---
title: "Приказ Ростехнадзора от 20.11.2017 N 486"
number: "486"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2017-11-20
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-486-2017-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 20.11.2017 N 486

# Приказ Ростехнадзора от 20.11.2017 N 486

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

(Зарегистрировано в Минюсте России 14.12.2017 N 49238)

> [!WARNING]
> Документ утратил силу с [1 января 2021 года](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100008) в связи с изданием [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100174) Правительства РФ от 06.08.2020 N 1192. [Приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-511-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100007) Ростехнадзора от 09.12.2020 N 511 утверждены новые [Правила](https://bukva.ai/docs/prikaz-511-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100011).
> Начало действия документа - 15.03.2018 <*>.
> Окончание действия документа - 31.12.2020.
> <*> Внимание! В соответствии с [пунктом 3](#p100008) данный документ вступает в силу по истечении трех месяцев с момента его официального опубликования (опубликован на Официальном интернет-портале правовой информации http://www.pravo.gov.ru - 15.12.2017). Есть неопределенность с датой начала действия документа, связанная с исчислением срока вступления документа в силу. Подробнее см. Справочную информацию.
> Документ утратил силу с [1 января 2021 года](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100008) в связи с изданием [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1192-2020#p100174) Правительства РФ от 06.08.2020 N 1192.


<a id="p100001"></a>Зарегистрировано в Минюсте России 14 декабря 2017 г. N 49238

---


<a id="p100002"></a>**ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ**
**И АТОМНОМУ НАДЗОРУ**

<a id="p100003"></a>**ПРИКАЗ**
от 20 ноября 2017 г. N 486

<a id="p100004"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ**
**В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ**
**ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА"**

<a id="p100005"></a>В соответствии с [подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-401-2004#p100240) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; 2015, N 4, ст. 661; 2016, N 28, ст. 4741; N 48, ст. 6789; 2017, N 12, ст. 1729; N 26, ст. 3847), приказываю:
1. <a id="p100006"></a>Утвердить прилагаемые Федеральные [нормы и правила](#p100011) в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа".
2. <a id="p100007"></a>Признать утратившим силу [приказ](https://bukva.ai/docs/prikaz-561-2013-rostehnadzor-federalnaya) Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22 ноября 2013 г. N 561 "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности подземных хранилищ газа" (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30994).
3. <a id="p100008"></a>Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев с момента его официального опубликования.

<a id="p100009"></a>Руководитель
**А.В.АЛЕШИН**





<a id="p100010"></a>Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому,
и атомному надзору
от 20 ноября 2017 г. N 486

<a id="p100011"></a>**ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА**
**В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ**
**ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА"**

<a id="p100012"></a>**I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ**

1. <a id="p100013"></a>Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-1#p62) от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, ст. 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, ст. 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, ст. 4591, ст. 4596; N 49, ст. 7015, ст. 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478; 2015, N 1, ст. 67; N 29, ст. 4359; 2016, N 23, ст. 3294; N 27, ст. 4216; 2017, N 9, ст. 1282; N 11, ст. 1540), [Законом](https://bukva.ai/docs/zakon-2395-1/statya-1#p100306) Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; N 35, ст. 3607; 2006, N 17, ст. 1778; N 44, ст. 4538; 2007, N 27, ст. 3213; N 49, ст. 6056; 2008, N 18, ст. 1941; N 29, ст. 3418; N 29, ст. 3420; N 30, ст. 3616; 2009, N 1, ст. 17, N 29, ст. 3601, N 52, ст. 6450; 2010, N 21, ст. 2527; N 31, ст. 4155; 2011, N 15, ст. 2018; N 15, ст. 2025; N 30, ст. 4567; N 30, ст. 4570; N 30, ст. 4572; N 30, ст. 4590; N 48, ст. 6732; N 49, ст. 7042; N 50, ст. 7343; N 50, ст. 7359; 2012, N 25, ст. 3264; N 31, ст. 4322; N 53, ст. 7648; 2013, N 19, ст. 2312; N 30, ст. 4060; N 30, ст. 4061; N 52, ст. 6961; N 52, ст. 6973; 2014, N 26, ст. 3377; N 30, ст. 4261; N 30, ст. 4262; N 48, ст. 6647; 2015, N 1, ст. 11; N 1, ст. 12; N 1, ст. 52; 2015, N 27, ст. 3996; N 29, ст. 4350; N 29, ст. 4359; 2016, N 15, ст. 2066; N 27, ст. 4212; 2017, N 31, ст. 4737; N 40, ст. 5750), Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-69-fz-1999/statya-30#p100157) от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ "О газоснабжении в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 14, ст. 1667, 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 52, ст. 5595; 2006, N 6, ст. 636; N 52, ст. 5498; 2007, N 27, ст. 3213; 2008, N 29, ст. 3420; 2009, N 1, ст. 17; N 1, ст. 21; 2011, N 30, ст. 4590; N 30, ст. 4596; N 45, ст. 6333; 2012, N 50, ст. 6964; N 53, ст. 7616; N 53, ст. 7648; 2013, N 14, ст. 1643; 2014, N 30, ст. 4218; 2015, N 45, ст. 6208; N 48, ст. 6723; 2016, N 27, ст. 4203; N 50, ст. 6975; 2017, N 31, ст. 4754) и [Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-401-2004#p100240) о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401.
2. <a id="p100014"></a>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. <a id="p100015"></a>Правила предназначены для применения при:
<a id="p100016"></a>разработке технологических процессов, связанных с проектированием, строительством, реконструкцией ОПО ПХГ;
<a id="p100017"></a>эксплуатации, техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации и ликвидации ОПО ПХГ;
<a id="p100018"></a>проведении экспертизы промышленной безопасности документации на техническое перевооружение, консервацию, ликвидацию ОПО ПХГ;
<a id="p100019"></a>проведении экспертизы промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений, деклараций промышленной безопасности ОПО ПХГ.
4. <a id="p100020"></a>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:
<a id="p100021"></a>базисные, предназначенные для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме и обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности потребления газа;
<a id="p100022"></a>пиковые, предназначенные для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме и обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности потребления газа;
<a id="p100023"></a>мультицикличные, предназначенные для эксплуатации в мультицикличном технологическом режиме;
<a id="p100024"></a>стратегические, создаваемые по решению Правительства Российской Федерации для образования стратегического запаса газа, используемого в исключительных случаях по решению Правительства Российской Федерации;
<a id="p100025"></a>базовые, имеющие региональное значение и влияющее на газотранспортную систему и газодобывающие организации;
<a id="p100026"></a>районные, имеющие районное значение и влияющее на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие организации при их наличии);
<a id="p100027"></a>локальные, имеющие локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями.
<a id="p100028"></a>В зависимости от наличия коррозионно-активных и абразивных компонентов в продукции и устойчивости пластов-коллекторов ПХГ подразделяются на три группы:
<a id="p100029"></a>I группа - ПХГ, созданные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, в водоносных пластах и выработках каменной соли, продукция которых не содержит коррозионно-активных и абразивных компонентов;
<a id="p100030"></a>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);
<a id="p100031"></a>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. <a id="p100032"></a>Пожарная безопасность ОПО ПХГ обеспечивается в соответствии с Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-123-fz-2008/statya-1) от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579, 2010, N 1, ст. 5; 2012, N 29, ст. 3997; 2013, N 27, ст. 3477; 2014, N 26, ст. 3366; 2015, N 29, ст. 4360; 2016, N 27, ст. 4234; 2017, N 31, ст. 4793), [постановлением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-390-2012) Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. N 390 "О противопожарном режиме" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 19, ст. 2415; 2014, N 9, ст. 906; 2014, N 26, ст. 3577; 2015, N 11, ст. 1607; 2015, N 46, ст. 6397; 2016, N 15, ст. 2105; 2016, N 35, ст. 5327; 2016, N 40, ст. 5733; 2017, N 13, ст. 1941; 2017, N 41, ст. 5954) и иными нормативными правовыми актами, устанавливающими противопожарные требования, относящиеся к ОПО ПХГ.
6. <a id="p100033"></a>Используемые термины и определения приведены в [приложении N 1](#p100424) к Правилам.

