Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа"
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 09.12.2020 № 511 "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа"
Текст — по данным ИПС «Законодательство России». Проверено 17.10.2026 17:35. Скачать .doc · Печать
- Вступает в силу
- Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г.
- Приложения
- Приложение 1. Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и · Приложение № 1 к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правил · Приложение № 2 к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правил · Приложение № 3 к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правил
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
ПРИКАЗ
Москва
9 декабря 2020 г. № 511
Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа"
Зарегистрирован Минюстом России 18 декабря 2020 г.
Регистрационный № 61589
В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2020, № 27, ст. 4248), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа".#❝
Утверждены
приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 9 декабря 2020 г. № 511#❝
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 опасных производственных объектов подземных хранилищ газа" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2018, № 31, ст. 4860) и Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2020, № 27, ст. 4248).#❝
2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа (далее - ОПО ПХГ), являющихся производственными территориями (площадками), на которых размещаются трубопроводы, комплексы зданий, сооружений (в том числе скважины различного назначения, установки подготовки газа, компрессорные станции, котельные), технических устройств, применяемых в технологическом процессе закачки, хранения и отбора газа и подземного хранилища природного, попутного нефтяного и возможно других, в том числе неуглеводородных, газов в пластах горных пород или горных выработок, ограниченных границами горного отвода.#❝
3. Правила предназначены для применения при:#❝
разработке технологических процессов, связанных с проектированием, строительством, реконструкцией ОПО ПХГ;#❝
проведении экспертизы промышленной безопасности: документации на консервацию, ликвидацию, техническое перевооружение опасного производственного объекта (далее - документация);#❝
4. ПХГ в соответствии с проектными решениями включает в себя 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, трубопроводы, вспомогательные системы и устройства (котельное оборудование, подъемные сооружения, автоматизированные заправочные пункты).#❝
В соответствии со спецификой эксплуатации искусственных газовых залежей для целей ПХГ существует ряд отличающихся от месторождений газа особенностей, а именно: на ПХГ эксплуатируются скважины специального назначения (для контроля за циклическим распределением газонасыщенности по вертикали и латерали) - наблюдательные, пьезометрические, контрольные, геофизические, разгрузочные, геохимические.#❝
5. Пожарная безопасность ОПО ПХГ обеспечивается в соответствии с Федеральным законом от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 30, ст. 3579; 2018, № 53 (часть I), ст. 8464), постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 "О противопожарном режиме" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 19, ст. 2415; 2020, № 18, ст. 2889) и иными нормативными правовыми актами, устанавливающими требования пожарной безопасности, относящиеся к ОПО ПХГ.#❝
II. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
6. Для площадочных сооружений ОПО ПХГ, на которых размещаются компрессорные станции, компрессорные цеха, газосборные и газораспределительные пункты, установки подготовки газа, газораспределительные станции, необходимо выполнять требования к обеспечению взрывобезопасности:#❝
1) для каждой технологической системы должны предусматриваться меры по максимальному снижению взрывоопасности технологических блоков, входящих в нее, направленные на:#❝
защиту технологического оборудования от разрушения и максимальное ограничение выбросов из него горючих веществ в атмосферу при аварийной разгерметизации;#❝
2) организация технологических процессов должна исключать возможность взрыва в технологической системе при регламентированных значениях их параметров. Регламентированные значения параметров, определяющих взрывоопасность процесса, допустимый диапазон их изменений, организация проведения процесса (аппаратурное оформление и конструкция технологических аппаратов, фазовое состояние обращающихся веществ, гидродинамические режимы) устанавливаются в исходных данных на проектирование разработчиком процесса;#❝
3) регламентированные значения параметров по ведению технологического процесса указываются в технологических регламентах на производство продукции как оптимальные нормы ведения технологического режима (далее - регламентированные параметры процесса) и подлежат контролю и регулированию в заданном диапазоне;#❝
4) для каждого технологического процесса разработчиком процесса определяется совокупность регламентированных значений параметров. Допустимый диапазон изменения параметров устанавливается с учетом характеристик технологического процесса. Технические характеристики системы управления и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) должны соответствовать скорости изменения значений параметров процесса в требуемом диапазоне (класс точности приборов, инерционность систем измерения, диапазон измерения);#❝
5) для вновь проектируемых взрывопожароопасных производственных объектов должны быть выполнены следующие требования:#❝
7. Для строительства и эксплуатации ОПО ПХГ должен быть разработан технологический проект, включающий в себя:#❝
8. 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. № 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 10, ст. 1100; 2020, № 47, ст. 7526).#❝
