутом пространстве паров легковоспламеняющихся жидкостей или газов работы должны быть немедленно прекращены.

613. По каждой установке и объекту должен быть разработан порядок подготовки аппаратов, резервуаров и оборудования, включая схемы освобождения от продуктов, вредных веществ, схемы их пропарки, промывки, проветривания и другие меры, обеспечивающие безопасность работающих.

614. Аппараты, резервуары и оборудование, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра и очистки, должны быть остановлены, освобождены от продукта, отключены и заглушены от действующей аппаратуры, пропарены и проветрены. Продолжительность пропарки, продувки, необходимость промывки водой, проветривания определяются для каждого случая в отдельности.

615. Все трубопроводы, связанные с подлежащими вскрытию аппаратами, резервуарами и оборудованием, должны быть отключены при помощи задвижек и заглушек.

616. Сброс стоков из аппаратов, резервуаров и оборудования при их подготовке должен производиться в специальные дренажные (аварийные) емкости или промышленную канализацию, предусмотренную проектом.

617. Пропарка резервуара должна производиться при открытом верхнем люке. Пар должен подаваться через нижний люк.

618. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы должны быть заземлены. Наконечники шлангов должны быть изготовлены из металла, не дающего искр.

619. Крышки открытых люков должны быть прикреплены к люкам одним-двумя болтами, закрепленными гайками.

620. После окончания подготовительных мероприятий (пропарки, промывки и проветривания) должен быть проведен анализ воздуха из резервуара или аппарата на содержание паров, газов и кислорода с записью в наряде-допуске.

621. Вскрытие резервуаров, аппаратов и оборудования для внутреннего осмотра и очистки разрешается производить только в присутствии ответственного лица за подготовку и проведение работ.

622. Отвертывание и завертывание гаек на фланцевых соединениях люков аппаратов, резервуаров (емкостей), трубопроводов и арматуры должно производиться гайковертами с пневматическим или гидравлическим приводом или искробезопасными гаечными ключами.

623. Вскрытие люков на аппаратах колонного типа должно производиться по порядку сверху вниз, чтобы не создать через аппарат ток воздуха.

624. Резервуар и аппарат, нагретые в процессе подготовки, перед спуском в них людей должны быть охлаждены до температуры, не превышающей 30°С. В случае необходимости проведения работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная продувка свежим воздухом, применение асбестовых костюмов, теплоизолирующей обуви, частые перерывы в работе). Запрещается работа внутри резервуара и аппарата при температуре превышающей 30°С.

625. Запрещается сбрасывать с высоты вниз грязь, твердые отложения, извлекаемые из резервуаров и аппаратов во время их очистки. Для этой цели должны применяться устройства малой механизации.

626. При очистке резервуаров и аппаратов необходимо применять инструменты (средства очистки), изготовленные из материалов, не дающих искр.

627. Для освещения внутри аппаратов и резервуаров должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 В. Включение и выключение светильников необходимо производить снаружи.

628. Работы по очистке от отложений блочного горизонтально-цилиндрического аппарата и отстойников должны производиться гидромеханическим способом при помощи малогабаритного гидромонитора, исключающего пребывание работника внутри аппарата в период очистки. После очистки резервуары и аппараты должны быть промыты водой.

629. После окончания работы внутри резервуара или аппарата работник должен проверить отсутствие посторонних предметов, передать наблюдающим инструмент, светильник и только после этого выйти наружу.

630. При очистке теплообменников гидравлическим или химическим способом работники должны предварительно пройти специальный инструктаж по безопасности труда и применять соответствующие средства защиты.

631. Работники, производящие химическую очистку, должны быть одеты в спецодежду, резиновые перчатки и защитные очки.

Требования к технологическим регламентам ОПО ПХГ

632. Технологический регламент является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или его отдельных стадий, режимы производства, безопасные условия работы в соответствии с действующими нормативными техническими документами.

633. Технологический регламент разрабатывается эксплуатирующей организацией или её обособленным подразделением (филиалом) на каждый технологический процесс. Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом для обеспечения безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных технологических систем:

газосборных пунктов и ГРП;

установок комплексной подготовки газа;

установок низкотемпературной сепарации;

установок гликолевой осушки газа;

установок регенерации абсорбентов;

установок регенерации метанола;

компрессорных цехов;

иных технологических установок, влияющих на безопасную эксплуатацию и качество продукции.

634. При проведении опытной эксплуатации, опробования нового оборудования в процессе реконструкции, технического перевооружения на действующем ОПО с утвержденными технологическим регламентом разрабатывается отдельный технологический регламент.

635. Технологический регламент состоит из двух частей:

Текстовая часть;

Альбом технологических схем.

636. Текстовая часть состоит из следующих разделов:

Общая характеристика производственного объекта;

Характеристика применяемых исходного сырья, материалов, реагентов;

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта;

Нормы технологического режима;

Контроль технологического процесса;

Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях;

Безопасная эксплуатация производства;

Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей;

Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств;

Технологические и вентиляционные выбросы;

Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов;

Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации;

Лист согласования;

Лист регистрации изменений в технологический регламент;

637. Альбом технологических схем состоит из следующих разделов:

Условные обозначения оборудования, запорной и регулирующей арматуры;

Условные обозначения приборов КИП и А;

Технологические схемы;

Схема подземных коммуникаций;

Схема инженерных сетей.

638. При большом объеме информации допускается разделять текстовую часть на несколько книг.

639. Нумерация разделов технологического регламента и таблиц сквозная. Пункты и подпункты внутри разделов технологического регламента должны иметь сквозную многоуровневую нумерацию.

640. Титульный лист технологического регламента оформляется по форме приложения 4 (А). Титульный лист альбома технологических схем оформляется по форме приложения 4 (Б). Лист регистрации изменений в технологический регламент оформляется по форме приложения 4 (В).

641. Содержание раздела ТР "1. Общая характеристика производственного объекта":

полное наименование производственного объекта;

назначение производственного объекта;

год ввода в эксплуатацию;

наименования научно-исследовательских и проектных организаций, разработавших технологический процесс и выполнявших проект;

количество технологических линий (потоков) и их назначение;

сведения о реализованных проектах расширения, реконструкции и технического перевооружения.

Информация излагается в текстовой форме.

642. Содержание раздела ТР "2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции":

характеристика исходного сырья в соответствии с требованиями НТД;

характеристика реагентов, в соответствии с требованиями НТД;

характеристика материалов в соответствии с требованиями паспортов на оборудование или иными регламентирующими документами.

Информация в разделе излагается в текстовой и табличной форме в соответствии с приложением 4 (Г).

643. Содержание раздела "3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта":

В разделе дается описание каждой технологической схемы приведенной в альбоме технологических схем.

Описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса, начиная с поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса и оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы.

По ходу описания схемы указываются основные схемы автоматизации и блокировки.

Информация излагается в текстовой форме.

644. Раздел "4. Нормы технологического режима"

В разделе указываются показатели режима на различных стадиях процесса в технологическом оборудовании и технологических коммуникациях, регламентируемые показатели режима: температура, давление, расход, время операций, количество загружаемых или подаваемых компонентов и другие показатели, влияющие на безопасную эксплуатацию и качество продукции.

При маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны соответствовать номерам позиций на технологической схеме.

Все показатели режима, в том числе расход, давление, температура, указываются с возможными допусками или интервалами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию и получение готовой продукции заданного качества, а единицы измерения приводятся в действующей системе СИ.

Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (Д)).

645. Раздел "5. Контроль технологического процесса"

В разделе дается информация по аналитическому (лабораторному и автоматическому) контролю технологического процесса, а также контролю при помощи систем сигнализаций и блокировок каждой стадии.

Информация по аналитическому контрою излагается в табличной форме (приложение Е). Сначала указывается нормы лабораторного контроля, затем автоматического.

Информация по перечню блокировок и сигнализаций излагается в табличной форме (приложение 4 (Е)).

646. Раздел "6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта"

Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях включают:

взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом и другими материалами и ресурсами;

особенности пуска и остановки в зимнее время;

описание пуска и остановки излагается последовательно с соблюдением требуемого режима выполнения работ с указанием последствий их нарушения.

Информация излагается в текстовой форме.

647. Содержание раздела ТР "7. Безопасная эксплуатация производства":

данные об имеющихся опасностях;

взрывопожароопасные и токсические свойства сырья, реагентов, материалов;

классификация технологических блоков по взрывоопасности;

взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок;

категории электроснабжения зданий, сооружений и наружных установок;

аварийная остановка производства.

В подразделе "Данные об имеющихся опасностях" приводятся сведения о производственных факторах, которые могут привести к пожарам, взрывам, отравлениям, а также комплекс всех технико-технологических и организационных мероприятий, снижающий риск возникновения опасностей на производственном объекте. Информация излагается в текстовой форме.

В подразделе "Взрывопожароопасные и токсические свойства сырья, реагентов, материалов" приводятся сведения, характеристики опасности, физико-химические свойства сырья, реагентов и материалов, обращающихся в производстве. Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (Ж)).

В подразделе "Классификация технологических блоков по взрывоопасности" приводятся сведения, характеризующие технологические блоки в соответствии с делением, принятыми в Декларации промышленной безопасности и Плане мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте. Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (З)).

В подразделе "Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок" приводятся сведения, характеризующие здания и сооружения по пожарной опасности и санитарным требованиям. Информация излагается в табличной форме (приложение 4(З)).

В подразделе "Категории электроснабжения зданий, сооружений и наружных установок" приводятся сведения об электроснабжения зданий и сооружения, системах аварийного электроснабжения. Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (З)).

Подраздел "Аварийная остановка производства" состоит из двух пунктов:

В пункте "Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации" приводятся сведения о наиболее вероятных неполадках в технологическом процессе, устраняемых без остановки оборудования или производственного процесса в целом, причинах их возникновения и мероприятиях по каждой причине, направленных на стабилизацию производства и нормализацию технологического режима. Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (З)).

В пункте "Инструкция по безопасному аварийному останову производства" дается четкая последовательность мероприятий и действий технологического и вспомогательного персонала, направленных на полную безопасную остановку производственного процесса. Информация излагается в текстовой форме.

648. Содержание раздела "8. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей":

методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны, защита технологических процессов и оборудования от аварий и травмирования работающих;

защита технологических процессов и оборудования от аварий.

Информация излагается в текстовой и табличной форме в соответствии с приложением 4 (И).

649. Содержание раздела ТР "9. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств":

безопасные методы обращения с пирофорными отложениями (при необходимости);

способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях;

индивидуальные и коллективные средства защиты работающих;

тушение возможных возгораний;

безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования;

основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов, и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем;

Информация излагается в текстовой и табличной форме в соответствии с приложением 4 (К).

650. Раздел "10. Технологические и вентиляционные выбросы"

В разделе дается характеристика по всем организованным источникам выбросов.

Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (Л)).

651. Раздел "11. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов"

В разделе дается характеристика установленного основного и вспомогательного технологического оборудования, регулирующих клапанов, предохранительных клапанов, установленных на опасном производственном объекте.

Информация излагается в табличной форме (приложение 4 (М)).

652. Раздел "12. Перечень инструкций и нормативно-технической документации".