<a id="p100034"></a>**II. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ**
**ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

7. <a id="p100035"></a>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](https://bukva.ai/docs/prikaz-96-2013#p100052) - [3.3](https://bukva.ai/docs/prikaz-96-2013#p23), [10.4](https://bukva.ai/docs/prikaz-96-2013#p143) и [10.5](https://bukva.ai/docs/prikaz-96-2013#p100583) 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. N 96 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 апреля 2013 г., регистрационный N 28138) с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 26 ноября 2015 г. N 480 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 февраля 2016 г., регистрационный N 41130).
<a id="p100036"></a>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](https://bukva.ai/docs/prikaz-559-2013#p100014) в области промышленной безопасности "Правила безопасности химически опасных производственных объектов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 21 ноября 2013 г. N 559 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30995).
8. <a id="p100037"></a>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. <a id="p100038"></a>Технологический проект разрабатывается и утверждается в соответствии с [Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-118-2010#p100008) о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 10, ст. 1100; 2011, N 32, ст. 4846, 2014, N 14, ст. 1648; 2015, N 2, ст. 480; 2015, N 44, ст. 6128; 2015, N 52, ст. 7618; 2016, N 8, ст. 1134; 2016, N 22, ст. 3233; 2016, N 51, ст. 7388).
10. <a id="p100039"></a>Технологический проект должен соответствовать [требованиям](https://bukva.ai/docs/prikaz-464-2010-minprirody-rossii#p100010) к структуре и оформлению проектной документации на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, утвержденным приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 27 октября 2010 г. N 464 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 ноября 2010 г., регистрационный N 19019).
11. <a id="p100040"></a>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. <a id="p100041"></a>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. <a id="p100042"></a>Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.
14. <a id="p100043"></a>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.
15. <a id="p100044"></a>Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу дожимных компрессорных станций и технологических насосных при давлении, поддерживаемом в установленных для них пределах.
16. <a id="p100045"></a>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. <a id="p100046"></a>Установка сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса обосновывается в проектной документации.
18. <a id="p100047"></a>Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.
19. <a id="p100048"></a>На компрессорных станциях ОПО ПХГ следует предусматривать возможность продувки газопроводов и оборудования инертным газом (паром).
20. <a id="p100049"></a>При выборе электрооборудования во взрывозащищенном исполнении следует руководствоваться классификацией взрывоопасных зон. Классы и размеры взрывоопасных зон следует определять и указывать в проектной документации.
21. <a id="p100050"></a>Планировка насосных станций и резервуарных парков, размещение оборудования и прокладка трубопроводов должны обеспечивать локализацию, сбор и удаление опасных веществ в случае их утечки.
22. <a id="p100051"></a>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.
23. <a id="p100052"></a>Размещение зданий и сооружений объектов обустройства ОПО ПХГ должно соответствовать [приложению N 2](#p100432) настоящих Правил.

<a id="p100053"></a>**III. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ**
**К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ**
**ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

24. <a id="p100054"></a>Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:
<a id="p100055"></a>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;
<a id="p100056"></a>применение оборудования, способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения флюидоотдачи пластов в соответствии с принятыми проектными решениями;
<a id="p100057"></a>условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины;
<a id="p100058"></a>получение горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
<a id="p100059"></a>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. <a id="p100060"></a>Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.
26. <a id="p100061"></a>Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать:
<a id="p100062"></a>подвеску с расчетным натяжением промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
<a id="p100063"></a>контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
<a id="p100064"></a>возможность аварийного глушения скважины;
<a id="p100065"></a>испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
27. <a id="p100066"></a>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. <a id="p100067"></a>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.

<a id="p100068"></a>Требования безопасности к проектированию, строительству
опасных производственных объектов подземных хранилищ газа
в каменной соли

29. <a id="p100069"></a>Количество резервуаров и их размещение определяется исходя из площади распространения соляной залежи и наличия прослоев калийно-магниевых и других солей.
30. <a id="p100070"></a>При размыве резервуаров должен осуществляться контроль следующих параметров:
<a id="p100071"></a>давления и температуры в линиях закачки и выхода рассола,
<a id="p100072"></a>плотности и химического состава рассола в линиях закачки и выхода (последнее - для бесшахтных резервуаров в каменной соли);
<a id="p100073"></a>уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;
<a id="p100074"></a>формы и размеров выработки-емкости.
31. <a id="p100075"></a>Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:
<a id="p100076"></a>количества поступающего и выдаваемого продукта;
<a id="p100077"></a>давления и температуры в линиях закачки и отбора газа; качества газа.
32. <a id="p100078"></a>Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:
<a id="p100079"></a>закачку и отбор флюида (газ, рассол, жидкого и газообразного нерастворителя) с проектной производительностью;
<a id="p100080"></a>отбор проб флюида;
<a id="p100081"></a>ввод в скважину ингибиторов гидратообразования (при наличии условий гидратообразования) и коррозии (при наличии агрессивной среды);
<a id="p100082"></a>возможность перекрытия сечений подвесных колонн в стволе или устьевой обвязке скважины при возникновении аварийных ситуаций;
<a id="p100083"></a>разобщение и изоляцию вскрытых водоносных горизонтов;
<a id="p100084"></a>защиту от коррозионного и термобарического воздействия на геологическую среду;
<a id="p100085"></a>спуск, подъем и смену подвесных колонн, установку и извлечение скважинного оборудования;
<a id="p100086"></a>проведение геофизических, диагностических работ на скважине и в выработке-емкости, а также профилактических и ремонтных работ на скважине.
<a id="p100087"></a>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. <a id="p100088"></a>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. <a id="p100089"></a>Испытание резервуара на герметичность осуществляется на максимальное проектное давление с коэффициентом запаса 1,05.
35. <a id="p100090"></a>Способы удаления рассола с площадок строительства определяются в проектной документации.
36. <a id="p100091"></a>При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме в случаях невозможности утилизации или реализации рассола в составе сооружений следует предусматривать рассолохранилище.
37. <a id="p100092"></a>При бурении эксплуатационных скважин в каменной соли должны быть предусмотрены особенности проходки и крепления скважин в интервалах залегания солей.

<a id="p100093"></a>**IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К БУРЕНИЮ,**
**КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**
**И УСТАНОВКЕ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ**

38. <a id="p100094"></a>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. <a id="p100095"></a>Рабочий проект разрабатывается:
<a id="p100096"></a>на бурение отдельной скважины (индивидуальный);
<a id="p100097"></a>на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном ПХГ, площади (групповой).
40. <a id="p100098"></a>Разработка рабочего проекта группы скважин осуществляется при совокупности следующих факторов:
<a id="p100099"></a>назначения скважин;
<a id="p100100"></a>проектные глубины по стволу скважин;
<a id="p100101"></a>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);
<a id="p100102"></a>плотность бурового раствора, отличающаяся от предусмотренной в рабочем проекте, в пределах +/- 0,3 г/см3;
<a id="p100103"></a>горно-геологические условия проводки;
<a id="p100104"></a>условия природопользования.
41. <a id="p100105"></a>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. <a id="p100106"></a>Производство буровых работ на каждой последующей скважине по рабочему проекту на бурение группы скважин должно осуществляться с учетом опыта проводки предыдущих скважин.
43. <a id="p100107"></a>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.
44. <a id="p100108"></a>Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт буровых работ на скважинах данной и ближайших площадей с аналогичными условиями и обеспечивать возможность бурения последующих скважин.
45. <a id="p100109"></a>Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения:
<a id="p100110"></a>географическую и климатическую характеристику района работ;
<a id="p100111"></a>горно-геологические условия бурения;
<a id="p100112"></a>обоснование конструкции скважины, профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин;
<a id="p100113"></a>совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва, ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях;
<a id="p100114"></a>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);
<a id="p100115"></a>обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости;
<a id="p100116"></a>способ бурения, компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений, скорость спуско-подъемных операций;
<a id="p100117"></a>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;
<a id="p100118"></a>контроль процесса цементирования и изучения состояния крепи после затвердения тампонажного раствора;
<a id="p100119"></a>объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида;
<a id="p100120"></a>технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого технических устройств;
<a id="p100121"></a>способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований;
<a id="p100122"></a>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;
<a id="p100123"></a>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);
<a id="p100124"></a>геолого-технический наряд на производство буровых работ;
<a id="p100125"></a>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;
<a id="p100126"></a>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;
<a id="p100127"></a>объем запаса бурового раствора;
<a id="p100128"></a>мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;
<a id="p100129"></a>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;
<a id="p100130"></a>методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность, безопасный срок эксплуатации скважин;
<a id="p100131"></a>комплексы методов геофизических исследований скважин в процессе реализации рабочего проекта, соответствующие геолого-техническим условиям ведения работ.