9. Технологический проект должен соответствовать требованиям к структуре и оформлению проектной документации на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, установленным приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 27 октября 2010 г. № 464 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 ноября 2010 г., регистрационный № 19019).#❝
10. В технологическом проекте следует предусматривать объектный мониторинг эксплуатации ПХГ (система геолого-геофизического контроля за состоянием искусственной газовой залежи), обеспечивающий реализацию и анализ эффективности мероприятий по безопасному недропользованию, включающий специально организованное систематическое наблюдение за состоянием объекта хранения газа, контрольных горизонтов и наземного обустройства на основе комплекса промыслово-геофизических исследований и замеров параметров эксплуатации ПХГ, необходимый для осуществления системы контроля этапов строительства и эксплуатации. Он также должен содержать мероприятия по контролю герметичности объекта хранения в процессе строительства и эксплуатации ПХГ.#❝
11. Применяемые на площадочных сооружениях ОПО ПХГ средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное функционирование ОПО ПХГ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией/документацией.#❝
12. Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.#❝
13. 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.#❝
14. Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу дожимных компрессорных станций и технологических насосных при давлении, поддерживаемом в установленных для них пределах.#❝
15. 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.#❝
16. Установка сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса обосновывается в проектной документации.#❝
17. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.#❝
18. На компрессорных станциях, газораспределительных пунктах, в цехах осушки и сепарации газа ОПО ПХГ следует предусматривать возможность продувки газопроводов и оборудования инертным газом (паром).#❝
19. При выборе электрооборудования во взрывозащищенном исполнении следует руководствоваться классификацией взрывоопасных зон, установленной техническим регламентом Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", утвержденным решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. № 825 (официальный сайт Комиссии Таможенного союза http://www.tsouz.ru/, 21 октября 2011 г.), являющимся обязательным для Российской Федерации в соответствии с Договором от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным законом от 3 октября 2014 г. № 279-ФЗ "О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 40, ст. 5310). Классы и размеры взрывоопасных зон следует определять и указывать в проектной документации/документации.#❝
20. Планировка насосных станций и резервуарных парков, размещение оборудования и прокладка трубопроводов должны обеспечивать локализацию, сбор и удаление опасных веществ в случае их утечки.#❝
21. Здания, сооружения, технические устройства и иные объекты обустройства ПХГ, промышленные, сельскохозяйственные объекты, отдельные здания и сооружения, зоны рекреационного назначения, не относящиеся к обустройству ОПО ПХГ, следует размещать на безопасных расстояниях, установленных в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.#❝
Объекты обустройства ОПО ПХГ следует размещать с учетом опасности распространения хранящегося опасного вещества и распространения облака при возможных авариях по рельефу местности и преобладающего направления ветра (по годовой розе ветров) относительно рядом расположенных населенных пунктов, объектов и мест массового скопления людей, результатов анализа опасностей технологических процессов и анализа риска аварий, проведенного в соответствии с главой VIII "Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа" Правил.#❝
III. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
23. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:#❝
максимальное использование пластовой энергии объекта (объектов) хранения газа в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи пласта со стволом скважины;#❝
применение оборудования, способов и режимов эксплуатации, а также методов повышения (интенсификации) производительности в соответствии с принятыми проектными решениями;#❝
условия безопасного ведения работ на всех этапах производства буровых работ, эксплуатации, реконструкции и ремонта скважины;#❝
условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраной окружающей среды, за счет прочности и долговечности крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции объекта (объектов) хранения газа от проницаемых горизонтов надпродуктивной части разреза и пространства вокруг устья скважины;#❝
24. Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.#❝
25. Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать:#❝
26. 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.#❝
27. Прочность кондукторов и технических колонн, а также оборудования устья скважины должна подтверждаться расчетом предельного объема поступившего в скважину флюида, при котором возможна ликвидация газонефтеводопроявления глушением без превышения допустимых давлений для каждого вскрытого скважиной необсаженного пласта.#❝
28. Количество резервуаров и их размещение определяются исходя из площади распространения соляной залежи, ее общей толщины и наличия прослоев калийно-магниевых и других солей.#❝
29. При размыве резервуаров должен осуществляться контроль следующих параметров:#❝
30. Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:#❝
31. Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:#❝
закачку и отбор флюида (газа, рассола, жидкого и газообразного нерастворителя) с проектной производительностью;#❝
ввод в скважину ингибиторов гидратообразования (при наличии условий гидратообразования) и коррозии (при наличии агрессивной среды);#❝
32. Башмак основной обсадной колонны эксплуатационной скважины должен располагаться в каменной соли или в вышележащих устойчивых и непроницаемых породах при условии обеспечения герметичности, рассчитанной в проектной документации.#❝