В разделе дается полный перечень технологические, должностные инструкции, инструкции по охране труда, необходимые для обеспечения безопасности ведения процесса, обслуживания и ремонта оборудования, приводится перечень нормативно-технической документации, утверждаемой руководством организации, а также действующие типовые инструкции, нормы, правила, обязательные к руководству и выполнению работниками организации.

Информация излагается в текстовой форме и разделяется по типам НТД.

653. Альбом технологических схем является графическим приложением к технологическому регламенту и включает в состав, помимо технологической схемы, являющейся приложением к разделу "Описание технологического процесса", схемы электроснабжения и другие графические материалы, обеспечивающие полноту необходимой для безопасной эксплуатации ОПО ПХГ информации.

На технологической схеме указывается все технологическое оборудование, коммуникации, основные органы управления и регулирования, точки контроля и регулирования технологических параметров режима.

Экспликация оборудования приводится на каждом листе технологических схем по форме приложения 4 (Н).

654. В действующий технологический регламент могут вноситься изменения, связанные с необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и т.д. по форме приложения 4 (О).

При необходимости разрабатывается новая технологическая схема.

655. Срок действия технологического регламента для ОПО ПХГ составляет 5 лет.

При наличии изменений, внесение которых не затрудняет пользование технологическим регламентом, или при их отсутствии, срок действия может быть продлен еще на 5 лет, но не более одного раза.

Срок действия изменений соответствует сроку действия технологического регламента. По окончании срока действия ТР пересматривается с учетом произошедших изменений.

Подготовка ОПО ПХГ к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка

656. ЭО разрабатываются планы подготовки ОПО ПХГ к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка.

657. Службами обособленных подразделений ЭО (филиалов) разрабатываются мероприятия по реализации плана подготовки ОПО ПХГ к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка. Особое внимание уделяется обеспечению работоспособности систем пожаротушения, водо-, тепло- и электроснабжения, аварийного освещения, наличию запасов химреагентов (метанол, ДЭГ), горючесмазочных материалов, в том числе зимних сортов, отсутствию утечек газа, воды, масла и других рабочих жидкостей.

658. При подготовке ОПО ПХГ к эксплуатации в осенне-зимний период:

ЭО приказом назначается комиссия/комиссии по проверке готовности с привлечением по согласованию представителей заинтересованных организаций;

по результатам проверок составляются акты проверок, в случае выявления нарушений составляются мероприятия по их устранению.

659. В план подготовки объектов и сооружений ПХГ к эксплуатации в условиях весеннего паводка включаются:

подготовка аварийной техники, проверка ТПА;

создание необходимых запасов ГСМ и метанола;

проверка и при необходимости устройство водоотводов и водопропусков;

очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов снега и льда;

ремонт мостов через водные преграды;

ремонт лежневых дорог;

подготовка средств передвижения по воде;

размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений;

организация связи;

другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы газопровода во время паводка.

V. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ. ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ ПХГ

660. На ОПО ПХГ осуществляется ОМ, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.

661. При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:

объект хранения газа;

контрольные горизонты;

эксплуатационные, наблюдательные, контрольные, поглотительные, геофизические, законсервированные и ликвидированные и др. скважины в пределах горного отвода ОПО ПХГ. При разработке ОМ учитываются горно-геологические особенности различных участков объекта хранения в целях определения особенностей формирования и расформирования искусственной газовой залежи.

662. В рамках ОМ ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:

общий объем газа;

активный объем газа (в том числе долгосрочный резерв);

буферный объем газа;

объем закачки (отбора) газа;

объем пластовой жидкости, добываемой при отборе газа;

затраты газа на собственные технические (технологические) нужды;

суточная производительность эксплуатационных скважин (для вновь проектируемых ОПО ПХГ) и ОПО ПХГ в целом;

газонасыщенный поровый объем хранилища;

компонентный состав газа, точка росы;

соответствие качества подготовленного к транспорту газа установленным требованиям;

давление в объекте хранения;

уровни и давление в контрольных горизонтах;

давление, температура в технологической линии (скважина - газосборный пункт (компрессорная станция) - газопровод подключения);

межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;

поверхностные газопроявления на хранилище;

содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;

газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов;

газоводяной контакт.

663. При эксплуатации ПХГ ежесуточно проводятся замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа..

664. При эксплуатации скважин проводится контроль технического состояния, который включает:

диагностику целостности и износа обсадных колонн и насосно-компрессорных труб геофизическими методами;

контроль заколонных перетоков и техногенных скоплений газа геофизическими методами;

замер межколонных давлений;

диагностирование технического состояния фонтанных арматур и колонных головок;

контроль приустьевых участков и околоскважинной территории на предмет наличия флюидопроявлений.

665. При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.

666. Учет и замер количества добываемой пластовой жидкости осуществляется как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому газосборному пункту. Для вновь проектируемых ОПО ПХГ необходимо предусматривать периодический замер количества пластовой жидкости по каждой эксплуатационной скважине отдельно с использованием измерительного сепаратора.

667. Закачку промышленных стоков на ОПО ПХГ осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давление нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.

668. Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и других показателей, определенных требованиями потребителей и их соответствия нормативным значениям.

669. Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на ГСП. Регулирование дебита не полным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается

670. В процессе эксплуатации скважин ПХГ должен осуществляться контроль устьевого и межколонного давления с периодичностью предусмотренной объектным мониторингом. Замер осуществляется как постоянно установленными, так и переносными контрольно-измерительными приборами.

671. При использовании геофизических методов наблюдения за герметичностью объекта хранения выполняются работы по выявлению заколонных перетоков и техногенных скоплений газа по фонду скважин, которые осуществляются в соответствии с планом-графиком геофизических исследований. По скважинам, на которых проектом предусмотрена обвязка обсадных колонн и наличие замерных устройств необходимо проводить замер давления и расхода газа между обсадными колоннами при максимальном (приближенном к максимальному) давлении в ПХГ не реже 1 раза в год.

672. Возможность эксплуатации скважин с МКД должна подтверждаться результатами оценки их безопасности, проведенной по данным исследований межколонных проявлений. Исследования скважин с МКД проводятся в соответствии с Приложением 5 настоящих Правил.

673. Запрещается эксплуатация скважин с межколонными проявлениями, имеющими признаки предельных состояний в соответствии с Приложением 6 настоящих Правил.

VI. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ОПО ПХГ

674. Консервация и ликвидация ОПО ПХГ проводится в соответствии с документацией на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ при положительном заключении ЭПБ.

675. Консервация ОПО ПХГ или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.

676. При консервации ОПО ПХГ пользователь недр или уполномоченный им представитель должен обеспечивать контроль за герметичностью объекта хранения, скважин и их устьев, расположенных в пределах лицензионного участка, на протяжении всего периода консервации.

677. Консервация и ликвидация скважин входящих в состав ОПО ПХГ осуществляется в соответствии с документацией, которая разрабатывается в составе проектов разработки подземных хранилищ газа, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин, а случае отсутствия таких разделов в указанных проектах виде отдельной документации.

Документация на ликвидацию и консервацию скважин может быть индивидуальной, групповой (группа скважин на одном ПХГ) и зональной (группа скважин на нескольких площадях и ПХГ с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками).

678. Разработка документации на консервацию и ликвидацию скважин осуществляется пользователем недр или его представителем.

679. В состав документации на ликвидацию скважин включаются следующие разделы:

общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин, вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);

технологические и технические решения по ликвидации скважин, оборудования ствола скважин и устья;

порядок организации работ по ликвидации скважин;

мероприятия по обеспечению пожарной безопасности;

мероприятия по обеспечению безопасности работ при ликвидации или консервации ОПО ПХГ;

мероприятия по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охраны окружающей среды.

Работы по консервации и ликвидации скважин (с учетом результатов проверки технического состояния скважин) проводятся пользователем недр.

Детальное описание проводимых работ по каждой конкретной скважине приводится в плане изоляционно-ликвидационных работ.

680. Временная приостановка работы скважин в составе ОПО ПХГ по технологическим причинам может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.

681. При консервации и ликвидации объектов хранения, скважин, наземных зданий и сооружений ОПО ПХГ они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.

682. В состав документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ включаются следующие разделы:

мероприятия по максимально возможному отбору газа из объекта хранения с обеспечением требований безопасности населения, охраны недр и окружающей среды;

общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин, вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);

решения о целесообразности использования подземных резервуаров для иных целей;

способы консервации (ликвидации) ОПО ПХГ и его частей;

порядок и график проведения работ;

мероприятия по безопасности жизни и здоровья населения;

мероприятия по охране недр;

мероприятия по охране окружающей среды;

мероприятия по охране зданий и сооружений;

мероприятия по рекультивации нарушенных земель;

мероприятия по предотвращению загрязнения питьевых водоносных горизонтов;

мероприятия по контролю за состоянием недр.

683. В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется необходимое количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.

684. При консервации и ликвидации ОПО ПХГ осуществляется контроль состояния объекта хранения и контрольных горизонтов путем проведения промысловых, геофизических и гидрохимических исследований, при которых контролируется давление, газонасыщенность, содержание растворенного газа в объекте хранения и контрольных горизонтах.

685. Пользователь недр обеспечивает ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, а также сохранность скважин, которые могут быть использованы при эксплуатации ПХГ и (или) в иных хозяйственных целях.

Требования безопасности по ликвидации скважин

686. Консервация, ликвидация скважин осуществляются в соответствии с документацией, которая разрабатывается:

в составе проектов поисков, разведки и эксплуатации ПХГ, подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод; рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин;

в индивидуальной, групповой (группа скважин на одном ПХГ) и зональной (группа скважин на нескольких площадях и ПХГ с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) документации на ликвидацию и консервацию скважин;

в индивидуальной документации для ПХГ со сложным геологическим строением или с высоким содержанием агрессивных и токсичных компонентов.

687. В документации на ликвидацию и консервацию скважин для регионов и ПХГ с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями определяются общие требования по ликвидации и консервации скважин данного ПХГ (площади) или нескольких однотипных ПХГ. Детальное проведение работ по каждой конкретной скважине приводится в плане изоляционно-ликвидационных работ.

688. Работы по консервации и ликвидации скважин (с учетом результатов проверки технического состояния скважин) проводятся пользователем недр или его представителем (далее - пользователь недрами).

689. Ликвидация и консервация скважин считается завершенной после подписания акта ликвидации или консервации пользователем недр и регистрацией в территориальном органе Ростехнадзора (Приложение 11).

690. Акты на ликвидацию, консервацию скважин представляются в территориальный орган Ростехнадзора.

691. Оборудование, используемое при ликвидации и консервации скважин, применяется на территории Российской Федерации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о техническом регулировании и в области промышленной безопасности.

692. Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с действующими лицензиями на пользование недрами.

693. Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на четыре категории:

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

694. I категория - скважины или часть их стволов, выполнившие свое назначение. К ним относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи согласно проектным технологическим документам на эксплуатацию ПХГ и рабочим проектам на производство буровых работ или реконструкции скважин;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектным технологическим документом на эксплуатацию ПХГ или иному обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

1-в) скважины или часть их стволов, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий и объектов эксплуатации, ликвидации пожаров, фонтанов и грифонов, после выполнения установленных проектным технологическим документом задач;

1-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования;

I-д) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

695. II категория - скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся:

II-а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях - в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области ПХГ, давшие непромышленные притоки газа, воды, в том числе после интенсификации;

II-б) скважины, бурение которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;

II-в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы, зоны аномально низкого пластового давления (АНПД) и аномально высокого пластового давления (АВПД);

II-г) скважины, законченные бурением на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в геологических условиях, не соответствующих их назначению;

II-д) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для закачки в пласт промысловых вод, утилизации промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях.

696. III категория - скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные), к которым относятся скважины, где прекращены бурение, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, устранить которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно:

III-а) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом и его элементами, аварии с обсадными трубами и их элементами, прихваты бурильных и обсадных колонн, аварии с долотами и бурголовками, аварии с забойными двигателями и турбобурами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования (в случаях, когда в исправной части ствола скважины выше аварийной части имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с проектным технологическим документом на эксплуатацию ПХГ отработке этой скважиной, ликвидируется только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию);

III-б) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать который не представляется возможным;

III-в) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны и на которых отсутствуют техническая возможность и экономическая целесообразность их восстановления;

III-г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением опасности оползневых явлений или затопления;

III-д) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород и на которых отсутствуют техническая возможность и экономическая целесообразность их восстановления;

III-е) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления;

III-ж) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта.

697. IV категория - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К ним относятся:

IV-a) скважины, законченные бурением и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

IV-б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт;

IV-в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет, но не более 15 лет от общего срока консервации, или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;

IV-г) скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов;

IV-д) нагнетательные скважины при прекращении их приемистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости;

IV-e) скважины - специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач проводится в соответствии с требованиями законодательства и настоящих Правил;

IV-ж) скважины, расположенные в зонах, где изменилось представление о геологической обстановке, повлекшее за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности, и возникло несоответствие эксплуатации скважин статусу этих зон;

IV-з) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за возникновения форс-мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр.

698. Организацией (пользователем недрами) определяется категория, по которой ликвидируется скважина.

699. Ликвидация скважин с негерметичными обсадными колоннами, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения. В акте на ликвидацию скважины указываются перечень выполненных работ, результаты исследований по проверке надежности этих работ и вывод о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации. Акт составляется комиссией пользователя недрами и регистрируется в территориальном органе Ростехнадзора.

700. При сложных горно-геологических условиях разреза или наличия в нем источников МПП и МКД, ликвидация скважин достигается созданием системы флюидоупорных тампонажных экранов и мостов, изолирующих источники МПП и МКД и восстанавливающих разобщенность вскрытых пород или их комлексов друг от друга, нарушенную в процессе бурения скважины.

701. Ствол скважины между цементными мостами и выше последнего моста заполняется нейтральной жидкостью. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью, высота столба которой определяется с учетом местоположения скважины и решаемых технических задач.

702. До проведения ликвидационных работ проводится диагностика технического состояния скважины по имеющейся геолого-промысловой информации с учетом последнего комплекса ГИС, выделяются потенциально опасные пласты-источники МПП и МКД во вскрытом разрезе, изоляция которых должна быть предусмотрена в документации на ликвидацию скважины.

703. МКД и МПП пластовых флюидов ликвидируются в процессе проведения работ по ликвидации, начиная с нижней части ствола скважины. Осложнения и аварии, возникшие в процессе изоляционно-ликвидационных работ в скважине, ликвидируются по дополнительным планам на ликвидацию скважин.

704. Установка флюидоупорных экранов, покрышек и цементных мостов, направленных на ликвидацию МКД, ликвидацию и предупреждение возникновения МПП, восстановление герметичности геологического разреза, проводится под избыточном давлением, величина которого принимается с учетом остаточной прочности колонны.

705. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Испытание устанавливаемых цементных мостов проводится избыточным давлением согласно пункту 315.6 настоящих Правил.

706. При наличии в разрезе ликвидируемой скважины перспективных не опробованных ранее интервалов или необходимости дренирования источника МПП и МКД по решению недропользователя производятся их вскрытие, опробование и дренаж. Изоляция вскрытых интервалов производится путем создания флюидоупорного изоляционного экрана и его закрепления закачкой тампонажного раствора в пласт под давлением.

707. Разобщение комплексов горных пород, имеющих различные коэффициенты аномальности пластового давления, предотвращение возникновения или ликвидации перетоков пластовых флюидов из одного комплекса горных пород в другой обеспечивается установкой изоляционных экранов в интервалах пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород, отличающихся друг от друга величиной коэффициента аномальности пластового давления или содержащимся в их составе пластовыми флюидами.

708. При расположении скважины в любой технологической зоне, связанной с воздействием на подземные резервуары (подземные хранилища газа, полигоны по закачке промышленных стоков, химических отходов, агрессивных и токсичных компонентов и других) или в зоне их влияния, дополнительно устанавливаются изоляционные тампонажные экраны в интервалах подошвенных и кровельных пород-покрышек, ограничивающих вертикальную мощность технологической зоны.

709. При наличии в разрезе осадочного чехла ПХГ зоны слабоминерализованных и питьевых верхних вод или многолетнемерзлых пород в процессе ликвидации скважин создаются изоляционные экраны (не менее одного) в подошвенных водоупорах и ниже интервала залегания многолетнемерзлых пород.

710. Документацией на ликвидацию скважин должно быть предусмотрено полное извлечение внутрискважинного оборудования и бурового инструмента из ствола скважины до пробуренного забоя. При отсутствии технической возможности извлечения внутрискважинного оборудования и бурового инструмента из ствола скважины разрабатывается дополнение к плану изоляционно-ликвидационных работ.

711. На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1.0 x 1.0 x 1.0 м (допускается применение металлической опалубки диаметром не менее 0.5 м и высотой 1.0 м). На тумбе устанавливается репер высотой не менее 0.5 м с металлической таблицей (далее - таблица), на которой электросваркой указываются: номер скважины, дата ее ликвидации, ПХГ (площадь), организация-пользователь недр.

712. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей и на землях непромышленных категорий, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, ПХГ (площади), организация - пользователя недр и даты ее ликвидации. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

713. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе бурения скважин, эксплуатации хранилища.

714. При расположении скважин на затапливаемой территории и в русле больших (судоходных) рек колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины 10 метров ниже дна реки. Если на затапливаемой территории исключена возможность прохождения судов и планируется ведение сельскохозяйственных работ после окончания половодья, то колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины не менее 2 метра от поверхности земли.

715. Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки в открытом стволе цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод с коэффициентом аномальности больше 1.1 и низкопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов.

716. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта.

717. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

718. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м выше и на 20 м ниже башмака колонны.

719. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней технической колонны цементный мост испытывается опрессовкой на давление, указанное в плане работ. Результаты работ оформляются соответствующими актами.

720. Открытый ствол между мостами и колонное пространство заполняются нейтральным буровым раствором плотностью, установленной документацией на ликвидацию скважины, верхняя часть колонного пространства заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

721. Извлечение верхней части технической колонны с не зацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и продуктивных горизонтов. В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны.

722. Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор - нейтральной незамерзающей жидкостью.

723. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-а) в не обсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот не прихваченной части инструмента и его извлечение.

724. При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической колонны или кондуктора устанавливается цементный мост под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке технической колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб, провести гидравлические испытания снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Выше моста колонное пространство заполняется глинистым раствором, над которым верхняя часть колонны заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

725. При аварии с колонной бурильных труб, когда ее верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной или кондуктором, производится извлечение части бурильной колонны, находящейся выше башмака технической колонной или кондуктора, цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Оставшаяся часть технической колонны заполняется глинистым раствором. Верхняя часть колонны заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

726. Если по решению пользователя недр производится отворот не зацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м над головой оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью. При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты-коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением, в колонне устанавливается цементный мост в интервале на 20 м ниже и выше интервала перфорации с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и его затвердения.

727. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии, с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

728. Ликвидация скважин со смятой или смещенной эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации, смещения и смятия колонн на 20 м ниже и на 50 м выше последнего интервала перфорации, смещения или смятия колонн. Предыдущие интервалы перфорации перекрываются цементными мостами с перекрытием на 20 м выше и ниже. Ствол скважины между мостами и выше заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

729. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (с целью контроля за межколонными пространствами) оборудование устья ликвидированных скважин без установки тумбы по схеме, согласованной с противофонтанной службой.

730. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты с коэффициентом аномалии давления менее 1,1, допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает весь интервал перфорации и не менее чем на 50 м выше его. Испытания моста проводят снижением уровня скважины или заменой на жидкость меньшей плотности. Ствол скважины выше моста заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть кондуктора заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

731. При ликвидации скважины с аварийным оборудованием в стволе скважины необходимо произвести установку цементного моста под давлением в интервалах перфорации и с перекрытием головы оставшегося инструмента на 20 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста.

732. Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне).

733. После установки верхнего моста производится опрессовка межколонного пространства давлением 5 МПа.

734. Над кровлей верхнего пласта с рапой (если он не перекрыт кондуктором) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

735. При ликвидации скважин в результате аварии с внутрискважинным оборудованием (категория III-а) и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот не прихваченной части инструмента.

736. При нахождении верхней части оставшегося в скважине оборудования ниже башмака кондуктора необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке кондуктора необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой. Дальнейшие работы проводятся в соответствии с требованиями настоящих Правил.

737. При аварии с внутрискважинным оборудованием, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого кондуктором, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком кондуктора.

738. Для оформления комплекта документов на ликвидацию скважины пользователь недрами или его представитель создает комиссию. В комиссию включаются представители геологической службы, службы бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности. Председателем комиссии назначается главный инженер или главный геолог пользователя недр. Дополнительно в комиссию могут привлекаться необходимые специалисты (геолог, экономист, главный бухгалтер). Решение комиссии о ликвидации группы скважин (скважины) является основанием для подготовки плана изоляционно-ликвидационных работ на конкретную скважину.

739. В случаях отсутствия решений в документации на ликвидацию скважин по категории III-а, а также последующего перебуривания аварийной части ствола скважины пользователь недр разрабатывает план изоляционно-ликвидационных работ, который прикладывается к делу скважины.

740. В соответствии с решениями документации на ликвидацию скважин, ликвидируемых согласно категориям I-б, I-в, IV-б IV-д, составляется план изоляционно-ликвидационных работ, предусматривающий мероприятия по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охраны окружающей среды, на основании:

а) справки, содержащей сведения об истории бурения (с обязательным указанием дат начала и прекращения бурения, испытания, работ по ликвидации аварии, а для скважин IV категории - консервации), эксплуатации, включая основные величины, характеризующие эксплуатацию скважины (дебиты, давления, накопленные отборы нефти, газа, воды), проводимых капитальных ремонтах, переводах и приобщениях, проектной, фактической конструкции, причинах отступления от проекта, причинах ликвидации скважин (с обоснованием);

б) выкопировки из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя, а для эксплуатационных скважин - карты текущего состояния эксплуатации ПХГ;

в) сведений о том, когда и кем составлена проектная документация на бурение этой скважины (проектный технологический документ на эксплуатацию ПХГ или другой проектный документ, на основании которого производилось бурение скважины), кто его утверждал, о фактической и остаточной стоимости скважины;

г) диаграмм стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым продуктивным пластам, а также заключения по проверке качества цементирования (акустическими или иными методами);

д) результатов опрессовки колонн и цементных мостов на основании актов за подписью исполнителей;

е) результатов проверки технического состояния обсадных колонн на основании актов за подписью исполнителей;

ж) заключения проектной организации, осуществляющей разработку документации на ликвидацию.