<a id="p100132"></a>Требования безопасности при бурении скважин

46. <a id="p100133"></a>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. <a id="p100134"></a>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. <a id="p100135"></a>Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводится с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.
49. <a id="p100136"></a>При вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора выполняются мероприятия по укреплению призабойной зоны скважины.
50. <a id="p100137"></a>После спуска и цементирования каждой обсадной колонны проводится контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения элементов оснастки.
51. <a id="p100138"></a>Температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50 °C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
52. <a id="p100139"></a>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.
53. <a id="p100140"></a>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.

<a id="p100141"></a>Требования безопасности при проведении перфорационных работ
на скважинах

54. <a id="p100142"></a>Перфорационные работы на скважинах ПХГ в зависимости от геологических и технологических условий осуществляются прострелочно-взрывным или гидропескоструйным способом.
55. <a id="p100143"></a>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. <a id="p100144"></a>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.

<a id="p100145"></a>**V. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ**
**ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

57. <a id="p100146"></a>Эксплуатация технических устройств должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учетом требований инструкций изготовителя. Маркировка и техническая документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.
58. <a id="p100147"></a>Сведения о проведенных ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) технических устройств.
59. <a id="p100148"></a>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. <a id="p100149"></a>Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении экспертизы промышленной безопасности.

<a id="p100150"></a>Эксплуатация подземной (пластовой) части подземных
хранилищ газа

61. <a id="p100151"></a>Этап опытно-промышленной эксплуатации ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до выхода хранилища на проектные показатели.
62. <a id="p100152"></a>На стадии опытной эксплуатации ПХГ производятся:
<a id="p100153"></a>оценка возможности выхода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;
<a id="p100154"></a>развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;
<a id="p100155"></a>уточнение и совершенствование геологической и технологической моделей эксплуатации.
63. <a id="p100156"></a>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.
64. <a id="p100157"></a>Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) хранилища.
65. <a id="p100158"></a>Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.
66. <a id="p100159"></a>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. <a id="p100160"></a>Режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:
<a id="p100161"></a>предупреждение образования гидратов и солей в призабойной зоне пласта, колоннах лифтовых труб, трубопроводах, наземном оборудовании;
<a id="p100162"></a>предупреждение преждевременного износа скважинного оборудования, трубопроводов, наземного оборудования вследствие наличия в продукции скважин механических примесей и коррозионно-активных компонентов;
<a id="p100163"></a>предупреждение нарушения герметичности объекта хранения;
<a id="p100164"></a>сохранение фильтрационно-емкостных свойств и производительности объекта хранения.
68. <a id="p100165"></a>Баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера расхода газа с учетом собственных технических нужд и включает:
<a id="p100166"></a>оценку затрат газа на собственные технические (технологические) нужды;
<a id="p100167"></a>расчет объема закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом собственных технических нужд;
<a id="p100168"></a>расчет общего объема газа ПХГ.
69. <a id="p100169"></a>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. <a id="p100170"></a>Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с объектным мониторингом (ОМ).
71. <a id="p100171"></a>Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется путем замера пластового давления, уровней пластовой воды в контрольных скважинах.
72. <a id="p100172"></a>Если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.
73. <a id="p100173"></a>Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ вправе привлекать к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.

<a id="p100174"></a>Эксплуатация трубопроводов и трубопроводной арматуры

74. <a id="p100175"></a>К трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются настоящие Правила, относятся:
<a id="p100176"></a>трубопроводная обвязка устьев скважин;
<a id="p100177"></a>шлейфы скважин;
<a id="p100178"></a>газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций;
<a id="p100179"></a>газосборные коллекторы;
<a id="p100180"></a>межплощадочные газопроводы-коллекторы;
<a id="p100181"></a>газопроводы топливного, пускового и импульсного газа;
<a id="p100182"></a>входные и выходные газопроводы от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу;
<a id="p100183"></a>метанолопроводы;
<a id="p100184"></a>трубопроводы системы утилизации промстоков;
<a id="p100185"></a>трубопроводы диэтиленгликоля.
75. <a id="p100186"></a>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.
76. <a id="p100187"></a>Необходима установка знаков:
<a id="p100188"></a>Якорь не бросать" - на водных переходах;
<a id="p100189"></a>"Остановка запрещена" - на переходах через автомобильные дороги.
77. <a id="p100190"></a>При надземной прокладке трубопроводов необходимо устанавливать и закреплять опознавательно-предупредительные знаки на опорах трубопровода в доступном и видном месте.
78. <a id="p100191"></a>Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.
79. <a id="p100192"></a>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".
80. <a id="p100193"></a>На всех участках трубопровода обеспечивается возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
81. <a id="p100194"></a>В зависимости от срока службы трубопроводов, условий их эксплуатации и проектных решений выполняются следующие контрольные мероприятия по оценке технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ:
<a id="p100195"></a>осмотры;
<a id="p100196"></a>ревизия (освидетельствование, техническое диагностирование) трубопроводов;
<a id="p100197"></a>испытания на прочность и герметичность;
<a id="p100198"></a>экспертиза промышленной безопасности.
82. <a id="p100199"></a>Осмотр трассы, охранной зоны трубопроводов и участков трубопроводов надземного исполнения проводится не реже двух раз в месяц в соответствии с утвержденным графиком.
<a id="p100200"></a>Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий в случае визуального обнаружения утечки, падения давления в трубопроводе по показаниям манометров.
<a id="p100201"></a>Результаты осмотров должны фиксироваться в журнале наружного осмотра трубопроводов.
83. <a id="p100202"></a>Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.
84. <a id="p100203"></a>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.
85. <a id="p100204"></a>Первичная ревизия трубопроводов ОПО ПХГ проводится в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.
86. <a id="p100205"></a>При проведении ревизий трубопроводов ОПО ПХГ необходимо:
<a id="p100206"></a>провести контрольный осмотр трубопровода;
<a id="p100207"></a>выделить участки, работающие в наиболее тяжелых условиях;
<a id="p100208"></a>произвести шурфование;
<a id="p100209"></a>проверить глубину залегания трубопровода;
<a id="p100210"></a>проверить состояние наружной изоляции;
<a id="p100211"></a>провести визуальный осмотр трубопровода и сварных швов на предмет коррозийных повреждений;
<a id="p100212"></a>проверить герметичность запорной арматуры;
<a id="p100213"></a>обследовать переходы через водные преграды, ж/д и автодороги;
<a id="p100214"></a>на переходах через автомобильные и железные дороги проверить состояние защитного футляра и отсутствие электрического контакта трубопровода с защитным футляром.
87. <a id="p100215"></a>На трубопроводах, для которых проектной документацией/документацией предусматривается проведение периодических испытаний на прочность, герметичность, сроки испытаний не должны превышать двойную периодичность ревизий.
88. <a id="p100216"></a>Трубы, трубопроводная арматура (далее - ТПА) и приводы ТПА должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации.
89. <a id="p100217"></a>Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки.
90. <a id="p100218"></a>Эксплуатация ТПА в положениях между "открыто" и "закрыто", если такая возможность не предусмотрена изготовителем, не допускается.
91. <a id="p100219"></a>Приводы запорной арматуры оснащаются надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначаются направления "Открыто" и "Закрыто".
92. <a id="p100220"></a>При эксплуатации трубопроводов и ТПА запрещается:
<a id="p100221"></a>производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;
<a id="p100222"></a>соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу рассеивания;
<a id="p100223"></a>использовать ТПА в качестве опор;
<a id="p100224"></a>применять устройства с открытым пламенем или взрывоопасные смеси для обогрева узлов арматуры, блока управления, импульсных трубок (обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами во взрывобезопасном исполнении);
<a id="p100225"></a>стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;
<a id="p100226"></a>дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах, если это не предусмотрено изготовителем.
93. <a id="p100227"></a>Работоспособность ТПА проверяется в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
94. <a id="p100228"></a>Системы телемеханики и резервирования импульсного газа проверяются одновременно с ТПА.
95. <a id="p100229"></a>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.
96. <a id="p100230"></a>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.

