ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

(РОСТЕХНАДЗОР)

Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа»

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; 2006, № 5, ст. 544; № 23, ст. 2527; № 52, т. 5587; 2008, № 22, ст. 2581; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, № 9, ст. 960; № 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст. 888; № 14, ст. 1935; №41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, № 29, ст. 4123; № 42, ст. 5726; 2013, № 12, ст. 1343; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 108; № 35, ст. 4773; 2015, № 2, ст. 491; 2015, № 4, ст. 661; 2016, № 28, ст. 4741; № 48, ст. 6789; 2017, № 12, ст. 1729; № 26, ст. 3847), приказываю:

1.    Утвердить прилагаемые Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа».

2.    Признать утратившим силу приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 ноября 2013 г. № 561 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности подземных хранилищ газа»

2

(зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный № 30994).

3. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев с момента его официального опубликования.

А.В. Алёшин

9

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.

27.    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.

28.    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.

Требования безопасности к проектированию, строительству опасных производственных объектов подземных хранилищ газа в каменной соли

29.    Количество резервуаров и их размещение определяется исходя из площади распространения соляной залежи и наличия прослоев калийномагниевых и других солей.

30.    При размыве резервуаров должен осуществляться контроль следующих параметров:

давления и температуры в линиях закачки и выхода рассола,

плотности и химического состава рассола в линиях закачки и выхода

(последнее - для бесшахтных резервуаров в каменной соли);

10

уровня границы раздела фаз в выработке-емкости; формы и размеров выработки-емкости.

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

количества поступающего и выдаваемого продукта;

давления и температуры в линиях закачки и отбора газа; качества газа.

32.    Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать: закачку и отбор флюида (газ, рассол, жидкого и газообразного

нерастворителя) с проектной производительностью; отбор проб флюида;

ввод в скважину ингибиторов гидратообразования (при наличии условий гидратообразования) и коррозии (при наличии агрессивной среды);

возможность перекрытия сечений подвесных колонн в стволе или устьевой обвязке скважины при возникновении аварийных ситуаций; разобщение и изоляцию вскрытых водоносных горизонтов; защиту от коррозионного и термобарического воздействия на геологическую среду;

спуск, подъем и смену подвесных колонн, установку и извлечение скважинного оборудования;

проведение геофизических, диагностических работ на скважине и в выработке-емкости, а также профилактических и ремонтных работ на скважине.

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.

33.    Испытание на герметичность подвесных колонн осуществляется непосредственно в скважине на максимальное проектное давление, установленное для эксплуатации резервуара с коэффициентом запаса 1,05.

11

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 .

35.    Способы удаления рассола с площадок строительства определяются в проектной документации.

36.    При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме в случаях невозможности утилизации или реализации рассола в составе сооружений следует предусматривать рассолохранилище.

37.    При бурении эксплуатационных скважин в каменной соли должны быть предусмотрены особенности проходки и крепления скважин в интервалах залегания солей.

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 настоящих Правил, других нормативных правовых актов, регламентирующих порядок проектирования.

39.    Рабочий проект разрабатывается:

на бурение отдельной скважины (индивидуальный);

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

40.    Разработка рабочего проекта группы скважин осуществляется при совокупности следующих факторов:

назначения скважин;

проектные глубины по стволу скважин;

12

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);

плотность бурового раствора, отличающаяся от предусмотренной в рабочем проекте, в пределах +/- 0,3 г/см³;

горно-геологические условия проводки;

условия природопользования.

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

43.    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 горногеологических условий. Повторное использование рабочего проекта оформляется протоколом комиссии, создаваемой пользователем недр (заказчиком), и согласовывается с проектной организацией.

44.    Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт буровых работ на скважинах данной и ближайших площадей с аналогичными условиями и обеспечивать возможность бурения последующих скважин.

45.    Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения:

географическую и климатическую характеристику района работ;

горно-геологические условия бурения;

13

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 насоснокомпрессорных 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 геологогеофизических исследований;

схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, технические характеристики

14

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 контрольно-измерительных приборов и аппаратуры, 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;

комплекс мероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность ОПО ПХГ и включающий устройства кольцевой сети противопожарного водопровода с максимальным расходом воды на пожаротушение, определяемым реализуемыми на объекте 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;

15

комплексы методов геофизических исследований скважин в процессе реализации рабочего проекта, соответствующие геолого-техническим условиям ведения работ.

Требования безопасности при бурении скважин

46.    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.

47.    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.

48.    Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводится с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.

49.    При    вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора

выполняются мероприятия по укреплению призабойной зоны скважины.

50.    После    спуска и цементирования каждой обсадной колонны

проводится контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения элементов оснастки.