741. Акт ликвидации скважины (оформленный согласно приложению N 11 настоящим Правилам) совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр, а также акты (в зимний период - графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земель и акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в территориальный орган Ростехнадзора.

742. Учет актов о ликвидации скважин осуществляют территориальные органы Ростехнадзора. Номер и дата акта о ликвидации проставляются территориальным органом Ростехнадзора после его подписания.

743. Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт на ликвидацию, должны быть сброшюрованы, заверены печатью и подписями. Материалы хранятся у пользователя недр.

744. Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин осуществляет пользователь недр. Периодичность проверок устанавливается пользователем недр, но не реже одного раза в два года (для скважин, ликвидированных после окончания бурения) и одного раза в год (для скважин ликвидированных в процессе эксплуатации). Необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охраны окружающей среды осуществляются пользователем недр на основании планов работ, составленных исполнителем работ и утвержденных пользователем недр.

745. Восстановление ранее ликвидированных скважин производится по соответствующей документации и планам работ.

746. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производится согласно настоящим Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию и обоснованием на восстановительные работы.

747. При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или его представителем в соответствии с документацией по планам изоляционно-ликвидационных работ.

Требования безопасности при консервации скважин

748. Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.

749. Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности и документации, разработанной пользователями недр или их уполномоченными представителями исходя из конкретных горно-геологических условий.

750. Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр по согласованию с противофонтанной службой, но не реже одного раза в 3 года (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации если в них установлены цементные мосты) и одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах по произвольной форме.

751. При обнаружении в ходе проверок или в других случаях недостатков (устьевое давление, межколонные проявления, грифоны и другие) скважина должна быть выведена из консервации. Пользователь недр обязан выяснить причины недостатков, разработать и реализовать мероприятия по их устранению по планам, согласованным с противофонтанной службой.

752. Дальнейшая консервация скважины может быть продлена после устранения причин появления неисправностей и по согласованию с противофонтанной службой.

753. Временная приостановка скважин в связи с экономическими причинами (до строительства системы сбора и подготовки добываемой жидкости, отсутствие спроса на сырье, нерентабельность эксплуатации и др.) может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.

754. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) проектные сроки или превысила 15 лет (срок нахождения скважины в бездействии при этом не учитывается) и по результатам наблюдения за ее состоянием (производственного контроля, экспертизы промышленной безопасности, государственного экологического контроля) может возникнуть угроза нанесения вреда жизни и здоровью людей, окружающей природной среде, имуществу, то по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля или самостоятельно пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск аварий, или ликвидировать скважину в порядке, установленным настоящими Правилами.

755. На устье законсервированных скважин и временное приостановленных должны быть укреплены таблички с указанием номера скважины, ПХГ, времени начала и окончания консервации скважины (приостановки) и пользователя недр.

756. Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

757. Консервация скважин в процессе бурения производится в случаях:

консервации части ствола скважины, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до возобновления бурения;

разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для восстановления путей;

758. несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и утверждения нового (измененного) рабочего проекта производства буровых работ;

759. Порядок проведения работ устанавливается для случаев консервации скважин с открытым стволом и консервации скважин со спущенной (неперфорированной) колонной.

760. Для консервации скважин с открытым стволом необходимо:

а) спустить бурильные или насосно-компрессорные (НКТ) трубы до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных рабочим проектом производства буровых работ;

б) поднять бурильные трубы или НКТ до уровня башмака последней обсадной колонны, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью;

в) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;

г) провести консервацию бурового оборудования;

д) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца.

е) при наличии в интервале не обсаженного ствола доказанных или потенциально возможных источников МПП, их изоляция на период консервации ведется согласно требованиям пунктов 723 и 724 настоящих Правил. В башмаке последней колонны устанавливается цементный мост высотой не менее 20 м.

761. Для консервации скважин со спущенной (неперфорированной) колонной необходимо:

а) спустить в скважину бурильные трубы или НКТ до глубины искусственного забоя;

б) обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с рабочим проектом производства буровых работ, добавить ингибитор коррозии;

в) приподнять колонну труб на 50 м от забоя, верхнюю часть скважины (0-50 м) заполнить незамерзающей жидкостью.

762. Консервации подлежат все категории скважин по окончанию бурения на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.

763. Для консервации скважин по окончанию бурения необходимо:

а) заглушить скважину жидкостью, обработанную ингибиторами коррозии с параметрами, установленными документацией, и спустить НКТ с "воронкой";

б) в интервал перфорации при необходимости закачивается специальная жидкость, обеспечивающая сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

в) установить цементный мост в интервале, установленном документацией на консервацию, опрессовать его избыточным давлением на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

г) поднять НКТ выше кровли консервационного моста (интервала перфорации), верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

д) устьевое оборудование защитить от коррозии (метод защиты определяется планом работ на консервацию);

е) при коэффициенте аномалии давления равным или выше 1,1, в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель, НКТ оставляется в скважине;

ж) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

з) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках); на ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, ПХГ, пользователя недр, срока консервации; выполнить планировку около скважинной площадки.

и) необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается документацией на консервацию.

764. В процессе эксплуатации подлежат консервации:

эксплуатационные скважины на подземных хранилищах газа бездействующие по разным причинам сроком более 12 месяцев;

эксплуатационные скважины в случае прорыва газа из газовых шапок к забоям - на срок до проведения ремонтно-изоляционных работ;

эксплуатационные скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных технологическим проектом, а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с технологическим проектом или проведения работ по увеличению приемистости;

эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации;

скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на газ (конденсат и других) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению проектной организации, не нарушает процесса эксплуатации ПХГ;

эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе ПХГ или иных целях - на срок, согласованный с противофонтанной службой;

эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля - на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды;

эксплуатационные скважины до строительства системы сбора и подготовки газа, воды.

765. До ввода эксплуатационных скважин в консервацию необходимо:

а) поднять из скважины оборудование (при консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным глубинным скважинным оборудованием, поднимается подземное оборудование);

б) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации, при наличии аварийного оборудования нормализовать забой до головы аварийного оборудования;

в) проверить герметичность осадных колонн и отсутствие заколонной циркуляции, при наличии не герметичности, заколонной циркуляции ликвидировать их с восстановлением забоя или установить и оставить цементные мосты с перекрытием на 20 метров ниже и выше интервалов не герметичности;

г) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт; верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

д) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать трех лет, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок - не более пяти лет.

766. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются планом работ на консервацию скважины.

767. Срок консервации скважин после эксплуатации без установки консервационного моста над интервалом перфорации - 5 лет. Срок консервации скважин после эксплуатации с установкой консервационного моста над интервалом перфорации - 10 лет. Срок нахождения в бездействии скважины перед консервацией при этом не учитывается. Продление срока консервации скважин устанавливается пользователем недр или его представителем по согласованию с противофонтанной службой.

768. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.

769. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.

770. Прекращение (в том числе досрочное) консервации скважин в процессе бурения или эксплуатации осуществляется на основании плана работ по выводу скважины из консервации.

771. План работ должен включать в себя:

цель вывода из консервации;

геолого-технические характеристики скважины, в том числе сведения о соответствии устьевого оборудования требованиям промышленной безопасности;

мероприятия по приведению устьевого оборудования в соответствие с требованиями промышленной безопасности;

геолого-технологическое задание на производство работ;

порядок производства работ;

мероприятия по охране окружающей среды.

772. Акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора.

VII. ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО ПХГ

773. Анализ опасностей технологических процессов, качественная, количественная оценка риска аварий или иные методы анализа риска являются частью декларирования промышленной безопасности, обоснования безопасности, а также учитываются при функционировании риск-менеджмента и системы управления промышленной безопасностью ОПО ПХГ.

774. Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.

775. Основная задача анализа риска заключается в предоставлении должностным лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, участках промысловых трубопроводах.

776. При выборе методов анализа риска необходимо учитывать этапы функционирования объекта (проектирование, эксплуатация, реконструкция, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация), цели анализа (такие, как обоснование безопасных расстояний до соседних объектов), тип анализируемого ОПО, критерии допустимого (приемлемого) риска, наличие необходимой информации и другие факторы.

777. При проведении анализа риска учитывают:

стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);

возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений;

систему противоаварийной защиты, в том числе параметры обнаружения утечек газа, запорной арматуры, отсекающих устройств;

взрывоустойчивость зданий, в которых присутствуют люди, при аварийных взрывах;

внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, растепление скважин, обледенение, иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);

поражающие факторы аварий (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);

влияния последствий аварий и инцидентов на соседние производственные объекты, населенные пункты, транспортные пути, водозаборы, заповедники и иные экологически уязвимые объекты;

современный опыт обеспечения безопасности ПХГ.

778. В целях идентификации опасностей, обоснования технических мер предупреждения аварий и инцидентов, в том числе при разработке обоснования безопасности ОПО, следует проводить анализ опасностей технологических процессов с определением отклонений технологических параметров от проектных (регламентных) значений с анализом возможных причин, последствий этих отклонений и мер безопасности. Анализ проводит группа специалистов в состав которой могут входить представители проектных, строительных, эксплуатирующих организаций. Результатом работы группы является отчет с описанием возможных причин, последствий этих отклонений, указанием мер безопасности и рекомендаций по дальнейшим действиям или повышению безопасности.

779. При количественном анализе риска (количественной оценке риска) аварий на ОПО ПХГ проводятся следующие процедуры:

идентификация опасностей, которые могут привести к инцидентам и авариям,

определение вероятностей (частот) возникновения аварий;

построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;

оценка количества ОВ, участвующих в аварии и создании поражающих факторов;

расчет зон действия поражающих факторов;

оценка последствий аварий;

расчет показателей риска аварий;

определение (при необходимости) наиболее опасных составных элементов ОПО по возможным последствиям и показателям риска.

Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.

780. В сценариях развития и оценке последствий аварий учитываются возможности возникновения следующих явлений, связанных с выбросом опасных веществ на ОПО:

истечение ОВ при фонтанировании скважин;

пролив (разлив) жидкости;

испарение пролива жидкости;

пожар пролива;

разрыв оборудования, трубопроводов с образованием воздушной волны сжатия (ударной волны) и осколков;

дрейф облака топливно-воздушных смесей (ТВС);

распространение токсического облака;

пожар-вспышка;

вскипание и выброс горящей жидкости из резервуара при пожаре;

струйное горение (факел);

взрыв облака ТВС как в замкнутом помещении, так и на открытом или частично загроможденном пространстве;

взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости;

диффузионное горение облака ТВС (огненный шар);

пожар в производственных помещениях вследствие утечки горючих веществ.

a. 