<a id="p100231"></a>Эксплуатация площадочных производственных объектов

97. <a id="p100232"></a>Производственные объекты ОПО ПХГ имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняются на видных местах.
98. <a id="p100233"></a>В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух взрывоопасных смесей, необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды. Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы ОПО ПХГ.
99. <a id="p100234"></a>Перед пуском оборудования ОПО ПХГ воздух должен быть вытеснен из системы на свечу рассеивания.
100. <a id="p100235"></a>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.
101. <a id="p100236"></a>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.
102. <a id="p100237"></a>Техническое обслуживания установки очистки газа должно осуществляться в объеме и с периодичностью, предусмотренной в проектной документации/документации, документации изготовителя, технологическом регламенте на эксплуатацию ОПО ПХГ.
103. <a id="p100238"></a>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.
104. <a id="p100239"></a>Оборудование установок подготовки газа, газосборных и газораспределительный пунктов должно иметь возможность механического (ручного) регулирования и управления технологическими процессами.
105. <a id="p100240"></a>Использование открытого огня для обогрева оборудования запрещается.
106. <a id="p100241"></a>Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружена утечка, запрещается.
107. <a id="p100242"></a>Запрещается пуск установок при неисправных системах контроля опасных параметров процесса, задействованных в системах защиты (автоматического останова).
108. <a id="p100243"></a>Предупредительная и аварийная сигнализация на действующих установках должна быть постоянно включена в работу.
109. <a id="p100244"></a>Ремонт элементов сигнализации и защиты должен проводиться в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
110. <a id="p100245"></a>На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерация согласно схеме технологического процесса.
111. <a id="p100246"></a>Во время работы насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.
112. <a id="p100247"></a>Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе запрещается.

<a id="p100248"></a>Требования к технологическим регламентам опасных
производственных объектов подземных хранилищ газа

113. <a id="p100249"></a>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.
114. <a id="p100250"></a>Технологический регламент разрабатывается на ОПО ПХГ и содержит требования для обеспечения безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных технологических систем:
<a id="p100251"></a>газосборных и газораспределительных пунктов;
<a id="p100252"></a>установок комплексной подготовки газа;
<a id="p100253"></a>установок низкотемпературной сепарации;
<a id="p100254"></a>установок гликолевой осушки газа;
<a id="p100255"></a>установок регенерации абсорбентов;
<a id="p100256"></a>установок регенерации метанола;
<a id="p100257"></a>компрессорных цехов;
<a id="p100258"></a>иных технологических установок, влияющих на безопасную эксплуатацию ОПО ПХГ.
115. <a id="p100259"></a>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.
116. <a id="p100260"></a>В состав технологического регламента входят следующие разделы:
<a id="p100261"></a>общая характеристика производственного объекта;
<a id="p100262"></a>характеристика применяемых исходного сырья, материалов, реагентов;
<a id="p100263"></a>описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта;
<a id="p100264"></a>нормы технологического режима;
<a id="p100265"></a>контроль технологического процесса;
<a id="p100266"></a>основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях;
<a id="p100267"></a>безопасная эксплуатация производства;
<a id="p100268"></a>лист регистрации изменений;
<a id="p100269"></a>альбом технологических схем, прилагаемых к технологическому регламенту включает:
<a id="p100270"></a>технологические схемы;
<a id="p100271"></a>схему подземных коммуникаций;
<a id="p100272"></a>схему инженерных сетей.
<a id="p100273"></a>Содержание разделов технологического регламента должно соответствовать [приложению N 10](https://bukva.ai/docs/prikaz-101-2013-rostehnadzor-federalnaya#p102513) Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. N 101 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 19 апреля 2013 г., регистрационный N 28222), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12 января 2015 г. N 1 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 февраля 2015 г., регистрационный N 36191).
117. <a id="p100274"></a>В действующий технологический регламент могут вноситься изменения, связанные с необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и с разработкой новой технологической схемы.
118. <a id="p100275"></a>Срок действия технологического регламента для ОПО ПХГ составляет 5 лет.
<a id="p100276"></a>При отсутствии изменений, наличие которых не затрудняет пользование технологическим регламентом, срок действия может быть продлен еще на 5 лет, но не более одного раза.
<a id="p100277"></a>Срок действия изменений соответствует сроку действия технологического регламента. Технологический регламент по окончании срока его действия пересматривается с учетом произошедших изменений.

<a id="p100278"></a>**VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ. ОБЪЕКТНЫЙ**
**МОНИТОРИНГ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

119. <a id="p100279"></a>На ОПО ПХГ осуществляется объектный мониторинг, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.
120. <a id="p100280"></a>При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:
<a id="p100281"></a>объект хранения газа;
<a id="p100282"></a>контрольные горизонты;
<a id="p100283"></a>эксплуатационные, специальные скважины в пределах горного отвода ОПО ПХГ. При разработке объектного мониторинга учитываются горногеологические особенности различных участков объекта хранения в целях определения особенностей формирования и расформирования искусственной газовой залежи.
121. <a id="p100284"></a>В рамках объектного мониторинга ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:
<a id="p100285"></a>общий объем газа;
<a id="p100286"></a>активный объем газа (в том числе долгосрочный резерв);
<a id="p100287"></a>буферный объем газа;
<a id="p100288"></a>объем закачки (отбора) газа;
<a id="p100289"></a>объем пластовой жидкости, добываемой при отборе газа;
<a id="p100290"></a>затраты газа на собственные технические (технологические) нужды;
<a id="p100291"></a>суточная производительность эксплуатационных скважин (для вновь проектируемых ОПО ПХГ) и ОПО ПХГ в целом;
<a id="p100292"></a>газонасыщенный поровый объем хранилища;
<a id="p100293"></a>компонентный состав газа, точка росы;
<a id="p100294"></a>соответствие качества подготовленного к транспорту газа установленным требованиям;
<a id="p100295"></a>давление в объекте хранения;
<a id="p100296"></a>уровни и давление в контрольных горизонтах;
<a id="p100297"></a>давление, температура в технологической линии (скважина - газосборный пункт (компрессорная станция) - газопровод подключения);
<a id="p100298"></a>межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;
<a id="p100299"></a>поверхностные газопроявления на хранилище;
<a id="p100300"></a>содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;
<a id="p100301"></a>газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов;
<a id="p100302"></a>газоводяной контакт.
122. <a id="p100303"></a>При эксплуатации ПХГ должны ежесуточно проводиться замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа.
123. <a id="p100304"></a>При эксплуатации скважин должен проводиться контроль технического состояния, который включает:
<a id="p100305"></a>диагностику целостности и износа обсадных колонн и насосно-компрессорных труб геофизическими методами;
<a id="p100306"></a>контроль заколонных перетоков и техногенных скоплений газа геофизическими методами;
<a id="p100307"></a>замер межколонных давлений;
<a id="p100308"></a>диагностирование технического состояния фонтанных арматур и колонных головок;
<a id="p100309"></a>контроль приустьевых участков и околоскважинной территории на предмет наличия флюидопроявлений.
124. <a id="p100310"></a>При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.
125. <a id="p100311"></a>Учет количества добываемой пластовой жидкости должен осуществляется 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.
126. <a id="p100312"></a>Закачку промышленных стоков на ОПО ПХГ необходимо осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давлением нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.
127. <a id="p100313"></a>Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и иных показателей.
128. <a id="p100314"></a>Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на газосборных пунктах. Регулирование дебита неполным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается.
129. <a id="p100315"></a>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.
130. <a id="p100316"></a>При использовании геофизических методов наблюдения за герметичностью объекта хранения выполняются работы по выявлению заколонных перетоков и техногенных скоплений газа по фонду скважин, которые осуществляются в соответствии с планом-графиком геофизических исследований. По скважинам, на которых проектом предусмотрена обвязка обсадных колонн и наличие замерных устройств, необходимо проводить замер давления и расхода газа между обсадными колоннами при максимальном (приближенном к максимальному) давлении в ПХГ не реже одного раза в год.
131. <a id="p100317"></a>Запрещается эксплуатация скважин с межколонным давлением (далее - МКД), имеющих следующие признаки предельных состояний:
<a id="p100318"></a>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);
<a id="p100319"></a>присутствие в составе межколонного флюида сероводорода в объеме и при давлении в области сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;
<a id="p100320"></a>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;
<a id="p100321"></a>присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;
<a id="p100322"></a>расход межколонного флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания более 1000 м3/сут для газовой фазы или 1 м3/сут для жидкой фазы;
<a id="p100323"></a>присутствие заколонных перетоков газа;
<a id="p100324"></a>присутствие негерметичности обсадной эксплуатационной колонны;
<a id="p100325"></a>грифоны вокруг устья скважины.

