---
title: "Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 N 511"
number: "511"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2020-12-09
redaction: 2026-05-09
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-511-2020-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 N 511

# Приказ Ростехнадзора от 09.12.2020 N 511

(ред. от 03.03.2026)

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

(Зарегистрировано в Минюсте России 18.12.2020 N 61589)

> [!IMPORTANT]
> Срок действия документа [ограничен](#p1) 1 сентября 2032 года.
> Начало действия редакции - 09.05.2026.
> Изменения, внесенные [Приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-62-2026-rostehnadzor-federalnaya#p100010) Ростехнадзора от 03.03.2026 N 62, вступили в силу по истечении 10 дней после дня официального опубликования (опубликован на Официальном интернет-портале правовой информации http://pravo.gov.ru - 28.04.2026).


<a id="p100001"></a>Зарегистрировано в Минюсте России 18 декабря 2020 N 61589

<a id="p100002"></a>

---


<a id="p100003"></a>ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
И АТОМНОМУ НАДЗОРУ


## <a id="p100004"></a>ПРИКАЗ

от 9 декабря 2020 г. N 511

<a id="p100005"></a>ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ
В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ
ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА"

<a id="p100006"></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; 2020, N 27, ст. 4248), приказываю:
1. <a id="p100007"></a>Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные [нормы и правила](#p100011) в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа".
2. <a id="p1"></a>Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 сентября 2032 г.

> *(в ред. [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-62-2026-rostehnadzor-federalnaya#p100010) Ростехнадзора от 03.03.2026 N 62)*


<a id="p100009"></a>Врио руководителя
А.В.ТРЕМБИЦКИЙ





<a id="p100010"></a>Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 9 декабря 2020 г. N 511


## <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-3#p62) от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2018, N 31, ст. 4860) 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 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2020, N 27, ст. 4248).
2. <a id="p100014"></a>Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа (далее - ОПО ПХГ), являющихся производственными территориями (площадками), на которых размещаются трубопроводы, комплексы зданий, сооружений (в том числе скважины различного назначения, установки подготовки газа, компрессорные станции, котельные), технических устройств, применяемых в технологическом процессе закачки, хранения и отбора газа и подземного хранилища природного, попутного нефтяного и возможно других, в том числе неуглеводородных, газов в пластах горных пород или горных выработок, ограниченных границами горного отвода.
3. <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 консервацию, ликвидацию, техническое перевооружение опасного производственного объекта (далее - документация);
<a id="p100019"></a>проведении экспертизы промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений, деклараций промышленной безопасности ОПО ПХГ; обоснований безопасности опасных производственных объектов;
<a id="p100020"></a>проведении технического диагностирования технических устройств.
4. <a id="p100021"></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, вспомогательные системы и устройства (котельное оборудование, подъемные сооружения, автоматизированные заправочные пункты).
<a id="p100022"></a>В соответствии со спецификой эксплуатации искусственных газовых залежей для целей ПХГ существует ряд отличающихся от месторождений газа особенностей, а именно: на ПХГ эксплуатируются скважины специального назначения (для контроля за циклическим распределением газонасыщенности по вертикали и латерали) - наблюдательные, пьезометрические, контрольные, геофизические, разгрузочные, геохимические.
5. <a id="p100023"></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; 2018, N 53 (часть I), ст. 8464), [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; 2020, N 18, ст. 2889) и иными нормативными правовыми актами, устанавливающими требования пожарной безопасности, относящиеся к ОПО ПХГ.