781. При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные документы в области промышленной безопасности. В целях применения иных документов, методов расчета и компьютерных программ, в том числе зарубежных, следует указать организацию, разработавшую их, принятые модели расчета, значения основных исходных данных, литературные ссылки на используемые материалы, в том числе сведения о верификации (сертификации) компьютерных программ, сравнении с другими моделями и фактическими данными по расследованию аварий и экспериментам, данные о практическом использовании методик и компьютерных программ для аналогичных объектов.

782. Результаты количественного анализа риска следует учитывать при обосновании безопасных расстояний между зданиями и сооружениями, расположенных на территории ОПО ПХГ и соседних объектах. Критерии допустимого (приемлемого) риска гибели людей для безопасных расстояний обосновываются в проектной документации или в обосновании безопасности ОПО ПХГ из условия не превышения индивидуального риска гибели персонала при авариях среднестатистических значений гибели людей в техногенных происшествиях (неестественных причин).

783. Результаты анализа риска аварии рекомендуется обосновывать и оформлять таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали при первоначальном анализе риска аварии.

784. В отчет по количественной оценке риска аварий следует включать (если иное не определено нормативными правовыми актами, например актами по оформлению деклараций промышленной безопасности или обоснования безопасности ОПО):

титульный лист;

список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций;

аннотацию;

содержание (оглавление);

цели и задачи проведенного анализа риска аварий;

описание анализируемого ОПО и (или) его составных частей;

описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения, исходные предположения и ограничения;

исходные данные и их источники, в том числе данные по аварийности и надежности оборудования;

результаты идентификации опасности аварий;

результаты оценки риска аварий;

анализ неопределенностей результатов оценки риска аварий;

обобщение оценок риска аварий, в том числе с указанием степени опасности аварий на ОПО и (или) составляющих ОПО (при необходимости);

рекомендации по снижению риска аварий;

заключение;

перечень используемых источников информации.

VIII. МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ И ОХРАННЫЕ ЗОНЫ

785. Минимальные расстояния от объектов ОПО ПХГ принимаются:

для зданий и сооружений, резервуаров и оборудования - от ближайших выступающих их частей;

для воздушных линий электропередач - от вертикальных плоскостей крайних проводов по обе стороны ВЛ;

для эстакад технологических трубопроводов и для трубопроводов, проложенных без эстакад - от оси крайнего трубопровода;

для железнодорожных путей - от подошвы насыпи;

для железнодорожных сливоналивных устройств - от оси ближайшего железнодорожного пути со сливоналивными эстакадами;

для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна;

для факельных установок - от ствола факела;

для скважин - от центра устья;

для наружных установок и площадок - от границ этих площадок, а если для них предусмотрено устройство ограждения (обвалование) - от границ ограждения (обвалования).

786. Минимальные расстояния от устьев скважин и наружных установок ОПО ПХГ до объектов, не относящихся к обустройству ПХГ, принимаются в соответствии с Приложением 7 настоящих Правил.

787. Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений не относящихся к обустройству ПХГ принимаются не менее значений, приведенных в Приложении 8 настоящих Правил.

788. Минимальные расстояния от КС, ГРП, ГСП, УПГ до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений, не относящихся к обустройству ПХГ, принимаются в зависимости от рабочего давления и диаметра газопровода и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в Приложении 7.

789. При невозможности соблюдения требований минимальных расстояний Приложений N 7, 8, 9 возможность эксплуатации таких объектов ОПО ПХГ должна быть определена в анализе риска, произведённого с учётом требований, изложенных в главе VII настоящих Правил "ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА ОПО ПХГ".

790. Для исключения возможности повреждения трубопроводов и других объектов ПХГ устанавливаются охранные зоны:

вдоль трасс трубопроводов, транспортирующих природный газ, горючие жидкости - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими на указанных выше расстояниях от осей крайних трубопроводов;

вдоль подводных переходов - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток переходов на 100 м с каждой стороны;

вокруг емкостей, земляных амбаров для аварийного выпуска продукции - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 50 м во все стороны;

от устьев скважин всех видов, кроме ликвидированных радиусом 100 м;

вокруг технологических установок подготовки газа, резервуарных парков, компрессорных станций, газораспределительных и газосборных пунктов, узлов измерения газа, других объектов подземного хранения газа - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

791. Земельные участки, входящие в охранные зоны ОПО ПХГ, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований настоящих Правил.

792. В охранных зонах ОПО ПХГ запрещается производить действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию объекта либо привести к его повреждению, а именно:

перемещать, повреждать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;

открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты и других устройств, открывать и закрывать ТПА, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

устраивать свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность - от аварийного разлива транспортируемой продукции;

бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные работы;

разводить огонь и размещать открытые или закрытые источники огня.

793. В охранных зонах ОПО ПХГ без письменного разрешения эксплуатирующей ОПО ПХГ организации запрещается:

возводить любые постройки и сооружения, устраивать массовые спортивные соревнования, мероприятия с участием зрителей, купания, массовый отдых людей, любительское рыболовство, загоны для скота;

высаживать деревья и кустарники всех видов, складировать корма, удобрения, материалы, сено и солому, содержать скот, выделять рыбопромысловые участки, производить добычу рыбы, а также водных животных и растений, устраивать водопои, производить колку и заготовку льда;

сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать сады и огороды;

производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;

производить открытые и подземные, горные, строительные, монтажные и взрывные работы, планировку грунта. Письменное разрешение на производство взрывных работ в охранных зонах ОПО ПХГ выдается только после представления предприятием, производящим эти работы, соответствующих материалов, предусмотренных действующим законодательством;

производить геолого-разведочные, поисковые, геодезические и другие изыскательские работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов). Предприятия и организации, получившие письменное разрешение на ведение в охранных зонах ОПО ПХГ работ, обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих сохранность сооружений ОПО ПХГ и опознавательных знаков.

794. Организациям, эксплуатирующим ОПО ПХГ разрешается:

подъезд в соответствии со схемой проездов, согласованной с землепользователем, автомобильного транспорта и других средств к скважинам, трубопроводам, другим объектам ОПО ПХГ для обслуживания и проведения ремонтных работ. В аварийных ситуациях разрешается подъезд к объектам ПХГ по маршруту, обеспечивающему доставку техники и материалов для устранения аварий с последующим оформлением и оплатой нанесенных убытков землевладельцам. Если скважины, трубопроводы и другие объекты ПХГ проходят по территории запретных зон и специальных объектов, то соответствующие организации должны выдавать работникам, обслуживающим эти объекты, пропуска для проведения осмотров и ремонтных работ в любое время суток;

устройство в пределах охранной зоны шурфов для проверки качества изоляции трубопроводов и состояния средств их электрохимической защиты от коррозии и производство других земляных работ, необходимых для обеспечения нормальной эксплуатации объектов ОПО ПХГ, с предварительным (не менее чем за 5 суток до начала работ) уведомлением об этом землепользователя;

вырубка деревьев при авариях на объектах ОПО ПХГ, расположенных в лесных угодьях, с последующим оформлением в соответствии с действующим законодательством и с очисткой мест от порубочных остатков. Полученная при этом древесина используется организациями, эксплуатирующими ОПО ПХГ. В случае необходимости, организации, эксплуатирующие ОПО ПХГ, могут осуществлять в процессе текущего содержания объектов ОПО ПХГ рубку леса в охранных зонах с оформлением разрешительных документов в соответствии с действующим законодательством на общих основаниях.

Приложение 1

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Термины и определения

Подземное хранилище газа - совокупность пластов-коллекторов, каверн (подземных сооружений), скважин различного назначения, используемых для хранения газа;

Опасный производственный объект подземное хранилище газа (ОПО ПХГ) - производственная площадка, на которой размещается фонд скважин, трубопроводы, комплекс зданий, сооружений и технических устройств, применяемых в технологическом процессе закачки, хранения и отбора газа;

Площадочные сооружения ОПО ПХГ - промышленные площадки КС, КЦ, ГСП, ГРП, УПГ, ГРС и др. на территории ОПО ПХГ;

Объекты подземного хранения газа (объекты ОПО ПХГ) - площадочные сооружения ОПО ПХГ, а также отдельно расположенные технические устройства и сооружения, перечисленные в сведениях, характеризующих ОПО.

Минимальное расстояние - наименьшие расстояние (отступы) от объектов подземного хранения газа, обеспечивающие населенным пунктам, отдельным жилым, общественным, хозяйственным и производственным сооружениям и другим объектам третьих лиц отсутствие ущерба (или его минимизацию) при возможных авариях;

Охранная зона - территория или акватория с ограниченным режимом использования, устанавливаемая вдоль линейной части газопровода и вокруг других объектов подземного хранения газа в целях обеспечения регламентированных условий эксплуатации таких объектов и исключения возможности их повреждения от внешнего воздействия;

Объектный мониторинг - система геолого-геофизического контроля за состоянием искусственной газовой залежи, в рамках которой осуществляется контроль за безопасной эксплуатацией ПХГ;

Ревизия трубопроводов ОПО ПХГ (освидетельствование, техническое диагностирование) - комплекс технических мероприятий по определению технического состояния объекта, результатом которого является заключение о техническом состоянии объекта с указанием при необходимости места, вида и причины отказа (неисправности).

Классификация ПХГ по назначению:

базисное - ПХГ, предназначенное для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме и обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности потребления газа;

пиковое - ПХГ, предназначенное для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме и обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности потребления газа;

мультицикличное - ПХГ, предназначенное для эксплуатации в мультицикличном технологическом режиме;

стратегическое - ПХГ, создаваемое по решению Правительства Российской Федерации для образования стратегического запаса газа, используемого в исключительных случаях по решению Правительства Российской Федерации;

базовое - ПХГ, имеющее региональное значение и влияющее на газотранспортную систему и газодобывающие организации;

районное - ПХГ, имеющее районное значение и влияющее на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие организации при их наличии);

локальное - ПХГ, имеющее локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями.

Классификация ПХГ в зависимости от наличия коррозионно-активных и абразивных компонентов в продукции и устойчивости пластов-коллекторов ПХГ в разделяются на три группы:

I группа - ПХГ, созданные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, в водоносных пластах и выработках каменной соли, продукция которых не содержит коррозионно-активных и абразивных компонентов;

II группа - ПХГ, созданные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и в водоносных пластах, продукция которых не содержит коррозионно-активных компонентов, пласт-коллектор представлен породами, склонными к разрушению при эксплуатации (в процессе проведения газодинамических исследований при максимально допустимых депрессиях в призабойной зоне фиксируется вынос пород);

III группа - ПХГ, созданные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и в водоносных пластах, продукция которых содержит коррозионно-активные компоненты, содержание сероводорода 6% (объемных) и выше.

Классификация скважин ПХГ в зависимости от назначения:

эксплуатационные;

специальные (разгрузочные, водозаборные, наблюдательные, пьезометрические, контрольные, геофизические, геохимические, нагнетательные, поглотительные, поисковые, разведочные и др.).