Башмак подвесной колонны (при отборе газа) эксплуатационной скважины должен располагаться выше зеркала рассола. Для исключения подхватывания рассола при отборе газа допускается вносить изменения в процессе эксплуатации в компоновку подвесной колонны (установка дополнительных устройств или специальных отверстий выше зеркала рассола).#❝
33. Испытание на герметичность подвесных колонн осуществляется непосредственно в скважине на максимальное проектное давление, установленное для эксплуатации резервуара с коэффициентом запаса 1,05. После извлечения внешней подвесной колонны при пакерном способе эксплуатации не допускается ее повторное использование.#❝
34. Испытание резервуара на герметичность осуществляется на максимальное проектное давление с коэффициентом запаса 1,05.#❝
IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К БУРЕНИЮ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И УСТАНОВКЕ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ#❝
38. Основным документом на производство буровых работ на ОПО ПХГ является рабочий проект производства буровых работ (далее - рабочий проект), разработанный в соответствии с требованиями Правил и нормативных правовых актов, регламентирующих данный порядок.#❝
40. Разработка рабочего проекта группы скважин осуществляется при совокупности следующих факторов:#❝
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);#❝
41. Разрешается включение скважин, имеющих отклонение по рабочему проекту на бурение группы скважин по вертикальной глубине 400 м между наиболее и наименее глубокой скважиной. Отличие по длине ствола между наиболее и наименее протяженной скважиной не должно превышать 2000 м.#❝
42. 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 горно-геологических условий. Повторное использование рабочего проекта оформляется протоколом комиссии, создаваемой пользователем недр (заказчиком), и согласовывается с проектной организацией.#❝
43. Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт буровых работ на скважинах данной и ближайших площадей с аналогичными условиями и обеспечивать возможность бурения последующих скважин.#❝
44. Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения: географическую и климатическую характеристику района работ; горно-геологические условия бурения;#❝
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, скорость 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 затвердения 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);#❝
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 контрольно-измерительных приборов и аппаратуры, в том числе для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами;#❝
комплекс мероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность ОПО ПХГ и включающий устройства противопожарного водопровода в соответствии с реализованными техническими решениями; связи и оповещения; контроля газопаровоздушной среды; автоматизации процесса хранения углеводородов; автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации;#❝
методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность, безопасный срок эксплуатации скважин;#❝
45. 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.#❝
46. Контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения указанных работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться пользователем недр, организацией, осуществляющей производство буровых работ, и другими субъектами хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр.#❝
47. Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводится с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.#❝
48. При вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора следует предусматривать мероприятия по предотвращению разрушения околоскважинной зоны пласта и контролю за выносом породы.#❝
49. После спуска и цементирования каждой обсадной колонны проводится контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения элементов оснастки соответствующими геолого-технологическими и геофизическими методами.#❝
50. Температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50°C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.#❝
51. 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.#❝
52. После окончания бурения, реконструкции или ремонта скважин, связанного с переоборудованием устья, низ колонной головки должен быть расположен не ниже 300 мм от уровня земной поверхности (шахты) для обеспечения свободного доступа к замерным узлам межколонных пространств.#❝
53. Перфорационные работы на скважинах ПХГ в зависимости от геологических и технологических условий осуществляются в соответствии с техническим проектом.#❝
54. Технический проект на производство перфорационных работ при строительстве скважин разрабатывается геофизической организацией и согласовывается с буровой организацией и пользователем недр в части обеспечения сохранности недр, конструкции скважины, характеристик интервала перфорации. При эксплуатации технический проект на производство перфорационных работ разрабатывается геофизической организацией и согласовывается с буровой организацией и пользователем недр в части обеспечения сохранности недр, конструкции скважины, характеристик интервала перфорации.#❝
V. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
56. Эксплуатация технических устройств должна осуществляться в соответствии с руководствами по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учетом требований руководств изготовителя. Маркировка и техническая документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.#❝
57. Сведения о проведенных ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) технических устройств.#❝
58. Сведения о результатах периодических диагностических обследований, проведенных ремонтах, техническом перевооружении, реконструкциях трубопроводов и скважин вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) трубопровода и дела (паспорта скважин).#❝
59. Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении экспертизы промышленной безопасности.#❝
60. Этап создания ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до вывода хранилища на проектные показатели.#❝