### <a id="p100024"></a>II. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


6. <a id="p100025"></a>Для площадочных сооружений ОПО ПХГ, на которых размещаются компрессорные станции, компрессорные цеха, газосборные и газораспределительные пункты, установки подготовки газа, газораспределительные станции, необходимо выполнять требования к обеспечению взрывобезопасности:
1) <a id="p100026"></a>для каждой технологической системы должны предусматриваться меры по максимальному снижению взрывоопасности технологических блоков, входящих в нее, направленные на:
<a id="p100027"></a>предотвращение взрывов и пожаров внутри технологического оборудования;
<a id="p100028"></a>защиту технологического оборудования от разрушения и максимальное ограничение выбросов из него горючих веществ в атмосферу при аварийной разгерметизации;
<a id="p100029"></a>исключение возможности взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок;
<a id="p100030"></a>снижение тяжести последствий взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок;
2) <a id="p100031"></a>организация технологических процессов должна исключать возможность взрыва в технологической системе при регламентированных значениях их параметров. Регламентированные значения параметров, определяющих взрывоопасность процесса, допустимый диапазон их изменений, организация проведения процесса (аппаратурное оформление и конструкция технологических аппаратов, фазовое состояние обращающихся веществ, гидродинамические режимы) устанавливаются в исходных данных на проектирование разработчиком процесса;
3) <a id="p100032"></a>регламентированные значения параметров по ведению технологического процесса указываются в технологических регламентах на производство продукции как оптимальные нормы ведения технологического режима (далее - регламентированные параметры процесса) и подлежат контролю и регулированию в заданном диапазоне;
4) <a id="p100033"></a>для каждого технологического процесса разработчиком процесса определяется совокупность регламентированных значений параметров. Допустимый диапазон изменения параметров устанавливается с учетом характеристик технологического процесса. Технические характеристики системы управления и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) должны соответствовать скорости изменения значений параметров процесса в требуемом диапазоне (класс точности приборов, инерционность систем измерения, диапазон измерения);
5) <a id="p100034"></a>для вновь проектируемых взрывопожароопасных производственных объектов должны быть выполнены следующие требования:
<a id="p100035"></a>обеспечена защита персонала, постоянно находящегося в помещении управления (операторные), от воздействия ударной волны (травмирования) при возможных аварийных взрывах на технологических объектах с учетом зон разрушения, а также от термического воздействия;
<a id="p100036"></a>обеспечено бесперебойное функционирование автоматизированных систем контроля, управления, ПАЗ для перевода технологических процессов в безопасное состояние и аварийного останова технологических объектов.
7. <a id="p100037"></a>Для строительства и эксплуатации ОПО ПХГ должен быть разработан технологический проект, включающий в себя:
1) <a id="p100038"></a>этап строительства, подразделяющийся на подэтапы:
<a id="p100039"></a>разведывательная закачка газа;
<a id="p100040"></a>опытный отбор газа;
<a id="p100041"></a>опытно-промышленная эксплуатация;
<a id="p100042"></a>вывод на циклическую эксплуатацию;
2) <a id="p100043"></a>этап циклической эксплуатации.
<a id="p100044"></a>В технологическом проекте подготавливаются исходные данные для разработки проекта обустройства ОПО ПХГ.
8. <a id="p100045"></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; 2020, N 47, ст. 7526).
9. <a id="p100046"></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, установленным 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).
10. <a id="p100047"></a>В технологическом проекте следует предусматривать объектный мониторинг эксплуатации ПХГ (система геолого-геофизического контроля за состоянием искусственной газовой залежи), обеспечивающий реализацию и анализ эффективности мероприятий по безопасному недропользованию, включающий специально организованное систематическое наблюдение за состоянием объекта хранения газа, контрольных горизонтов и наземного обустройства на основе комплекса промыслово-геофизических исследований и замеров параметров эксплуатации ПХГ, необходимый для осуществления системы контроля этапов строительства и эксплуатации. Он также должен содержать мероприятия по контролю герметичности объекта хранения в процессе строительства и эксплуатации ПХГ.
11. <a id="p100048"></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.
12. <a id="p100049"></a>Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.
13. <a id="p100050"></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.
14. <a id="p100051"></a>Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу дожимных компрессорных станций и технологических насосных при давлении, поддерживаемом в установленных для них пределах.
15. <a id="p100052"></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.
16. <a id="p100053"></a>Установка сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса обосновывается в проектной документации.
17. <a id="p100054"></a>Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.
18. <a id="p100055"></a>На компрессорных станциях, газораспределительных пунктах, в цехах осушки и сепарации газа ОПО ПХГ следует предусматривать возможность продувки газопроводов и оборудования инертным газом (паром).
19. <a id="p100056"></a>При выборе электрооборудования во взрывозащищенном исполнении следует руководствоваться классификацией взрывоопасных зон, установленной техническим [регламентом](https://bukva.ai/docs/reshenie-825#p100273) Таможенного союза "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", утвержденным решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 (официальный сайт Комиссии Таможенного союза http://www.tsouz.ru/, 21 октября 2011 г.), являющимся обязательным для Российской Федерации в соответствии с [Договором](https://bukva.ai/docs/dogovor-o-evraziyskom-ekonomicheskom-soyuze/statya-1) от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным [законом](https://bukva.ai/docs/zakon-279-fz-2014) от 3 октября 2014 г. N 279-ФЗ "О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 40, ст. 5310). Классы и размеры взрывоопасных зон следует определять и указывать в проектной документации/документации.
20. <a id="p100057"></a>Планировка насосных станций и резервуарных парков, размещение оборудования и прокладка трубопроводов должны обеспечивать локализацию, сбор и удаление опасных веществ в случае их утечки.
21. <a id="p100058"></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.
<a id="p100059"></a>Объекты обустройства ОПО ПХГ следует размещать с учетом опасности распространения хранящегося опасного вещества и распространения облака при возможных авариях по рельефу местности и преобладающего направления ветра (по годовой розе ветров) относительно рядом расположенных населенных пунктов, объектов и мест массового скопления людей, результатов анализа опасностей технологических процессов и анализа риска аварий, проведенного в соответствии с [главой VIII](#p100383) "Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа" Правил.
22. <a id="p100060"></a>Размещение зданий и сооружений объектов обустройства ОПО ПХГ должно соответствовать [приложению N 1](#p100443) к Правилам.