______________

Приложение 2

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Сокращения

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

АСУ ТП - автоматическая система управления технологическим процессом;

БТД - базовое техническое диагностирование;

ВЛ - воздушные линии электропередач;

ВИК - визуально-измерительный контроль;

ГМК - газомотокомпрессор;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГРП - газораспределительный пункт;

ГРС - газораспределительная станция;

ГСМ - горюче-смазочные материалы;

ГСП - газосборный пункт;

ДЭГ - диэтиленгликоль;

ИТСО - инженерно-технические средства охраны;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КВД - кривая восстановления давления;

КРС - капитальный ремонт скважин;

КС - компрессорная станция;

КЦ - компрессорный цех;

МКД - межколонное давление;

МКП - межколонное пространство;

ММП - многолетнемерзлые породы;

МТ - магистральные трубопроводы;

ОПО - опасный производственный объект;

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация;

ОМ - объектный мониторинг;

ПВР - прострелочно-взрывные работы;

ПВА - прострелочно-взрывная аппаратура;

ПКУ - пункт контроля и управления;

ПС - перекачивающая станция;

ПТПГ - подготовка топливного и пускового газа;

ПХГ - подземное хранилище газа;

ПДС - производственно-диспетчерская служба;

РРД - разрешенное рабочее давление;

САУ - система автоматического управления;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СРПД - сосуды, работающие под давлением;

ТПА - трубопроводная арматура;

ТД - техническое диагностирование;

ТОиР - техническое обслуживание и ремонт;

УОГ - установка очистки газа;

УПГ - установка подготовки газа;

УСБ - устройство сужающее быстросъемное;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ШРП - шкафный распределительный пункт;

ЭО - эксплуатирующая организация;

ЭПБ - экспертиза промышленной безопасности.

____________________________

Приложение 3 (рекомендуемое)

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

ФОРМА ТЕХНИЧЕСКОГО ПАСПОРТА УЧАСТКА

ТРУБОПРОВОДА ПХГ

Наименование предприятия_________________________________________________

_________________________________________________________________________

Цех______________________________________________________________________

Наименование и назначение трубопровода___________________________________

_________________________________________________________________________

Год пуска в эксплуатацию_________________________________________________

Общая протяженность трубопровода, км_____________________________________

Рабочая среда____________________________________________________________

Рабочие параметры: давление______________________________________________

температура___________________________________________

N п/п	Наименование участка или обозначение его на схеме	Наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм	Протяженность участков трубопровода, м

Перечень схем, чертежей и других документов, предъявляемых при сдаче

трубопроводов в эксплуатацию, предусмотренных СНиПом, действующими

Правилами, специальными техническими условиями или проектом

_________________________________________________________________________

(с указанием места хранения документов или с приложением их копий)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Данные о монтаже

(заполняется для вновь вводимых трубопроводов)

Трубопровод смонтирован _________________________________________________

(наименование монтажной организации)

в полном соответствии с проектом, разработанным__________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

(наименование проектной организации)

по рабочим чертежам______________________________________________________

(номера чертежей)

Род сварки, применявшейся при монтаже трубопровода_______________________

Данные о присадочном материале___________________________________________

_________________________________________________________________________

(тип, марка, ГОСТ или ТУ)

Сварка трубопровода произведена в соответствии с требованиями РД

38.13.004-86 сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с "Правилами

испытания электросварщиков и газосварщиков", утвержденными

Госгортехнадзором России_________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Данные о материалах, из которых изготовлен трубопровод:

А. Сведения о трубах и сварных фасонных деталях

N п/п	Наименование элементов, их расположение на схеме	Размеры	Марка стали	ГОСТ или ТУ

Б. Фланцы и крепежные детали

N п/п	Наименование элементов, их расположение на схеме	Размеры, давление условное	Марка	ГОСТ или ТУ

В. Арматура и фасонные детали

N п/п	Наименование элементов, их каталожное обозначение, расположение на схеме	Размеры, давление условное	Материал	ГОСТ или ТУ

Результаты испытания

(заносятся данные последних испытаний)

Трубопровод испытан на прочность гидравлическим (пневматическим) пробным

давлением

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

При давлении_____________________________________________________________

трубопровод был осмотрен; обнаружено______________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

При испытании на плотность давлением_______________________________________

_________________________________________________________________________

трубопровод выдержал при этом давлении______________________________часов

Падение давления за время испытания, отнесенное к одному часу составило

________________________________________% в час.

Заключение

Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими

правилами и нормами и признан годным к работе______________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Подпись владельца трубопровода___________________________

(должность, Ф. И. О.)

Подпись представителя монтажной

организации (обязательна только

для вновь вводимых трубопроводов)__________________________

(должность, Ф. И. О.)

Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода

Номер и дата приказа о назначении	Фамилия, имя, отчество, должность	Подпись ответственного лица

Запись о ремонте и переустройстве трубопровода

Дата	Основание	Характер произведенных работ

Запись результатов освидетельствования и ревизии трубопроводов

Дата	Результат освидетельствования, ревизии	Срок следующего освидетельствования, ревизии	Подписи ответственных лиц, производивших освидетельствование

Формуляр замера деталей трубопровода

Номера точек по схеме	Первоначальный диаметр и толщина, мм	Отбраковочный размер, мм	Толщина по промеру, мм	Метод замера	Подпись	Примечание

Результаты ультразвуковой толщинометрии и прогнозирования внутренней коррозии

1. Контролируемый участок: начало_____________

конец______________

2. Расположение контрольных отрезков:

Номер отрезка	Координата	Длина, м

Результаты измерений и прогноза

Дата	Значения				Наработка до отказа, лет
	наблюдаемые		прогнозируемые
	максимальная глубина, мм	скорость коррозии, мм/год	максимальная глубина, мм	скорость коррозии, мм/год

Схема трубопровода

Вносится схема конкретного объекта

Регистрация трубопровода

Трубопровод зарегистрирован за N__________________________________________.

в ОГМ___________________________________________________________________.

В паспорте пронумеровано__________________________страниц и прошнуровано

всего____________________ ________________________________________листов.

__________________________________________ ______________________________

(должность, Ф. И. О. регистрирующего лица) (подпись)

"___"_______________

_____________________

Приложение 4

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Приложение 4 (А)

Форма титульного листа Технологического регламента

Наименование ЭО

	У Т В Е Р Ж Д А Ю ____________________ (И.О. Фамилия) "_____"_____________ 2____ года

Т Е Х Н О Л О Г И Ч Е С К И Й Р Е Г Л А М Е Н Т

(наименование регламента)

Регистрационный N XX/YY

С О Г Л А С О В А Н О (согласование генеральной проектной организации - автора ПСД при необходимости)

(Наименование ОПО ПХГ)

(Место и дата создания документа)

Приложение 4 (Б)

Форма титульного листа Альбома технологических схем

Наименование ЭО

А Л Ь Б О М Т Е Х Н О Л О Г И Ч Е С К И Х С Х Е М

к Технологическому регламенту (наименование регламента)

Регистрационный N XX/YY

(Наименование ОПО ПХГ)

(Место и дата создания документа)

Приложение 4 (В)

Лист регистрации изменений
в Технологический регламент (наименование)

N изм.	Номера листов (страниц)				Всего листов (страниц) в документе	Номер документа	Входящий номер сопроводительного документа	Подпись	Дата
	измененных	замененных	новых	аннулированных
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Приложение 4 (Г)

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

2.1. Характеристика исходного сырья.

(Наименование сырья, наименование и обозначение НТД)

Наименование показателя	Значение

2.2. Характеристика реагентов.

(Наименование реагента, наименование и обозначение НТД)

Наименование показателя	Значение

2.3. Характеристика материала.

Наименование материала	Наименование показателя	Значение	Ссылка на регламентирующий документ

Приложение 4 (Д)

4. Нормы технологического режима

N п/п	Наименование стадий процесса, аппарата, показатели режима	Номер позиции прибора по схеме	Ед. изм.	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности приборов	Примечание
1	2	3	4	5	6	7

Приложение 4 (Е)

5. Контроль технологического процесса
5.1. Аналитический контроль производства

N п/п	Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора проб (место установки средств измерения)	Контролируемые показатели	Методы контроля	Норма	Частота контроля
1	2	3	4	5	6	7

5.2. Перечень блокировок и сигнализации

N п/п	Наименование параметра	Наименование оборудования	Критический параметр	Величина устанавливаемого предела		Блокировка		Сигнализация		Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию
				мин	макс	мин	макс	мин	макс
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Приложение 4 (Ж)

7.2. Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

N п/п	Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства	Агрегатное состояние	Класс опасности	Температура, °С						Концентрационные пре-делы распространения пламени, (% об.)		Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)
				вспышки	воспламенения	самовоспламенения	кипения	плавления	начала экзотермического разложения	нижний предел	верхний предел
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Продолжение таблицы

N п/п	Плотность паров (газа) по воздуху	Удельный вес для твердых и жидких веществ г/см2	Растворимость в воде, % масс	Возможно ли воспламенение или взрыв при воздействии на него		Температурные пределы воспламенения, °С		аэровзвеси (г/см3) дисперсность	ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений	Литература
				воды	кислорода	нижн.	верх.	нижний
14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24

Приложение 4 (З)

7.4.Классификация технологических блоков по взрывоопасности

N п/п	Номер блока	Номер позиции аппаратуры, оборудования по технологической схеме, составляющие технологического блока	Относительный энергетический потенциал технологического блока	Категория взрывоопасности	Классы зон по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала
1	2	3	4	5	6

7.5. Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

N п/п	Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожарной и пожарной опасности зданий и помещений	Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования		Группа производственных процессов по санитарной характеристике	Средства пожаротушения
			класс взрывоопасной или пожароопасной зоны	категория и группа взрывопожароопасных смесей
1	2	3	4	5	6	7

Приложение 4 (И)

7.6. Категории электроснабжения зданий, сооружений и наружных установок

N п/п	Наименование здания, сооружения, наружной установки	Категория электроснабжения	Источник основного и аварийного электроснабжения
1	2	3	4

7.7. Аварийная остановка производства

7.7.1. Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации

N п/п	Вид аварийного состояния производства	Причина возникновения	Действие персонала по устранению аварийного состояния
1	2	3	4
1. Возможные производственные неполадки
1.1.
2. Возможные аварийные ситуации
2.1

Приложение 4 (К)

8. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей

8.1. Методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны

N п/п	Наименование здания, сооружения, наружной установки, стадия процесса, виды работ	Контролируемый параметр	Частота контроля	Метод контроля
1	2	3	4	5

8.2. Периодичность и методы контроля за образованием в процессе производства взрывоопасных концентраций

N п/п	Наименование здания, сооружения, наружной установки	Контролируемый параметр	Частота контроля	Метод контроля
1	2	3	4	5

8.3. Защита технологических процессов и оборудования от аварий

N п/п	Наименование оборудования, стадий технологического процесса	Категория взрывоопасности технологического блока	Контролируемый параметр или наименование защищаемого участка (места) оборудования	Допустимый предел контролируемого параметра или опасность защищаемого участка (места) оборудования	Предусмотренная защита оборудования, стадии технологического процесса
1	2	3	4	5	6

Приложение 4 (Л)

9. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств
9.2. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях;

N п/п	Наименование сырья, реагента, материала	Способы обезвреживания и нейтрализации
1	2	3

Возможность электризации с образованием опасных потенциалов, способы защиты

N п/п	Наименование стадии, технологической операции, оборудования и транспортных устройств, на которых ведется обработка или перемещение веществ диэлектриков, способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов	Перечень веществ-диэлектриков, способных в данном оборудовании или транспортном устройстве подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов		Основные технические мероприятия по защите от статического электричества и вторичных проявлений молний
		наименование веществ	удельное объемное электрическое сопротивление Ом?см.