62. По результатам опытно-промышленной эксплуатации на основании проведенных наблюдений и исследований выполняется анализ эксплуатации ПХГ, в котором дается заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности вывода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации или вносятся предложения о разработке корректив (дополнений) в технологический проект ПХГ.#❝
63. Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с вывода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до принятия решения о консервации (ликвидации) хранилища.#❝
65. При эксплуатации ПХГ для обеспечения пиковых нагрузок допускается кратковременное превышение до 20% фактического суточного отбора газа над отбором, предусмотренным технологическим проектом, при условии согласования режима с организацией, ведущей авторский надзор.#❝
66. Технологический режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:#❝
67. Баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера с учетом собственных технических (технологических) нужд и включает:#❝
68. Если на ОПО ПХГ эксплуатируется несколько объектов хранения, то баланс газа ведется как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения отдельно.#❝
69. Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ привлекает к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.#❝
70. К трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются Правила, относятся:#❝
газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций;#❝
газопроводы подключения ОПО ПХГ (от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу);#❝
71. За пределами производственной площадки трасса межплощадочных газопроводов-коллекторов, входных и выходных газопроводов от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу 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 30° и пересечениях трассы с другими трубопроводами и коммуникациями.#❝
72. При надземной прокладке трубопроводов необходимо устанавливать и закреплять опознавательно-предупредительные знаки на опорах трубопровода в доступном и видном месте.#❝
73. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.#❝
74. 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".#❝
75. На всех участках трубопровода обеспечивается возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.#❝
76. В зависимости от срока службы трубопроводов, условий их эксплуатации и проектных решений выполняются следующие контрольные мероприятия по оценке технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ:#❝
77. Осмотр трассы, охранной зоны трубопроводов и участков трубопроводов надземного исполнения проводится не реже двух раз в месяц в соответствии с утвержденным графиком.#❝
78. Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.#❝
79. Сроки проведения ревизии трубопроводов ОПО ПХГ устанавливаются с учетом результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии (технического диагностирования) трубопроводов ОПО ПХГ и не должны превышать 8 лет.#❝
80. Первичная ревизия трубопроводов ОПО ПХГ проводится в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.#❝
81. При проведении ревизий трубопроводов ОПО ПХГ необходимо: провести контрольный осмотр трубопровода;#❝
82. На трубопроводах, для которых проектной документацией/документацией предусматривается проведение периодических испытаний на прочность, герметичность, сроки испытаний не должны превышать двойную периодичность ревизий.#❝
83. Трубы, трубопроводная арматура (далее - ТПА) и приводы ТПА должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации.#❝
84. Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки.#❝
85. Эксплуатация ТПА в положениях между "Открыто" и "Закрыто", если такая возможность не предусмотрена изготовителем, не допускается.#❝
86. Приводы запорной арматуры оснащаются надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначаются направления "Открыто" и "Закрыто".#❝
87. При эксплуатации трубопроводов и ТПА запрещается:#❝
производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;#❝
88. Работоспособность ТПА проверяется в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.#❝
90. Обратная арматура технологической обвязки компрессорных станций не реже одного раза в год подлежит вскрытию и внутреннему осмотру в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.#❝
91. Территории площадок ТПА защищаются от поверхностных вод, планируются и покрываются неткаными материалами (в случае необходимости, определяемой проектом), засыпаются твердым сыпучим материалом (гравий, щебень), на ограждении вывешиваются технологические схемы.#❝
92. Производственные объекты ОПО ПХГ имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняются на видных местах.#❝
93. В закрытых помещениях, где возможно образование в воздухе взрывоопасных смесей, необходимо осуществлять автоматический анализ довзрывоопасных концентраций обращающихся взрывоопасных веществ. Сигналы от средств автоматического газового анализа должны передаваться в помещение с круглосуточным пребыванием дежурного персонала.#❝
94. Перед пуском оборудования ОПО ПХГ воздух должен быть вытеснен из системы на свечу рассеивания.#❝
95. В процессе эксплуатации системы и оборудование ОПО ПХГ подвергаются периодическим испытаниям в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ.#❝
96. Запрещается работа аппаратов очистки газа при отсутствии контроля перепада давления, с перепадом давлений выше предусмотренного проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ и неисправными устройствами дренажа.#❝
97. Техническое обслуживание установки очистки газа должно осуществляться в объеме и с периодичностью, предусмотренной в проектной документации/документации, документации изготовителя, технологическом регламенте на эксплуатацию ОПО ПХГ.#❝
98. Периодичность и объем операций по техническому обслуживанию систем топливного, пускового и импульсного газа определяются проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ.#❝