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

52.    Режим    спуска обсадных колонн и гидравлическая программа

цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные

16

горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться непрерывная приборная регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

53.    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.

Требования безопасности при проведении перфорационных работ на скважинах

54.    Перфорационные работы на скважинах ПХГ в зависимости от геологических и технологических условий осуществляются прострелочно-взрывным или гидропескоструйным способом.

55.    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.

56.    При выполнении прострелочно-взрывных работ в составе сложных технологий испытания и освоения скважин, требующих непосредственного взаимодействия персонала подрядчика и заказчика, работы должны выполняться по планам, совместно утверждаемым их руководителями.

V. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

57.    Эксплуатация технических устройств должна осуществляться

в соответствии с инструкциями по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учётом требований    инструкций    изготовителя. Маркировка и техническая

17

документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.

58.    Сведения о проведённых ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) технических устройств.

59.    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).

60.    Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении экспертизы промышленной безопасности.

Эксплуатация подземной (пластовой) части подземных хранилищ газа

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

62.    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 моделей эксплуатации.

63.    По результатам опытно-промышленной эксплуатации выполняется анализ эксплуатации ПХГ, в котором на основании проведенных наблюдений и исследований дается заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности выхода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации, в остальных случаях вносятся изменения в технологический проект ПХГ.

18

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

65.    Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.

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

67.    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.

68.    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 ПХГ.

Утверждены

приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «Ж»    2017    г. № 4^6

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; 2000, № 33, ст. 3348; 2003, № 2, ст. 167; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 19, ст. 1752; 2006, № 52, ст. 5498; 2009, № 1, ст. 17, ст. 21; № 52, ст. 6450; 2010, № 30, ст. 4002; №31, ст. 4195, ст. 4196; 2011, № 27, ст. 3880; № 30, ст. 4590, ст. 4591, ст. 4596; № 49, ст. 7015, ст. 7025; 2012, № 26, ст. 3446; 2013, № 9, ст. 874; № 27, ст. 3478; 2015, № 1, ст. 67; № 29, ст. 4359; 2016, № 23, ст. 3294; № 27, ст. 4216; 2017, № 9, ст. 1282; № 11, ст. 1540), Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст. 2174; 2004, № 27, ст. 2711; № 35, ст. 3607; 2006, № 17, ст. 1778; № 44, ст. 4538; 2007, № 27, ст. 3213; № 49, ст. 6056; 2008, № 18, ст. 1941; №    29, ст. 3418; № 29, ст. 3420; №    30,    ст.    3616;

2009, № 1, ст. 17, № 29, ст. 3601,    № 52, ст. 6450; 2010, № 21, ст.    2527; № 31,

ст. 4155; 2011, № 15, ст. 2018; №    15, ст. 2025; № 30, ст. 4567; №    30,    ст.    4570;

№ 30, ст. 4572; № 30, ст. 4590; №    48, ст. 6732; № 49, ст. 7042; №    50,    ст.    7343;

№ 50, ст. 7359; 2012, № 25, ст. 3264; № 31, ст. 4322; № 53, ст. 7648; 2013, № 19, ст. 2312; № 30, ст. 4060; № 30, ст. 4061; № 52, ст. 6961; № 52, ст. 6973; 2014,

19

69.    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.

70.    Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с объектным мониторингом (ОМ).

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

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

73.    Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ вправе привлекать к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.

Эксплуатация трубопроводов и трубопроводной арматуры

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

трубопроводная обвязка устьев скважин; шлейфы скважин;

газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций; газосборные коллекторы; межплощадочные газопроводы-коллекторы; газопроводы топливного, пускового и импульсного газа; входные и выходные газопроводы от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу; метанолопроводы;

трубопроводы системы утилизации промстоков; трубопроводы диэтиленгликоля.

2

№ 26, ст. 3377; № 30, ст. 4261; № 30, ст. 4262; № 48, ст. 6647; 2015, № 1, ст. 11; № 1, ст. 12; № 1, ст. 52; 2015, № 27, ст. 3996; № 29, ст. 4350; № 29, ст. 4359; 2016, № 15, ст. 2066; № 27, ст. 4212; 2017, № 31, ст. 4737; № 40, ст. 5750), Федеральным законом от 31 марта 1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, №14, ст. 1667, 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 52, ст. 5595; 2006, № 6, ст. 636; № 52, ст. 5498; 2007, № 27, ст. 3213; 2008, № 29, ст. 3420; 2009, № 1, ст. 17; № 1, ст. 21; 2011, № 30, ст. 4590; № 30, ст. 4596; № 45, ст. 6333; 2012, № 50, ст. 6964; № 53, ст. 7616; № 53, ст. 7648; 2013, № 14, ст. 1643; 2014, № 30, ст. 4218; 2015, № 45, ст. 6208; № 48, ст. 6723; 2016, № 27, ст. 4203; № 50, ст. 6975; 2017, № 31, ст. 4754) и Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401.