9.3. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих

9.3.1. Средства индивидуальные защиты работающих

Наименование стадий тех. процесса	Профессии работающих	Средства индивидуальной защиты работающих	Наименование и номер НТД	Срок носки (мес.)	Периодичность стирки, химчистки защитных средств	Примечание

Приложение ; (М)

10. Технологические и вентиляционные выбросы

N п/п	Источник выброса		Загрязняющее вещество		Норматив выброса загрязняющего вещества			Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность выброса	Примечание
	Наименование	Номер	Наименование	Код	г/с	т/год	мг/м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Приложение 4(Н)

11. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов.
11.1. Краткая характеристика технологического оборудования

N п/п	Наименование оборудования и его назначение	Номер позиции по схеме	Количество, шт	Материал	Метод защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6	7

11.2. Краткая характеристика регулирующих клапанов

N п/п	N по схеме	Место установки клапана	Назначение клапана	Тип клапана
1	2	3	4	5

11.3. Краткая характеристика предохранительных клапанов

N п/п	Место установки ПК	Расчетное давление защищаемого аппарата/трубопровода	Оперативное (технологическое) давление в аппарате/ трубопроводе	Установочное давление		Направление сброса контрольного и рабочего клапана
				контрольного клапана	рабочего клапана
1	2	3	4	5	6	7

Приложение 4 (О)

Альбом технологических схем

Экспликация оборудования

N п/п	Наименование оборудования	Индекс по схеме	Количество
1	2	3	4

Приложение 4(П)

О.1. Титульный лист

		У Т В Е Р Ж Д А Ю     ___________________ (И.О. Фамилия) "____" ___________ 2____ г

И З М Е Н Е Н И Е N__

к Технологическому регламенту N ХХ/YY " (наименование регламента) "

С О Г Л А С О В А Н О (согласование Генерального проектировщика при необходимости)

г. _____ 20__ год

О.2. Последующие листы

N п/п	N раздела, подраздела, пункта, страница	Вносимые изменения		Обоснование изменения
		старая редакция	новая редакция
1	2	3	4

__________________

Приложение 5

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Порядок проведения работ по исследованию скважин с межколонными давлениями

1. Подготовительные работы.

1.2. Производится визуальный осмотр приустьевого участка скважины, колонной головки, запорной и контрольной арматуры МКП на наличие утечек. Убедиться в работоспособности запорной и контрольной арматуры межколонных пространств. Герметичность запорной и контрольной арматуры оценивается визуально с использованием метода создания мыльной пленки. Дальнейшие работы проводить только при работоспособной запорной и контрольной арматуре межколонных пространств.

Примечание - Приустьевой участок скважин в зависимости от конструкции обвязки устья включает:

- при обвязке устья стандартным оборудованием - зону, ограниченную сверху корпусом нижней колонной головки, снизу - верхним срезом направляющей колонны;

- при обвязке устья нестандартным устьевым оборудованием - зону, ограниченную сверху сварным швом с фланцем устьевого оборудования, снизу - верхним срезом направляющей колонны.

Измерить давление в межколонных, затрубном и трубном пространствах скважины.

1.2. При наличии нескольких МКП комплекс дальнейших действий необходимо осуществлять последовательно для каждого МКП в отдельности. При проведении исследований на одном МКП в смежных межколонных пространствах должно регистрироваться изменение давления при помощи электронного или образцового манометра. Начинать исследования следует с внутреннего (верхнего) межколонного пространства.

1. Определение расхода межколонного флюида

2.1. Стравливание газа из межколонного пространства до установления постоянного расхода или до нуля.

Примечание - Расход считается постоянным, если интенсивность снижения давления в МКП при стравливании не превышает 0,01 МПа в течение 5 минут.

2.2. Подключение к контрольной арматуре межколонного пространства устройства для измерения расхода газа. Измерение расхода флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания.

Примечание - Выбор измерительного устройства осуществляется в зависимости от интенсивности истечения межколонного флюида. Подсоединение измерительного устройства при наличии жидкой фазы производится через сепаратор жидкости. При полном стравливании расход межколонного флюида принимается равным нулю.

2. Регистрация кривой восстановления давления

Межколонное пространство закрывается на восстановление давления. Для регистрации КВД рекомендуется использовать электронные или механические самопишущие манометры. При длительном периоде восстановления давления допускается дискретная регистрация МКД с интервалом в одни сутки. Измерения с целью построения КВД проводятся до полного (максимального) восстановления МКД.

3. Отбор проб межколонного флюида

Пробы межколонного флюида отбираются в начале и в конце стравливания. Также отбирается проба флюида из затрубного пространства.

3.1. Требования к отбору проб:

3.1.1. Пробоотборные линии должны быть по возможности короткими и небольшого диаметра для сокращения времени продувки и обмена газа при отборе.

Для отбора газа под давлением пробоотборные линии должны собираться из стальных, медных или алюминиевых трубок внутренним диаметром 3-6 мм. Пробоотборные линии должны рассчитываться на максимальное давление и коррозионную агрессивность отбираемой среды.

3.1.2. Для отбора проб газа под давлением должны применяться металлические пробоотборники (контейнеры) проточного типа объемом до 4 дм3, изготовленные из стали или другого прочного газонепроницаемого металла или сплава, не взаимодействующего с газом и рассчитанные на максимальное давление отбираемого газа.

3.1.3. При давлении и расходе газа в межколонном пространстве, недостаточном для продувки и заполнения пробоотборника, пробы должны отбираться в стеклянные бутылки способом замещения запирающей жидкости. В качестве запирающей жидкости применяют раствор хлористого (22 %-ный раствор в дистиллированной воде). Транспортирование проб, отобранных в бутылки, следует осуществлять в вертикальном положении горлышком вниз.

3.1.4. Отбор проб природного газа, содержащего сероводород и меркаптановую серу, необходимо осуществлять по методике в соответствии с ГОСТ 31370.

3.1.5. После отбора проб контейнеры и бутылки с пробами снабжаются этикетками следующего содержания:

- дата отбора пробы;

- название месторождения (ПХГ), залежи;

- номер УПГ (цеха);

- номер скважины;

- место отбора пробы (МКП, трубное пространство, затрубное пространство);

- условия отбора пробы (давление отбора, температура);

- номер контейнера;

- подпись работника, отобравшего пробу.

3.1.6. Исследования физических свойств и химического состава межколонного флюида проводятся в химико-аналитических лабораториях по утвержденным методикам в зависимости от фазового состояния и состава флюида.

3.1.7. Пробы флюида направляются на хроматографический анализ, по результатам которого определяется его компонентный состав. Проведение сравнительного анализа составов газа из МКП и продукции скважины может позволить установить источник поступления газа в МКП (объект хранения или другая залежь).

3.1.8. Пробы жидкости направляются на физико-химический анализ с целью идентификации и установления показателей, позволяющих диагностировать состояние крепи скважины: минерализации, макро- и микрокомпонентного состава, величины водородного показателя рН, наличие водорастворенного органического вещества.

Примечание - При небольших объемах межколонного флюида допускается отбор только одной пробы.

4. Оценка герметичности межколонного пространства

4.1. При оценке герметичности межколонного пространства определяется наличие (отсутствие) факта утечек межколонного флюида за пределы МКП через нарушения и резьбовые соединения обсадных колонн, соединения колонной обвязки, через запорную и контрольную арматуру межколонного пространства.

4.2. Герметичность межколонного пространства оценивается путем его опрессовки при полностью восстановленном межколонном давлении . В качестве рабочего агента при опрессовке межколонного пространства используется газ из затрубного (трубного) пространства скважины или инертный газ.

Примечания

1. При проведении опрессовки необходимо использовать редуцирующее устройство.

2. При наличии в продукции скважины коррозионно-агрессивных компонентов допускается использование только инертного газа.

4.3. Величина давления опрессовки принимается на 1 МПа выше полностью восстановленного межколонного давления, но не более 110 % гидростатического давления у башмака внешней обсадной колонны для данного межколонного пространства.

Примечание - При превышении расчетным давлением опрессовки величины предельно допустимого МКД для данного межколонного пространства опрессовка МКП не проводится, пустотный объем МКП определяется при текущем МКД, величина утечки не определяется.

4.4. Опрессовывается межколонное пространство. Проводится визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории на наличие поверхностных газопроявлений и пропусков газа в устьевой обвязке с применением обмыливания конструктивных элементов устьевого оборудования, регистрацией дефектов, фотографированием или выполнением схемы видимой части обсадной колонны и мест газопроявления.

4.5. Выдерживается межколонное пространство под давлением в течение 5 минут. В случае снижения давления поднять его до давления опрессовки . Выдержать межколонное пространство под давлением до его полной стабилизации. Зафиксировать время выдержки и давление стабилизации .

Примечание - Давление считается стабильным, если интенсивность его снижения не превышает 0,01 МПа в течение 5 минут.

5. Определение пустотного объема межколонного пространства

Поднимается давление в МКП до давления опрессовки, подсоединяется к МКП газовый счетчик, стравливается газ из МКП через газовый счетчик. Работы проводятся в следующей последовательности:

фиксируется давление в межколонном пространстве на момент начала выпуска ;

открывается межколонный вентиль и начинается выпуск газа из межколонного пространства с дебитом, не превышающим максимальный расход для используемого газового счетчика;

выпускается газ из межколонного пространства до снижения давления в нем на 10 % от (или полностью при быстром падении давления);

закрывается вентиль на межколонном отводе, измеряется давление в межколонном пространстве;

пустотный объем межколонного пространства определяется по формуле

(1)

где - пустотный объем межколонного пространства, м3;

- атмосферное давление, МПа;

- объем газа, выпущенного из межколонного пространства, м3;

- избыточное давление в межколонном пространстве, на начало стравливания, МПа;

- избыточное давление в межколонном пространстве, на конец стравливания, МПа;

- коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлении и соответственно.

6. Определение величины утечки газообразного испытательного флюида

Расчетная величина утечки газообразного испытательного флюида определяется по формуле

(2)

где - расчетная величина утечки газообразного испытательного флюида, м3/сут;

- время выдержки до стабилизации давления в межколонном пространстве, мин;

- давление опрессовки межколонного пространства, МПа;

- давление стабилизации, МПа;

- коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении , соответственно.

7. Заключительные работы

По окончании исследований межколонное пространство полностью (максимально возможно) разряжается, технологическое оборудование демонтируется. Запорная и контрольная арматура закрывается.

________________

Приложение 6
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от __ _________ 2017 г. N ________

Признаки предельного состояния для скважин с МКД

- МКД, превышающее предельно допустимое значение для данного межколонного пространства, не снижаемое методами текущего ремонта (МКД превышает давление гидроразрыва пласта на уровне башмака внешней колонны данного МКП);

- присутствие в составе межколонного флюида сероводорода в объеме и при давлении в области сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;

- присутствие сероводорода в межколонных пространствах между промежуточными колоннами или между промежуточной колонной и кондуктором на месторождениях с содержанием сероводорода в добываемой продукции больше 6 % об.;

- присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;

- расход межколонного флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания более 1000 м3/сут для газовой фазы или 1 м3/сут для жидкой фазы;

- присутсвие заколонных перетоков газа;

- присутствие негрметичности обсадной эксплуатационной колонны;

- грифоны вокруг устья скважины.