99. Оборудование установок подготовки газа, газосборных и газораспределительных пунктов должно иметь возможность механического (ручного) регулирования и управления технологическими процессами.#❝
101. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружена утечка, запрещается.#❝
103. Предупредительная и аварийная сигнализации и ПАЗ на действующих установках должны быть постоянно включены в работу.#❝
104. Техническое обслуживание и ремонт оборудования автоматизации должны проводиться в соответствии с документацией изготовителя и/или проектной документацией.#❝
105. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерация согласно схеме технологического процесса.#❝
106. Во время работы насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.#❝
107. Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе запрещается.#❝
108. Технологический регламент является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или его отдельных стадий, режимы производства, безопасные условия работы в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.#❝
109. Технологический регламент разрабатывается на ОПО ПХГ и содержит требования для обеспечения безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных технологических систем:#❝
110. При проведении опытной эксплуатации, опробования нового оборудования в процессе реконструкции, технического перевооружения на действующем ОПО с утвержденным технологическим регламентом разрабатывается отдельный технологический регламент по эксплуатации нового оборудования.#❝
111. В состав технологического регламента входят следующие разделы: общая характеристика производственного объекта;#❝
112. В действующий технологический регламент могут вноситься изменения, связанные с необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и с разработкой новой технологической схемы.#❝
VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ. ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
114. На ОПО ПХГ осуществляется объектный мониторинг, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.#❝
116. В рамках объектного мониторинга ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:#❝
объем газа в объекте (объектах) хранения (активный и буферный объем газа (в том числе долгосрочный резерв), остаточные геологические запасы при наличии);#❝
суточная производительность эксплуатационных скважин индивидуально (для вновь проектируемых/реконструируемых ОПО ПХГ) и суточная производительность ОПО ПХГ в целом;#❝
эксплуатационные характеристики скважин (рабочие давления и температура на устье, фактические значения депрессии/репрессии);#❝
технологические характеристики (параметры ЗРА, температура и давления в технологической линии "скважина - газосборный пункт - установка подготовки газа (компрессорная станция) - компрессорная станция - газопровод подключения");#❝
положение межфлюидальных контактов объекта (объектов) хранения газа; уровни и давления в контрольных горизонтах;#❝
117. При эксплуатации ОПО ПХГ должны ежесуточно проводиться замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа. В случае наличия двух и более объектов хранения газа замеры осуществляются по каждому из них.#❝
118. Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с объектным мониторингом (ОМ).#❝
119. Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется путем замера пластового давления (или пересчета замеренного устьевого давления на пластовое), уровней пластовой воды в контрольных скважинах.#❝
120. Если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.#❝
121. При эксплуатации скважин должен проводиться контроль технического состояния, который включает:#❝
122. При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.#❝
123. Учет количества извлекаемой попутной пластовой жидкости должен осуществляться как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения газа. Для вновь проектируемых ОПО ПХГ необходимо предусматривать периодический замер количества пластовой жидкости по каждой эксплуатационной скважине отдельно с использованием измерительного сепаратора.#❝
124. Закачку 1111В на ОПО ПХГ необходимо осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давлением нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.#❝
125. Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и иных показателей.#❝
126. Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на газосборных пунктах. Регулирование дебита неполным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается.#❝
127. 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.#❝
128. 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, а также расход газа стравливаемого из пространств между обсадными колоннами по графику, но не реже одного раза в год.#❝
129. Запрещается эксплуатация скважин с межколонным давлением (далее - МКД), имеющих следующие признаки предельных состояний:#❝
превышающее предельно допустимое значение для данного межколонного пространства, не снижаемое методами текущего ремонта (МКД не должно превышать значение 80% от давления гидроразрыва пласта на уровне башмака внешней колонны данного межколонного пространства);#❝
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% объема;#❝
присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;#❝
VII. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
130. Консервация ОПО ПХГ или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из ПХГ или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.#❝
131. 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.#❝
132. Консервация и ликвидация скважин, входящих в состав ОПО ПХГ, осуществляются в соответствии с проектной документацией, разработанной для ПХГ, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин, а в случае отсутствия таких разделов в указанных проектах - в виде отдельной документации.#❝
133. 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).#❝
134. При консервации и ликвидации объектов хранения, зданий и сооружений ОПО ПХГ они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.#❝
135. 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;#❝