<a id="p100326"></a>**VII. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ**
**ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ**
**ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

132. <a id="p100327"></a>Консервация ОПО ПХГ или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.
133. <a id="p100328"></a>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.
134. <a id="p100329"></a>Консервация и ликвидация скважин, входящих в состав ОПО ПХГ, осуществляются в соответствии с документацией, которая разрабатывается в составе проектов разработки подземных хранилищ газа, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин, а в случае отсутствия таких разделов в указанных проектах - в виде отдельной документации.
135. <a id="p100330"></a>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).
<a id="p100331"></a>По решению проектной организации консервация, расконсервация и ликвидация скважин проводится с привязкой к групповой документации на консервацию, расконсервацию или ликвидацию скважин при условии соблюдения требований [пункта 1265](https://bukva.ai/docs/prikaz-101-2013-rostehnadzor-federalnaya#p101) Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. N 101 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 19 апреля 2013 г., регистрационный N 28222), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12 января 2015 г. N 1 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 февраля 2015 г., регистрационный N 36191).
136. <a id="p100332"></a>При консервации и ликвидации объектов хранения, зданий и сооружений ОПО ПХГ они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.
137. <a id="p100333"></a>В состав документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ включаются следующие разделы:
<a id="p100334"></a>мероприятия по максимально возможному отбору газа из объекта хранения с обеспечением требований безопасности населения, охраны недр и окружающей среды;
<a id="p100335"></a>общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин, вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);
<a id="p100336"></a>решения о целесообразности использования подземных резервуаров для иных целей;
<a id="p100337"></a>способы консервации (ликвидации) ОПО ПХГ и его частей;
<a id="p100338"></a>порядок и график проведения работ;
<a id="p100339"></a>мероприятия по безопасности жизни и здоровья населения;
<a id="p100340"></a>мероприятия по охране недр;
<a id="p100341"></a>мероприятия по охране окружающей среды;
<a id="p100342"></a>мероприятия по охране зданий и сооружений;
<a id="p100343"></a>мероприятия по рекультивации нарушенных земель;
<a id="p100344"></a>мероприятия по предотвращению загрязнения питьевых водоносных горизонтов;
<a id="p100345"></a>мероприятия по контролю за состоянием недр.
138. <a id="p100346"></a>В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.
139. <a id="p100347"></a>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.
140. <a id="p100348"></a>Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с лицензиями на пользование недрами.
141. <a id="p100349"></a>Акт о ликвидации (консервации) скважины ([приложение N 3](#p100926) к настоящим Правилам) совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр, а также акты (в зимний период - графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земель и акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в территориальный орган Ростехнадзора для их учета.
142. <a id="p100350"></a>Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.
143. <a id="p100351"></a>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.
144. <a id="p100352"></a>Восстановление ранее ликвидированных скважин производится в соответствии с проектной документацией/документацией.
145. <a id="p100353"></a>Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производятся согласно настоящим Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию.
146. <a id="p100354"></a>При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или уполномоченным им представителем.
147. <a id="p100355"></a>Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.
148. <a id="p100356"></a>В связи с цикличностью (закачка 6 мес + отбор 6 мес) эксплуатации ОПО ПХГ временная приостановка работы скважин ОПО ПХГ может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.
149. <a id="p100357"></a>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.
150. <a id="p100358"></a>Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр по согласованию с противофонтанной службой, но не реже одного раза в 3 года (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты) и одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах в произвольной форме.
151. <a id="p100359"></a>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 настоящими Правилами.
152. <a id="p100360"></a>Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
153. <a id="p100361"></a>Консервация скважин в процессе бурения оформляется актом, согласованным пользователем недр и противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
154. <a id="p100362"></a>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.
155. <a id="p100363"></a>Акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора.

<a id="p100364"></a>**VIII. ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ**
**ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ**
**ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА**

156. <a id="p100365"></a>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.
157. <a id="p100366"></a>Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.
158. <a id="p100367"></a>Основная задача анализа риска заключается в предоставлении должностным лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, участках шлейфов скважин.
159. <a id="p100368"></a>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.
160. <a id="p100369"></a>При проведении анализа риска учитывают:
<a id="p100370"></a>стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);
<a id="p100371"></a>возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений;
<a id="p100372"></a>систему противоаварийной защиты, в том числе параметры обнаружения утечек газа, запорной арматуры, отсекающих устройств;
<a id="p100373"></a>взрывоустойчивость зданий, в которых присутствуют люди, при аварийных взрывах;
<a id="p100374"></a>внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, растепление скважин, обледенение, иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);
<a id="p100375"></a>поражающие факторы аварий (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);
<a id="p100376"></a>влияние последствий аварий и инцидентов на соседние производственные объекты, населенные пункты, транспортные пути, водозаборные сооружения, заповедники и иные экологически уязвимые объекты;
<a id="p100377"></a>современный опыт обеспечения безопасности ПХГ.
161. <a id="p100378"></a>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.
162. <a id="p100379"></a>При количественном анализе риска (количественной оценке риска) аварий на ОПО ПХГ проводятся следующие процедуры:
<a id="p100380"></a>идентификация опасностей, которые могут привести к инцидентам и авариям;
<a id="p100381"></a>определение вероятностей (частот) возникновения аварий;
<a id="p100382"></a>построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;
<a id="p100383"></a>оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии и создании поражающих факторов;
<a id="p100384"></a>расчет зон действия поражающих факторов;
<a id="p100385"></a>оценка последствий аварий;
<a id="p100386"></a>расчет показателей риска аварий;
<a id="p100387"></a>определение наиболее опасных составных элементов ОПО по возможным последствиям и показателям риска.
<a id="p100388"></a>Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.
163. <a id="p100389"></a>В сценариях развития аварий и оценке последствий аварий учитываются возможности возникновения следующих явлений, связанных с выбросом опасных веществ на ОПО:
<a id="p100390"></a>истечение опасных веществ при фонтанировании скважин;
<a id="p100391"></a>пролив (разлив) жидкости;
<a id="p100392"></a>испарение пролива жидкости;
<a id="p100393"></a>пожар пролива;
<a id="p100394"></a>разрыв оборудования, трубопроводов с образованием воздушной волны сжатия (ударной волны) и осколков;
<a id="p100395"></a>дрейф облака топливно-воздушных смесей (далее - ТВС);
<a id="p100396"></a>распространение токсического облака;
<a id="p100397"></a>пожар-вспышка;
<a id="p100398"></a>вскипание и выброс горящей жидкости из резервуара при пожаре;
<a id="p100399"></a>струйное горение (факел);
<a id="p100400"></a>взрыв облака ТВС как в замкнутом помещении, так и на открытом или частично загроможденном пространстве;
<a id="p100401"></a>взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости;
<a id="p100402"></a>диффузионное горение облака ТВС (огненный шар);
<a id="p100403"></a>пожар в производственных помещениях вследствие утечки горючих веществ.
164. <a id="p100404"></a>При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные правовые и 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.
165. <a id="p100405"></a>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 нормативных значений пожарного риска.
166. <a id="p100406"></a>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.
167. <a id="p100407"></a>В отчет по количественной оценке риска аварий следует включать (если иное не определено нормативными правовыми актами):
<a id="p100408"></a>титульный лист;
<a id="p100409"></a>список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций;
<a id="p100410"></a>аннотацию;
<a id="p100411"></a>содержание (оглавление);
<a id="p100412"></a>цели и задачи проведенного анализа риска аварий;
<a id="p100413"></a>описание анализируемого ОПО и (или) его составных частей;
<a id="p100414"></a>описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения, исходные предположения и ограничения;
<a id="p100415"></a>исходные данные и их источники, в том числе данные по аварийности и надежности оборудования;
<a id="p100416"></a>результаты идентификации опасности аварий;
<a id="p100417"></a>результаты оценки риска аварий;
<a id="p100418"></a>анализ неопределенностей результатов оценки риска аварий;
<a id="p100419"></a>обобщение оценок риска аварий, в том числе с указанием степени опасности аварий на ОПО и (или) составляющих ОПО (при необходимости);
<a id="p100420"></a>рекомендации по снижению риска аварий;
<a id="p100421"></a>заключение;
<a id="p100422"></a>перечень используемых источников информации.