- ___________________

Приложение 7
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому , технологическому и атомному надзору от __ _________ 2017 г. N ________

Минимальные расстояния от устьев скважин и наружных установок ПХГ до объектов, не относящихся к обустройству ПХГ
N п/п	Объекты ПХГ	Жилые здания, общежития, вахтовые поселки и иные объекты, предназначенные для проживания *	Общественные здания (административные, торговые, лечебно-санитарные, и иные объекты)*	Промышленные и сельскохозяйственные предприятия (здания, строения, сооружения и иные объекты)*	Линии электропередачи (ВЛ 6 кВ и выше)	Электроподстанции (35/6/110/35 кВ)
		Минимальные расстояния от объектов ПХГ, м
1	Устья скважин ПХГ- эксплуатационные, специальные (разгрузочные, водозаборные, наблюдательные, пьезометрические, контрольные, геофизические, геохимические, поисковые, разведочные)**	300	500	100	60	100
2	Устья поглотительных, нагнетательных скважин (для закачки промстоков)	150	250	50	30	50
3	Ликвидированные скважины	150	250	50	30	50
4	Факел для сжигания газа	300	500	100	60	100
5	Свеча сброса газа	300	500	100	30	30

*Примечание - расстояние до отдельно стоящих вахтовых, жилых и общественных зданий (за исключением зданий клубов, школ, детских яслей-садов, больниц) промышленных и сельскохозяйственных предприятий разрешается принимать на 50% меньше указанных в таблице.

** Примечание - расстояния от устьев скважин до границы полосы отвода железных дорог общей сети принимается 100 м, до автомобильных дорог общего пользования 50 м.

_________________________

Приложение 8
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопаснос ти ОПО подземных хранилищ газа", утвержденн ым приказом Федерально й службы по экологичес кому, технологич ескому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Минимальные расстояния от трубопроводов ПХГ до объектов, не относящихся к обустройству ПХГ

Объекты, здания и сооружения не относящиеся к обустройству ПХГ	Минимальные расстояния от оси трубопроводов, м
	номинальным диаметром, мм.
	300 и менее	свыше 300 до 600	свыше 600 до 800	свыше 800 до 1000	свыше 1000 до 1200	свыше 1200 до 1400
1	2	3	4	5	6	7
Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м; склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м? ; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи операторов связи - владельцев коммуникаций.	100	150	200	250	300	350
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы.	75	125	150	200	225	250
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги IV-V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод.	30	50	100	150	175	200
Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III, IV с пролетом свыше 20 м.	75	125	150	200	225	250
Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем	25	25	25	25	25	25
Кабели междугородной связи и силовые электрокабели	10	10	10	10	10	10
Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи, термоэлектрогенераторы	15	15	15	15	15	15
Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах	10	10	10	10	10	10

Примечание: Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 20-25.

______________________

Приложение 9
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопаснос ти ОПО подземных хранилищ газа", утвержденн ым приказом Федерально й службы по экологичес кому, технологич ескому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Минимальные расстояния от площадок КС, УПГ, ГРП, ГСП до объектов, не относящихся к обустройству ПХГ*

Объекты, здания и сооружения не относящиеся к обустройству ПХГ	Минимальные расстояния от площадок КС, УПГ, ГРП, ГСП, м
	Рабочее давление газопровода, МПа
	свыше 2.5 до 9.81**						свыше 1.2 до 2.5
	Номинальный диаметр газопровода, мм.
	300 и менее	свыше 300 до 600	свыше 600 до 800	свыше 800 до 1000	свыше 1000 до 1200	свыше 1200 до 1400	300 и менее	свыше 300
Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); 3-этажные жилые здания и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи Министерства связи России и других ведомств; телевизионные башни	500	500	700	700	700	700	500	500
Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I и II с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м?; автозаправочные станции; водопроводные сооружения, не относящиеся к магистральному трубопроводу	250	300	300	400	450	500	250	300
Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы	100	150	200	250	300	350	75	150
Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III-V с пролетом свыше 20 м	125	150	200	250	300	350	100	150
Железные дороги промышленных предприятий	75	100	150	175	200	250	50	100
Автомобильные дороги категорий IV и V	75	100	150	175	200	250	50	100
Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения (сараи и т.п.); устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; очистные сооружения и насосные станции канализации	50	75	150	200	225	250	50	75
Открытые распределительные устройства 35, 110, 220 кВ электроподстанций, питающих КС, НПС и ПС магистральных трубопроводов и других потребителей	100	100	100	100	100	100	100	100
Лесные массивы пород:
а) хвойных	50	50	50	75	75	75	50	50
б) лиственных	20	20	20	30	30	30	20	20
Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, напряжением, кВ:
до 20	80
35	80
110	100
150	120
220	140
330	160
500	180
750	200

* При определении минимальных расстояний от объектов ОПО ПХГ их следует принимать в соответствии с пунктом 211 настоящих Правил.

** Минимальные расстояния (L) от площадок КС, УПГ, ГРП, ГСП до объектов, не относящихся к обустройству ПХГ, при рабочих давлениях свыше 9,81 МПа вычисляют по формуле:

где p - рабочее давление в газопроводе, МПа;

Lbas - базисное значение минимального расстояния, принимаемого в зависимости от диаметра газопровода для рабочего давления

_________________

Приложение 10
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопаснос ти ОПО подземных хранилищ газа", утвержденн ым приказом Федерально й службы по экологичес кому, технологич ескому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Наименьшее расстояние между зданиями и сооружениями объектов обустройства ОПО ПХГ, м

Здания и сооружения	Номер сооружения в графе "Здания и сооружения"
	1	2	3	4	5	6	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	24	25
1. Устья эксплуатационных скважин	5	5	9	30	39	39	100	30	39	39	9	30	9	9	9	15	30	25/12	24	30	39	-	30
2. Устья специальных скважин	5	6	9	15	24	24	100	30	24	24	9	15	9	9	9	15	15	25/12	24	30	39	-	15
3. Замерные и сепарационные установки	9	9	+	+	15	+	60	30	9	9	+	9	9	9	+	9	15	25/12	+++	18	39	9	+
4. Дожимные насосные станции (технологические площадки)	30	15	+	+	15	+	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39	30	+
5. Аварийные резервуары ДНС (типа РВС)	39	24	15	15	+	15	100	15	15	15	15	15	15	+	12	30	30	+++	+++	39	39	39	15
6. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ)	39	24	+	+	15	+	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39	39	+
7. Факелы аварийного сжигания	100	100	60	60	100	60			100	100	60	60	60	60	60	60	100	60	60	60	100	100	60
8. Свечи для сброса газа	30	30	30	30	15	30		+	30	30	30	30	30	30	30	30	30	60	60	60	100	30	60
9. Компрессорные станции газлифта	39	24	9	+	15	+	100	30	+	9	+	15	9	9	9	9	15	+++	+++	30	30	39	+
10. Установки подготовки газа (УПГ), цеха подготовки газа, конденсата	39	24	9	+	15	+	100	30	9	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	30	30	39	+
11. Блоки газораспределительной ппаратуры (БГРА), узлы учета нефти и газа, управления арматурой, запуска и приема шаров, арматурные блоки обвязки скважин	9	9	+	+	15	+	60	30	+	+	+	15	9	9	9	9	15	+++	+++	18	30	9	+
12. Кустовые насосные станции системы Ш1Д (КНС, БКНС)	30	15	9	15	15	15	60	30	15	15	15	+	+	9	9	9	15	+++	+++	9	30	-	15
13.Водораспределительные пункты (ВРП), блоки напорной гребенки (БГ)	9	9	9	9	15	9	60	30	9	9	9	+	+	9	9	9	15	+++	+++	9	30	-	9
14. Дренажные, канализационные емкости	9	9	9	9	+	9	60	30	9	9	9	9	9	+	9	9	9	9	9	9	30	9	9
15. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола	9	9	+	+	12	+	60	30	9	+	9	9	9	9	+	9	15	+++	+++	18	30	9	+
16.Компрессорные воздуха	15	15	9	9	30	9	60	30	9	9	9	9	9	9	9	+	+	9	9	9	9	16	9
17. Аппараты воздушного охлаждения	30	15	15	15	30	15	100	30	15	15	15	15	15	9	15	+	+	9	9	9	9	30	15
18.Трансформаторные подстанции (ТП) напряжением до 10 кВ и распределительные устройства (РУ) (открытые, закрытые)	25/12	25/12	25/12	+++	+++	+++	60	60	+++	+++	+++	+++	+++	9	+++	9	9	+	+	+++	+++	+++	+++
19. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления	24	24	+++	+++	+++	+++	60	60	+++	+++	+++	+++	+++	9	+++	9	9	+	+	++	++	24	+++
20. Вагон для обогрева персонала	30	30	18	18	39	18	60	60	30	30	18	9	9	9	18	9	9	+++	++	+	++	30	18
21.Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)	39	39	39	39	39	39	100	100	30	30	30	30	30	30	30	9	9	+++	++	++	++	39	39
22.Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ (под давлением, без давления), концевые сепарационные установки	30	15	+	+	15	+	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39	30	15
24. Насосная станция ЛВЖ, ГЖ	30	15	+	+	15	+	60	60	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39	-	9

+ расстояния не нормируются;

++ расстояния принимаются в соответствии с СП 18.13330.2011 "СНиП II-89-80* "Генеральные планы промышленных предприятий" (постановление Правительства Российской Федерации от 26 декабря 2014 г. N 1521 "Об утверждении перечня национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружении" (Собрание законодательства Российской Федерации, N 2, 12.01.2015, ст. 465));

+++ расстояния определяются проектной документацией.

Примечания:

1. В 18 расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и РУ, в знаменателе - до закрытых ТП и РУ.

2. hфак. - высота факельного ствола.

___________________

Приложение 11

к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от __ _________ 2017 г. N ________

Акт N _______ от ____________

о ликвидации скважины N .....

(месторождение, предприятие)

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о нижеследующем:

1. Скважина N _____, пробуренная _____ в _____ году в соответствии с

проектом N ____ от ________ г., разработанным __________, находящаяся на

балансе ______, ликвидирована _______ по категории ____

2. Забой скважины ________ м.

3. В скважине установлены цементные мосты на глубинах _______ м.

4. На устье скважины установлены ________________ и репер с надписью

____________________________________________________________________

5. Из скважины демонтировано и извлечено следующее

оборудование:

- фонтанная арматура и колонная головка __________________________

- ПКТ ____________________ в количестве _______________________ тн

- комплекс внутрискважинного оборудования __________________________

- обсадные трубы _________ в количестве ______________________ тн.

- обсадные трубы _________ в количестве ______________________ тн.

6. Все материалы по ликвидированной скважине N _____________________

сброшюрованы, заверены печатью, подписями и переданы на хранение

__________________________.

Руководитель Руководитель

территориального органа организации-

Ростехнадзора недропользователя

_____________________