136. В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.#❝
137. 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.#❝
138. Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с лицензиями на пользование недрами.#❝
139. Акт о ликвидации (консервации) скважины (рекомендуемый образец приведен в Приложении № 3 к 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 для их учета.#❝
140. Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.#❝
141. Учет, контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин осуществляет пользователь недр с периодичностью 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 здоровья населения, к обеспечению охраны окружающей среды осуществляются пользователем недр на основании планов работ, составленных исполнителем работ и утвержденных пользователем недр.#❝
142. Восстановление ранее ликвидированных скважин производится в соответствии с проектной документацией/документацией.#❝
143. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производятся согласно Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию.#❝
144. При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или уполномоченным им представителем.#❝
145. Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.#❝
146. В связи с цикличностью (закачка 6 месяцев + отбор 6 месяцев) эксплуатации ОПО ПХГ временная приостановка работы скважин ОПО ПХГ может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.#❝
147. Установление срока консервации, оборудование устья и ствола, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляются в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности и документации, разработанной пользователем недр или их уполномоченными представителями исходя из конкретных горно-геологических условий.#❝
148. Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр по согласованию с противофонтанной службой, но не реже одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты) и одного раза в 3 месяца (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах в произвольной форме.#❝
149. Если длительность консервации скважины превысила (или может превысить) проектные сроки консервации или 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 органа, уполномоченного на осуществление государственного контроля (надзора), или самостоятельно пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск аварий, или ликвидировать скважину в порядке, установленном Правилами.#❝
150. Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).#❝
151. Консервация скважин в процессе бурения оформляется актом, согласованным пользователем недр и противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).#❝
152. Срок консервации скважин после эксплуатации без установки консервационного моста над интервалом перфорации составляет 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.#❝
VIII. ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА#❝
154. 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.#❝
155. Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.#❝
156. Основная задача анализа риска заключается в предоставлении должностным лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, участках шлейфов скважин.#❝
157. При выборе методов анализа риска необходимо учитывать этапы функционирования объекта (проектирование, эксплуатация, реконструкция, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация), цели анализа, тип анализируемого ОПО, критерии допустимого (приемлемого) риска, наличие необходимой информации и другие факторы.#❝
158. При проведении анализа риска учитывают:#❝
систему противоаварийной защиты, в том числе параметры обнаружения утечек газа, запорной арматуры, отсекающих устройств;#❝
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);#❝
159. 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 входят 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.#❝
160. При количественном анализе риска (количественной оценке риска) аварий на ОПО ПХГ проводятся следующие процедуры:#❝
построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;#❝
161. В сценариях развития аварий и оценке последствий аварий учитываются возможности возникновения следующих явлений, связанных с выбросом опасных веществ на ОПО:#❝
разрыв оборудования, трубопроводов с образованием воздушной волны сжатия (ударной волны) и осколков;#❝
162. При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные правовые акты 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.#❝
163. Результаты количественного анализа риска следует учитывать при обосновании безопасных расстояний между зданиями и сооружениями, расположенными на территории ОПО ПХГ, и соседними объектами. Критерии допустимого (приемлемого) риска гибели людей для безопасных расстояний обосновываются в проектной документации или в обосновании безопасности ОПО ПХГ из условия непревышения индивидуального риска гибели персонала при авариях среднестатистических значений гибели людей в техногенных происшествиях (неестественных причин), а также при пожарах из условия непревышения нормативных значений пожарного риска.#❝
164. Результаты анализа риска аварии обосновываются и оформляются таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали при первоначальном анализе риска аварии.#❝
165. В отчет по количественной оценке риска аварий следует включать (если иное не определено нормативными правовыми актами):#❝
описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения, исходные предположения и ограничения;#❝
Приложение № 1
к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных
хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 декабря 2020 г. № 511#❝
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 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | |
1. Устья эксплуатационных скважин | 5 | 5 | 9 | 30 | 39 | 39 | 100 | 30 | 39 | 39 | 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 | 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 | 15 | 25/ 12 | ++ | 18 | 39 | 9 | + |