2.    Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа (далее - ОПО ПХГ), на которых получаются, используются, хранятся, транспортируются опасные вещества, в том числе способные образовывать взрывоопасные смеси.

3.    Правила предназначены для применения при:

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

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

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

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

3

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) и классифицируются по назначению:

базисные,    предназначенные    для    циклической    эксплуатации

в базисном технологическом режиме и обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности потребления газа;

пиковые,    предназначенные    для    циклической    эксплуатации

в пиковом технологическом режиме и обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности потребления газа;

мультицикличные,    предназначенные    для    эксплуатации

в мультицикличном технологическом режиме;

стратегические, создаваемые по решению Правительства Российской Федерации для образования стратегического запаса газа, используемого в исключительных случаях по решению Правительства Российской Федерации;

базовые,    имеющие региональное значение и влияющее на

газотранспортную систему и газодобывающие организации;

районные, имеющие районное значение и влияющее на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие организации при их наличии);

локальные, имеющие локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями.

В зависимости от наличия коррозионно-активных и абразивных компонентов в продукции и устойчивости пластов-коллекторов ПХГ подразделяются на три группы:

I группа - ПХГ, созданные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, в водоносных пластах

4

и выработках каменной соли, продукция которых не содержит коррозионноактивных 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.

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, 2010, № 1, ст. 5; 2012, № 29, ст. 3997; 2013, № 27, ст. 3477; 2014, № 26, ст. 3366; 2015, № 29, ст. 4360; 2016, № 27, ст. 4234; 2017, № 31, ст. 4793), постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 19, ст. 2415; 2014, № 9, ст. 906; 2014, № 26, ст. 3577; 2015, № И, ст. 1607; 2015, № 46, ст. 6397; 2016, № 15, ст. 2105; 2016, № 35, ст. 5327; 2016, № 40, ст. 5733; 2017, № 13, ст. 1941; 2017, № 41, ст. 5954) и иными нормативными правовыми актами, устанавливающими противопожарные требования, относящиеся к ОПО ПХГ.

6.    Используемые термины и определения приведены в приложении № 1 к Правилам.

5

II. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

7.    Для площадочных сооружений ОПО ПХГ, включая площадки хранения нефтепродуктов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, необходимо выполнять требования к обеспечению взрывобезопасности согласно пунктам 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 Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. № 96 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 апреля 2013 г., регистрационный № 28138) с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 26 ноября 2015 г. № 480 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 февраля 2016 г., регистрационный № 41130).

Для технических устройств и сооружений ОПО ПХГ при использовании в технологическом процессе токсичных, высокотоксичных и представляющих опасность для окружающей среды химически опасных веществ необходимо выполнять требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности химически опасных производственных объектов», утверждённых приказом Ростехнадзора от 21 ноября 2013 г. № 559 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный № 30995).

8.    Для создания и эксплуатации ОПО ПХГ должен быть разработан технологический проект, включающий в себя стадии опытно-промышленной эксплуатации и промышленной эксплуатации, содержащий исходные данные для разработки проекта обустройства ОПО ПХГ.

9.    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

6

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; 2011, № 32, ст. 4846, 2014, № 14, ст. 1648; 2015, № 2, ст. 480; 2015, № 44, ст. 6128; 2015, № 52, ст. 7618; 2016, №> 8, ст. 1134; 2016, № 22, ст. 3233; 2016, № 51, ст. 7388).

10.    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. № 464 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 ноября 2010 г., регистрационный № 19019).

11.    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.

12.    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.

13.    Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.

14.    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

7

сигналов    в систему    управления    технологическим    процессом

и противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрировать приборы с автоматической записью.

15.    Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу дожимных компрессорных станций и технологических насосных при давлении, поддерживаемом в установленных для них пределах.

16.    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.

17.    Установка сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса обосновывается в проектной документации.

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

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

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

21.    Планировка насосных станций и резервуарных парков, размещение оборудования и прокладка трубопроводов должны обеспечивать локализацию, сбор и удаление опасных веществ в случае их утечки.

22.    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.

8

23.    Размещение зданий и сооружений объектов обустройства ОПО ПХГ должно соответствовать приложению № 2 настоящих Правил.

III. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

24.    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 оборудования, способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения флюидоотдачи пластов в соответствии с принятыми проектными решениями;

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

получение горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

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 флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины.

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

26.    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