<a id="p100423"></a>Приложение N 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 20 ноября 2017 г. N 486

<a id="p100424"></a>**ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ**

<a id="p100425"></a>Объектный мониторинг - система геолого-геофизического контроля за состоянием искусственной газовой залежи, в рамках которой осуществляется контроль за безопасной эксплуатацией ПХГ.
<a id="p100426"></a>Объекты подземного хранения газа (объекты ОПО ПХГ) - площадочные сооружения ОПО ПХГ, а также отдельно расположенные технические устройства и сооружения, перечисленные в сведениях, характеризующих ОПО.
<a id="p100427"></a>Опасный производственный объект подземного хранилища газа (ОПО ПХГ) - производственная территория (площадка), на которой размещаются трубопроводы, комплекс зданий, сооружений (в том числе скважины различного назначения) и технических устройств, применяемых в технологическом процессе закачки, хранения и отбора газа.
<a id="p100428"></a>Площадочные сооружения ОПО ПХГ - промышленные площадки компрессорных станций, компрессорных цехов, газосборных пунктов, газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, газораспределительных станций на территории ОПО ПХГ.
<a id="p100429"></a>Подземное хранилище газа - технологический комплекс, предназначенный для закачки, хранения и отбора газа, включающий наземные инженерно-технические сооружения; участок недр, ограниченный горным отводом; объект хранения газа; контрольные пласты; буферный объем газа; фонд скважин различного назначения.
<a id="p100430"></a>Ревизия трубопроводов ОПО ПХГ (освидетельствование, техническое диагностирование) - комплекс технических мероприятий по определению технического состояния объекта, результатом которого является заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, вида и причины отказа (неисправности).





<a id="p100431"></a>Приложение N 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 20 ноября 2017 г. N 486

<a id="p100432"></a>**НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ**
**МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА**
**ОПО ПХГ, М**