4. Насосные станции (технологические площадки) | 30 | 15 | + | + | 15 | + | 60 | 30 | + | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | 30 | + |
5. Аварийные резервуары НС | 39 | 24 | 15 | 15 | + | 15 | 100 | 15 | 15 | 15 | 15 | + | 12 | 30 | 30 | ++ | ++ | 39 | 39 | 39 | 15 |
6. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) | 39 | 24 | + | + | 15 | + | 60 | 30 | + | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | 39 | + |
7. Факелы аварийного сжигания | 100 | 100 | 60 | 60 | 100 | 60 | hфак | hфак | 100 | 100 | 60 | 60 | 60 | 60 | 100 | 60 | 60 | 60 | 100 | 100 | 60 |
8. Свечи для сброса газа | 30 | 30 | 30 | 30 | 15 | 30 | hфак | + | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 60 | 60 | 60 | 100 | 30 | 60 |
9. Компрессорные станции | 39 | 24 | 9 | + | 15 | + | 100 | 30 | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 30 | 30 | 39 | + |
10. Установки подготовки газа (УПГ), цеха подготовки газа, конденсата | 39 | 24 | 9 | + | 15 | + | 100 | 30 | 9 | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 30 | 30 | 39 | + |
11. Газораспределительные, газосборные пункты, узлы учета газа, управления арматурой, арматурные блоки обвязки скважин | 9 | 9 | + | + | 15 | + | 60 | 30 | + | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 30 | 9 | + |
12. Дренажные, канализационные емкости | 9 | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 60 | 30 | 9 | 9 | 9 | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 30 | 9 | 9 |
13. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола | 9 | 9 | + | + | 12 | + | 60 | 30 | 9 | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 30 | 9 | + |
14. Компрессорные воздуха | 15 | 15 | 9 | 9 | 30 | 9 | 60 | 30 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | + | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 16 | 9 |
15. Аппараты воздушного охлаждения | 30 | 15 | 15 | 15 | 30 | 15 | 100 | 30 | 15 | 15 | 15 | 9 | 15 | + | + | 9 | 9 | 9 | 9 | 30 | 15 |
16. Трансформаторные подстанции (ТП) напряжением до 10 кВ/ распределительные устройства (РУ) (открытые, закрытые) | 25/12 | 25/12 | 25/12 | ++ | ++ | ++ | 60 | 60 | ++ | ++ | ++ | 9 | ++ | 9 | 9 | + | + | ++ | ++ | ++ | ++ |
17. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления | 24 | 24 | ++ | ++ | ++ | ++ | 60 | 60 | ++ | ++ | ++ | 9 | ++ | 9 | 9 | + | + | ++ | ++ | 24 | ++ |
18. Вагон для обогрева персонала | 30 | 30 | 18 | 18 | 39 | 18 | 60 | 60 | 30 | 30 | 9 | 9 | 18 | 9 | 9 | ++ | ++ | + | ++ | 30 | 18 |
19. 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 | 9 | 9 | ++ | ++ | ++ | ++ | 39 | 39 |
20. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ (под давлением, без давления), концевые сепарационные установки | 30 | 15 | + | + | 15 | + | 60 | 60 | + | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | 30 | 15 |
21. Насосная станция ЛВЖ, ГЖ | 30 | 15 | + | + | 15 | + | 60 | 60 | + | + | 9 | 9 | + | 9 | 15 | ++ | ++ | 18 | 39 | - | 9 |
Приложение № 2
к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
от 9 декабря 2020 г. № 511#❝
1. Общая характеристика производственного объекта включает:#❝
2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции включает:#❝
3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта включает:#❝
описание технологического процесса в строгом соответствии со схемой технологического процесса, являющейся графическим приложением к ТР;#❝
описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса, начиная с поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса (температуры, давления, расхода основного оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы). По ходу описания схемы указываются основные схемы автоматизации и блокировки.#❝
4. Нормы технологического режима включают:#❝
нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся по форме таблицы № 1 настоящего приложения.#❝
Таблица № 1 | ||||||
Нормы | Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима | Номер позиции прибора на схеме | Единица измерения | Допускаемые пределы технологических параметров | Требуемый класс точности измерительных приборов | Примечание |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
В графе таблицы № 1 настоящего приложения "Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима" указываются на различных стадиях процесса в аппаратах (отстойниках, электродегидраторах, колоннах, печах, реакторах, теплообменной и другой аппаратуре) 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. Разрешается ограничение верхних или нижних предельных значений. Например: "вакуум, не менее...", "температура, не более...".#❝
5. Контроль технологического процесса включает:#❝
аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического процесса излагается по форме таблицы № 2 настоящего приложения.#❝
Аналитический контроль технологического процесса#❝
| № п/п | Наименование стадий процесса, анализируемый продукт | Место отбора пробы (место установки средств измерений) | Контролируемые показатели | Методы контроля | Норма | Частота контроля |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию металла, указываются допустимые содержания этих компонентов и методы их контроля;#❝
контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, если они имеются, приводится в виде перечня по форме таблицы № 3 настоящего приложения.#❝
Перечень блокировок и сигнализации#❝
№ | Наименование | Наименование | Величина устанавливаемого предела значения параметра | Блокировка | Сигнализация | Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию | |||||
| минимальная | максимальная | минимальная | максимальная | минимальная | максимальная | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях включают:#❝
7. Безопасная эксплуатация производства включает:#❝
данные об имеющихся производственных опасностях, которые могут привести к взрыву, отравлению, а также комплекс технических, технологических и организационных мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимально санитарно-гигиенические условия труда работающих;#❝
взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ, которые приводятся по форме таблицы № 4 настоящего приложения.#❝
Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства#❝
№ | Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства | Агрегатное состояние | Класс опасности | Температура,°C | Концентрационные пределы распространения пламени | Характеристика токсичности (воздействие на организм человека) | Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений | |||
| вспышки | воспламенения | самовоспламенения | нижний предел | верхний предел | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
При необходимости, установленной эксплуатирующей организацией, классификация технологических блоков по взрывоопасности осуществляется в соответствии с требованиями ФНП, устанавливающими требования взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, и приводится по форме таблицы № 5 настоящего приложения.#❝
Классификация технологических блоков по взрывоопасности#❝
№ | Номер блока | Номера позиций 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 |
8. Методы и средства защиты работников от производственных опасностей включают:#❝
9. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств включают:#❝
возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации;#❝
10. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов включает описание всего оборудования, указанного на графическом приложении технологической схемы кТР.#❝
Краткая характеристика технологического оборудования составляется по форме таблицы № 6 настоящего приложения.#❝
Краткая характеристика технологического оборудования#❝
| № п/п | Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и прочее) | Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости) | Количество, штук | Материал | Методы защиты металла оборудования от коррозии (заполняется при необходимости) | Техническая характеристика |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Наименование оборудования указывают в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на оборудование.#❝
Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится по форме таблицы № 7 настоящего приложения.#❝
Краткая характеристика регулирующих клапанов#❝
| № п/п | № позиций по схеме | Место установки клапана | Назначение клапана | Тип клапана |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Краткая характеристика предохранительных клапанов (если они имеются) приводится по форме таблицы № 8 настоящего приложения.#❝
Краткая характеристика предохранительных клапанов#❝
| № п/п | Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата) | Расчетное давление защищаемого аппарата | Оперативное (технологическое) давление в аппарате | Установочное давление контрольного клапана | Установочное давление рабочего клапана | Направление сброса контрольного и рабочего клапана |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
11. В перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации входят технологические, должностные инструкции, инструкции по охране труда, необходимые для обеспечения безопасности ведения процесса, обслуживания и ремонта оборудования.#❝
12. Технологическая схема производства продукции является графическим приложением к разделу "Описание технологического процесса".#❝
Технологическая схема для непрерывных процессов составляется по одной технологической нитке (при наличии нескольких одинаковых потоков) с включением в нее основных технологических аппаратов, основных материальных коммуникаций, основных органов управления и регулирования, точек контроля и регулирования технологических параметров.#❝
Приложение № 3
к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
от 9 декабря 2020 г. № 511#❝
Акт № ________от ____________
о ликвидации (консервации) скважины № ....
(месторождение, организация)#❝
1. Скважина № ________, пробуренная _______ в ______ году в соответствии с проектом № _____ от __________ г., разработанным ______________, находящаяся на балансе________, ликвидирована (консервирована)________ по категории ________.#❝
4. На устье скважины установлены ________ и репер с надписью ______________#❝
___________________________________________________________________________
6. Все материалы по ликвидированной (консервированной) скважине № _____________________ сброшюрованы, заверены печатью, подписями и переданы на хранение _________________.#❝
Руководитель территориального управления Ростехнадзора _____________________________________ | Руководитель ___________________________________ |
О каких нормах
Документы того же органа рядом по дате
- Об утверждении Требований к содержанию проекта горного отвода, форме горноотводного акта, графических приложений к горноотводному акту и ведению реест — Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 № 508
- Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности процессов получения или применения металлов" — Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 № 512
- О внесении изменений в Порядок работы аттестационной комиссии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденный — Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 № 510
- Об утверждении формы декларации безопасности гидротехнического сооружения (за исключением судоходных и портовых гидротехнических сооружений) — Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 № 509
- Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Инструкция по прогнозу динамических явлений и мониторингу массива горных — Приказ Ростехнадзора от 10.12.2020 № 515
- Об утверждении Типового положения о единой системе управления промышленной безопасностью и охраной труда для организаций по добыче (переработке) угля — Приказ Ростехнадзора от 10.12.2020 № 514
- Об утверждении Методики определения размера вреда, который может быть причинен жизни, здоровью физических лиц, имуществу физических и юридических лиц — Приказ Ростехнадзора от 10.12.2020 № 516
- Об утверждении Требований к форме представления сведений об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности — Приказ Ростехнадзора от 11.12.2020 № 518