<table>
<colgroup><col width="19%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="5%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="3%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100433"></a>Здания и сооружения</td><td colspan="21"><a id="p100434"></a>Номер сооружения в графе "Здания и сооружения"</td></tr>
<tr><td><a id="p100435"></a>1</td><td><a id="p100436"></a>2</td><td><a id="p100437"></a>3</td><td><a id="p100438"></a>4</td><td><a id="p100439"></a>5</td><td><a id="p100440"></a>6</td><td><a id="p100441"></a>7</td><td><a id="p100442"></a>8</td><td><a id="p100443"></a>9</td><td><a id="p100444"></a>10</td><td><a id="p100445"></a>11</td><td><a id="p100446"></a>12</td><td><a id="p100447"></a>13</td><td><a id="p100448"></a>14</td><td><a id="p100449"></a>15</td><td><a id="p100450"></a>16</td><td><a id="p100451"></a>17</td><td><a id="p100452"></a>18</td><td><a id="p100453"></a>19</td><td><a id="p100454"></a>20</td><td><a id="p100455"></a>21</td></tr>
<tr><td><a id="p100456"></a>1. Устья эксплуатационных скважин</td><td><a id="p100457"></a>5</td><td><a id="p100458"></a>5</td><td><a id="p100459"></a>9</td><td><a id="p100460"></a>30</td><td><a id="p100461"></a>39</td><td><a id="p100462"></a>39</td><td><a id="p100463"></a>100</td><td><a id="p100464"></a>30</td><td><a id="p100465"></a>39</td><td><a id="p100466"></a>39</td><td><a id="p100467"></a>9</td><td><a id="p100468"></a>9</td><td><a id="p100469"></a>9</td><td><a id="p100470"></a>15</td><td><a id="p100471"></a>30</td><td><a id="p100472"></a>25/12</td><td><a id="p100473"></a>24</td><td><a id="p100474"></a>30</td><td><a id="p100475"></a>39</td><td><a id="p100476"></a>-</td><td><a id="p100477"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100478"></a>2. Устья специальных скважин</td><td><a id="p100479"></a>5</td><td><a id="p100480"></a>6</td><td><a id="p100481"></a>9</td><td><a id="p100482"></a>15</td><td><a id="p100483"></a>24</td><td><a id="p100484"></a>24</td><td><a id="p100485"></a>100</td><td><a id="p100486"></a>30</td><td><a id="p100487"></a>24</td><td><a id="p100488"></a>24</td><td><a id="p100489"></a>9</td><td><a id="p100490"></a>9</td><td><a id="p100491"></a>9</td><td><a id="p100492"></a>15</td><td><a id="p100493"></a>15</td><td><a id="p100494"></a>25/12</td><td><a id="p100495"></a>24</td><td><a id="p100496"></a>30</td><td><a id="p100497"></a>39</td><td><a id="p100498"></a>-</td><td><a id="p100499"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100500"></a>3. Замерные и сепарационные установки</td><td><a id="p100501"></a>9</td><td><a id="p100502"></a>9</td><td><a id="p100503"></a>+</td><td><a id="p100504"></a>+</td><td><a id="p100505"></a>15</td><td><a id="p100506"></a>+</td><td><a id="p100507"></a>60</td><td><a id="p100508"></a>30</td><td><a id="p100509"></a>9</td><td><a id="p100510"></a>9</td><td><a id="p100511"></a>9</td><td><a id="p100512"></a>9</td><td><a id="p100513"></a>+</td><td><a id="p100514"></a>9</td><td><a id="p100515"></a>15</td><td><a id="p100516"></a>25/12</td><td><a id="p100517"></a>+++</td><td><a id="p100518"></a>18</td><td><a id="p100519"></a>39</td><td><a id="p100520"></a>9</td><td><a id="p100521"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100522"></a>4. Насосные станции (технологические площадки)</td><td><a id="p100523"></a>30</td><td><a id="p100524"></a>15</td><td><a id="p100525"></a>+</td><td><a id="p100526"></a>+</td><td><a id="p100527"></a>15</td><td><a id="p100528"></a>+</td><td><a id="p100529"></a>60</td><td><a id="p100530"></a>30</td><td><a id="p100531"></a>+</td><td><a id="p100532"></a>+</td><td><a id="p100533"></a>9</td><td><a id="p100534"></a>9</td><td><a id="p100535"></a>+</td><td><a id="p100536"></a>9</td><td><a id="p100537"></a>15</td><td><a id="p100538"></a>+++</td><td><a id="p100539"></a>+++</td><td><a id="p100540"></a>18</td><td><a id="p100541"></a>39</td><td><a id="p100542"></a>30</td><td><a id="p100543"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100544"></a>5. Аварийные резервуары НС</td><td><a id="p100545"></a>39</td><td><a id="p100546"></a>24</td><td><a id="p100547"></a>15</td><td><a id="p100548"></a>15</td><td><a id="p100549"></a>+</td><td><a id="p100550"></a>15</td><td><a id="p100551"></a>100</td><td><a id="p100552"></a>15</td><td><a id="p100553"></a>15</td><td><a id="p100554"></a>15</td><td><a id="p100555"></a>15</td><td><a id="p100556"></a>+</td><td><a id="p100557"></a>12</td><td><a id="p100558"></a>30</td><td><a id="p100559"></a>30</td><td><a id="p100560"></a>+++</td><td><a id="p100561"></a>+++</td><td><a id="p100562"></a>39</td><td><a id="p100563"></a>39</td><td><a id="p100564"></a>39</td><td><a id="p100565"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100566"></a>6. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ)</td><td><a id="p100567"></a>39</td><td><a id="p100568"></a>24</td><td><a id="p100569"></a>+</td><td><a id="p100570"></a>+</td><td><a id="p100571"></a>15</td><td><a id="p100572"></a>+</td><td><a id="p100573"></a>60</td><td><a id="p100574"></a>30</td><td><a id="p100575"></a>+</td><td><a id="p100576"></a>+</td><td><a id="p100577"></a>9</td><td><a id="p100578"></a>9</td><td><a id="p100579"></a>+</td><td><a id="p100580"></a>9</td><td><a id="p100581"></a>15</td><td><a id="p100582"></a>+++</td><td><a id="p100583"></a>+++</td><td><a id="p100584"></a>18</td><td><a id="p100585"></a>39</td><td><a id="p100586"></a>39</td><td><a id="p100587"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100588"></a>7. Факелы аварийного сжигания</td><td><a id="p100589"></a>100</td><td><a id="p100590"></a>100</td><td><a id="p100591"></a>60</td><td><a id="p100592"></a>60</td><td><a id="p100593"></a>100</td><td><a id="p100594"></a>60</td><td><a id="p100595"></a>hфак</td><td><a id="p100596"></a>hфак</td><td><a id="p100597"></a>100</td><td><a id="p100598"></a>100</td><td><a id="p100599"></a>60</td><td><a id="p100600"></a>60</td><td><a id="p100601"></a>60</td><td><a id="p100602"></a>60</td><td><a id="p100603"></a>100</td><td><a id="p100604"></a>60</td><td><a id="p100605"></a>60</td><td><a id="p100606"></a>60</td><td><a id="p100607"></a>100</td><td><a id="p100608"></a>100</td><td><a id="p100609"></a>60</td></tr>
<tr><td><a id="p100610"></a>8. Свечи для сброса газа</td><td><a id="p100611"></a>30</td><td><a id="p100612"></a>30</td><td><a id="p100613"></a>30</td><td><a id="p100614"></a>30</td><td><a id="p100615"></a>15</td><td><a id="p100616"></a>30</td><td><a id="p100617"></a>hфак</td><td><a id="p100618"></a>+</td><td><a id="p100619"></a>30</td><td><a id="p100620"></a>30</td><td><a id="p100621"></a>30</td><td><a id="p100622"></a>30</td><td><a id="p100623"></a>30</td><td><a id="p100624"></a>30</td><td><a id="p100625"></a>30</td><td><a id="p100626"></a>60</td><td><a id="p100627"></a>60</td><td><a id="p100628"></a>60</td><td><a id="p100629"></a>100</td><td><a id="p100630"></a>30</td><td><a id="p100631"></a>60</td></tr>
<tr><td><a id="p100632"></a>9. Компрессорные станции</td><td><a id="p100633"></a>39</td><td><a id="p100634"></a>24</td><td><a id="p100635"></a>9</td><td><a id="p100636"></a>+</td><td><a id="p100637"></a>15</td><td><a id="p100638"></a>+</td><td><a id="p100639"></a>100</td><td><a id="p100640"></a>30</td><td><a id="p100641"></a>+</td><td><a id="p100642"></a>9</td><td><a id="p100643"></a>9</td><td><a id="p100644"></a>9</td><td><a id="p100645"></a>9</td><td><a id="p100646"></a>9</td><td><a id="p100647"></a>15</td><td><a id="p100648"></a>+++</td><td><a id="p100649"></a>+++</td><td><a id="p100650"></a>30</td><td><a id="p100651"></a>30</td><td><a id="p100652"></a>39</td><td><a id="p100653"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100654"></a>10. Установки подготовки газа (УПГ), цеха подготовки газа, конденсата</td><td><a id="p100655"></a>39</td><td><a id="p100656"></a>24</td><td><a id="p100657"></a>9</td><td><a id="p100658"></a>+</td><td><a id="p100659"></a>15</td><td><a id="p100660"></a>+</td><td><a id="p100661"></a>100</td><td><a id="p100662"></a>30</td><td><a id="p100663"></a>9</td><td><a id="p100664"></a>+</td><td><a id="p100665"></a>9</td><td><a id="p100666"></a>9</td><td><a id="p100667"></a>+</td><td><a id="p100668"></a>9</td><td><a id="p100669"></a>15</td><td><a id="p100670"></a>+++</td><td><a id="p100671"></a>+++</td><td><a id="p100672"></a>30</td><td><a id="p100673"></a>30</td><td><a id="p100674"></a>39</td><td><a id="p100675"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100676"></a>11. Газораспределительные, газосборные пункты, узлы учета газа, управления арматурой, арматурные блоки обвязки скважин</td><td><a id="p100677"></a>9</td><td><a id="p100678"></a>9</td><td><a id="p100679"></a>+</td><td><a id="p100680"></a>+</td><td><a id="p100681"></a>15</td><td><a id="p100682"></a>+</td><td><a id="p100683"></a>60</td><td><a id="p100684"></a>30</td><td><a id="p100685"></a>+</td><td><a id="p100686"></a>+</td><td><a id="p100687"></a>9</td><td><a id="p100688"></a>9</td><td><a id="p100689"></a>9</td><td><a id="p100690"></a>9</td><td><a id="p100691"></a>15</td><td><a id="p100692"></a>+++</td><td><a id="p100693"></a>+++</td><td><a id="p100694"></a>18</td><td><a id="p100695"></a>30</td><td><a id="p100696"></a>9</td><td><a id="p100697"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100698"></a>12. Дренажные, канализационные емкости</td><td><a id="p100699"></a>9</td><td><a id="p100700"></a>9</td><td><a id="p100701"></a>9</td><td><a id="p100702"></a>9</td><td><a id="p100703"></a>+</td><td><a id="p100704"></a>9</td><td><a id="p100705"></a>60</td><td><a id="p100706"></a>30</td><td><a id="p100707"></a>9</td><td><a id="p100708"></a>9</td><td><a id="p100709"></a>9</td><td><a id="p100710"></a>+</td><td><a id="p100711"></a>9</td><td><a id="p100712"></a>9</td><td><a id="p100713"></a>9</td><td><a id="p100714"></a>9</td><td><a id="p100715"></a>9</td><td><a id="p100716"></a>9</td><td><a id="p100717"></a>30</td><td><a id="p100718"></a>9</td><td><a id="p100719"></a>9</td></tr>
<tr><td><a id="p100720"></a>13. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола</td><td><a id="p100721"></a>9</td><td><a id="p100722"></a>9</td><td><a id="p100723"></a>+</td><td><a id="p100724"></a>+</td><td><a id="p100725"></a>12</td><td><a id="p100726"></a>+</td><td><a id="p100727"></a>60</td><td><a id="p100728"></a>30</td><td><a id="p100729"></a>9</td><td><a id="p100730"></a>+</td><td><a id="p100731"></a>9</td><td><a id="p100732"></a>9</td><td><a id="p100733"></a>+</td><td><a id="p100734"></a>9</td><td><a id="p100735"></a>15</td><td><a id="p100736"></a>+++</td><td><a id="p100737"></a>+++</td><td><a id="p100738"></a>18</td><td><a id="p100739"></a>30</td><td><a id="p100740"></a>9</td><td><a id="p100741"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100742"></a>14. Компрессорные воздуха</td><td><a id="p100743"></a>15</td><td><a id="p100744"></a>15</td><td><a id="p100745"></a>9</td><td><a id="p100746"></a>9</td><td><a id="p100747"></a>30</td><td><a id="p100748"></a>9</td><td><a id="p100749"></a>60</td><td><a id="p100750"></a>30</td><td><a id="p100751"></a>9</td><td><a id="p100752"></a>9</td><td><a id="p100753"></a>9</td><td><a id="p100754"></a>9</td><td><a id="p100755"></a>9</td><td><a id="p100756"></a>+</td><td><a id="p100757"></a>+</td><td><a id="p100758"></a>9</td><td><a id="p100759"></a>9</td><td><a id="p100760"></a>9</td><td><a id="p100761"></a>9</td><td><a id="p100762"></a>16</td><td><a id="p100763"></a>9</td></tr>
<tr><td><a id="p100764"></a>15. Аппараты воздушного охлаждения</td><td><a id="p100765"></a>30</td><td><a id="p100766"></a>15</td><td><a id="p100767"></a>15</td><td><a id="p100768"></a>15</td><td><a id="p100769"></a>30</td><td><a id="p100770"></a>15</td><td><a id="p100771"></a>100</td><td><a id="p100772"></a>30</td><td><a id="p100773"></a>15</td><td><a id="p100774"></a>15</td><td><a id="p100775"></a>15</td><td><a id="p100776"></a>9</td><td><a id="p100777"></a>15</td><td><a id="p100778"></a>+</td><td><a id="p100779"></a>+</td><td><a id="p100780"></a>9</td><td><a id="p100781"></a>9</td><td><a id="p100782"></a>9</td><td><a id="p100783"></a>9</td><td><a id="p100784"></a>30</td><td><a id="p100785"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100786"></a>16. Трансформаторные подстанции (ТП) напряжением до 10 кВ/распределительные устройства (РУ) (открытые, закрытые)</td><td><a id="p100787"></a>25/12</td><td><a id="p100788"></a>25/12</td><td><a id="p100789"></a>25/12</td><td><a id="p100790"></a>+++</td><td><a id="p100791"></a>+++</td><td><a id="p100792"></a>+++</td><td><a id="p100793"></a>60</td><td><a id="p100794"></a>60</td><td><a id="p100795"></a>+++</td><td><a id="p100796"></a>+++</td><td><a id="p100797"></a>+++</td><td><a id="p100798"></a>9</td><td><a id="p100799"></a>+++</td><td><a id="p100800"></a>9</td><td><a id="p100801"></a>9</td><td><a id="p100802"></a>+</td><td><a id="p100803"></a>+</td><td><a id="p100804"></a>+++</td><td><a id="p100805"></a>+++</td><td><a id="p100806"></a>+++</td><td><a id="p100807"></a>++</td></tr>
<tr><td><a id="p100808"></a>17. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления</td><td><a id="p100809"></a>24</td><td><a id="p100810"></a>24</td><td><a id="p100811"></a>+++</td><td><a id="p100812"></a>+++</td><td><a id="p100813"></a>+++</td><td><a id="p100814"></a>+++</td><td><a id="p100815"></a>60</td><td><a id="p100816"></a>60</td><td><a id="p100817"></a>+++</td><td><a id="p100818"></a>+++</td><td><a id="p100819"></a>+++</td><td><a id="p100820"></a>9</td><td><a id="p100821"></a>+++</td><td><a id="p100822"></a>9</td><td><a id="p100823"></a>9</td><td><a id="p100824"></a>+</td><td><a id="p100825"></a>+</td><td><a id="p100826"></a>++</td><td><a id="p100827"></a>++</td><td><a id="p100828"></a>24</td><td><a id="p100829"></a>+++</td></tr>
<tr><td><a id="p100830"></a>18. Вагон для обогрева персонала</td><td><a id="p100831"></a>30</td><td><a id="p100832"></a>30</td><td><a id="p100833"></a>18</td><td><a id="p100834"></a>18</td><td><a id="p100835"></a>39</td><td><a id="p100836"></a>18</td><td><a id="p100837"></a>60</td><td><a id="p100838"></a>60</td><td><a id="p100839"></a>30</td><td><a id="p100840"></a>30</td><td><a id="p100841"></a>9</td><td><a id="p100842"></a>9</td><td><a id="p100843"></a>18</td><td><a id="p100844"></a>9</td><td><a id="p100845"></a>9</td><td><a id="p100846"></a>+++</td><td><a id="p100847"></a>++</td><td><a id="p100848"></a>+</td><td><a id="p100849"></a>++</td><td><a id="p100850"></a>30</td><td><a id="p100851"></a>18</td></tr>
<tr><td><a id="p100852"></a>19. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)</td><td><a id="p100853"></a>39</td><td><a id="p100854"></a>39</td><td><a id="p100855"></a>39</td><td><a id="p100856"></a>39</td><td><a id="p100857"></a>39</td><td><a id="p100858"></a>39</td><td><a id="p100859"></a>100</td><td><a id="p100860"></a>100</td><td><a id="p100861"></a>30</td><td><a id="p100862"></a>30</td><td><a id="p100863"></a>30</td><td><a id="p100864"></a>30</td><td><a id="p100865"></a>30</td><td><a id="p100866"></a>9</td><td><a id="p100867"></a>9</td><td><a id="p100868"></a>+++</td><td><a id="p100869"></a>++</td><td><a id="p100870"></a>++</td><td><a id="p100871"></a>++</td><td><a id="p100872"></a>39</td><td><a id="p100873"></a>39</td></tr>
<tr><td><a id="p100874"></a>20. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ (под давлением, без давления), концевые сепарационные установки</td><td><a id="p100875"></a>30</td><td><a id="p100876"></a>15</td><td><a id="p100877"></a>+</td><td><a id="p100878"></a>+</td><td><a id="p100879"></a>15</td><td><a id="p100880"></a>+</td><td><a id="p100881"></a>60</td><td><a id="p100882"></a>60</td><td><a id="p100883"></a>+</td><td><a id="p100884"></a>+</td><td><a id="p100885"></a>9</td><td><a id="p100886"></a>9</td><td><a id="p100887"></a>+</td><td><a id="p100888"></a>9</td><td><a id="p100889"></a>15</td><td><a id="p100890"></a>+++</td><td><a id="p100891"></a>+++</td><td><a id="p100892"></a>18</td><td><a id="p100893"></a>39</td><td><a id="p100894"></a>30</td><td><a id="p100895"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100896"></a>21. Насосная станция ЛВЖ, ГЖ</td><td><a id="p100897"></a>30</td><td><a id="p100898"></a>15</td><td><a id="p100899"></a>+</td><td><a id="p100900"></a>+</td><td><a id="p100901"></a>15</td><td><a id="p100902"></a>+</td><td><a id="p100903"></a>60</td><td><a id="p100904"></a>60</td><td><a id="p100905"></a>+</td><td><a id="p100906"></a>+</td><td><a id="p100907"></a>9</td><td><a id="p100908"></a>9</td><td><a id="p100909"></a>+</td><td><a id="p100910"></a>9</td><td><a id="p100911"></a>15</td><td><a id="p100912"></a>+++</td><td><a id="p100913"></a>+++</td><td><a id="p100914"></a>18</td><td><a id="p100915"></a>39</td><td><a id="p100916"></a>-</td><td><a id="p100917"></a>9</td></tr>
</table>


<a id="p100918"></a>+ расстояния не нормируются;
<a id="p100919"></a>++ расстояния принимаются в соответствии с "СП 18.13330.2011. Свод правил. Генеральные планы промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП II-89-80*", утвержденным приказом Минрегиона России от 27 декабря 2010 N 790;
<a id="p100920"></a>+++ расстояния определяются проектной документацией.

<a id="p100921"></a>Примечание:
1. <a id="p100922"></a>В [графе 16](#p100450) расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и РУ, в знаменателе - до закрытых ТП и РУ.
2. <a id="p100923"></a>hфак. - высота факельного ствола.





<a id="p100924"></a>Приложение N 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 20 ноября 2017 г. N 486

<a id="p100925"></a>(рекомендуемый образец)

<a id="p100926"></a>                                 Акт N____ от ___________
                   о ликвидации (консервации) скважины N ....
                       (месторождение, организация)

<a id="p100927"></a>    Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о нижеследующем:
    1.  <a id="p100928"></a>Скважина N ____, пробуренная ______ в _______ году в соответствии с
проектом  N  _____  от  ______  г.,  разработанным ________, находящаяся на
балансе _____, ликвидирована (консервирована) _______ по категории ___.
    2. <a id="p100929"></a>Забой скважины ______ м.
    3. <a id="p100930"></a>В  скважине  установлены  цементные мосты на  глубинах __________ м.
    4. <a id="p100931"></a>На устье скважины установлены ___________ и репер с надписью _______
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
    5.  <a id="p100932"></a>Из  скважины  демонтировано  и  извлечено  следующее  оборудование:
<a id="p100933"></a>    фонтанная арматура и колонная головка _________________________________
<a id="p100934"></a>    насосно-компрессорные трубы ________________ в количестве _______ тонн.
<a id="p100935"></a>    комплекс внутрискважинного оборудования _______________________________
<a id="p100936"></a>    обсадные  трубы _________________________ в  количестве _________ тонн.
<a id="p100937"></a>    обсадные  трубы _________________________ в  количестве _________ тонн.
    6.  <a id="p100938"></a>Все   материалы  по  ликвидированной   (консервированной)  скважине
N _____________________ сброшюрованы,   заверены   печатью,   подписями   и
переданы на хранение ___________________________.

Руководитель территориального                 Руководитель
 органа Ростехнадзора         ______________  организации-недропользователя



<a id="p100939"></a>

---



## Вложения

- [$285800_03N.RTF](https://bukva.ai/docs/prikaz-486-2017-rostehnadzor-federalnaya/attachments/%24285800_03N.RTF)