### <a id="p100061"></a>III. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


23. <a id="p100062"></a>Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:
<a id="p100063"></a>выполнение назначения в соответствии с проектными решениями;
<a id="p100064"></a>компенсацию периодических изменений термобарических условий в течение срока эксплуатации ПХГ;
<a id="p100065"></a>максимальное использование пластовой энергии объекта (объектов) хранения газа в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи пласта со стволом скважины;
<a id="p100066"></a>применение оборудования, способов и режимов эксплуатации, а также методов повышения (интенсификации) производительности в соответствии с принятыми проектными решениями;
<a id="p100067"></a>условия безопасного ведения работ на всех этапах производства буровых работ, эксплуатации, реконструкции и ремонта скважины;
<a id="p100068"></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 объекта (объектов) хранения газа от проницаемых горизонтов надпродуктивной части разреза и пространства вокруг устья скважины;
<a id="p100069"></a>получение объективной геолого-геофизической информации по разрезу, вскрытому скважиной.
24. <a id="p100070"></a>Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.
25. <a id="p100071"></a>Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать:
<a id="p100072"></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="p100073"></a>контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
<a id="p100074"></a>возможность аварийного глушения скважины;
<a id="p100075"></a>возможность проведения испытания обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
26. <a id="p100076"></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.
27. <a id="p100077"></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="p100078"></a>Требования безопасности к проектированию, строительству опасных производственных объектов подземных хранилищ газа в каменной соли


28. <a id="p100079"></a>Количество резервуаров и их размещение определяются исходя из площади распространения соляной залежи, ее общей толщины и наличия прослоев калийно-магниевых и других солей.
29. <a id="p100080"></a>При размыве резервуаров должен осуществляться контроль следующих параметров:

<div align="center">

<a id="p100081"></a>**давления и температуры в линиях закачки и выхода рассола;**

</div>

<a id="p100082"></a>плотности и химического состава рассола в линиях закачки и выхода (последнее - для бесшахтных резервуаров в каменной соли);
<a id="p100083"></a>уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;
<a id="p100084"></a>формы и размеров выработки-емкости.
30. <a id="p100085"></a>Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:
<a id="p100086"></a>количества поступающего и выдаваемого продукта;
<a id="p100087"></a>давления и температуры в линиях закачки и отбора газа; качества газа.
31. <a id="p100088"></a>Конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:
<a id="p100089"></a>закачку и отбор флюида (газа, рассола, жидкого и газообразного нерастворителя) с проектной производительностью;
<a id="p100090"></a>отбор проб флюида;
<a id="p100091"></a>ввод в скважину ингибиторов гидратообразования (при наличии условий гидратообразования) и коррозии (при наличии агрессивной среды);
<a id="p100092"></a>возможность перекрытия сечений подвесных колонн в стволе или устьевой обвязке скважины при возникновении аварийных ситуаций;
<a id="p100093"></a>разобщение и изоляцию вскрытых водоносных горизонтов;
<a id="p100094"></a>защиту от коррозионного и термобарического воздействия на геологическую среду;
<a id="p100095"></a>спуск, подъем и смену подвесных колонн, установку и извлечение скважинного оборудования;
<a id="p100096"></a>проведение геофизических, диагностических работ на скважине и в выработке-емкости, а также профилактических и ремонтных работ на скважине.
32. <a id="p100097"></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.
<a id="p100098"></a>Башмак подвесной колонны (при отборе газа) эксплуатационной скважины должен располагаться выше зеркала рассола. Для исключения подхватывания рассола при отборе газа допускается вносить изменения в процессе эксплуатации в компоновку подвесной колонны (установка дополнительных устройств или специальных отверстий выше зеркала рассола).
33. <a id="p100099"></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="p100100"></a>Испытание резервуара на герметичность осуществляется на максимальное проектное давление с коэффициентом запаса 1,05.
35. <a id="p100101"></a>Способы удаления рассола с площадок строительства определяются в проектной документации.
36. <a id="p100102"></a>При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме в случаях невозможности утилизации или реализации рассола в составе сооружений следует предусматривать рассолохранилище.
37. <a id="p100103"></a>При бурении эксплуатационных скважин в каменной соли должны быть предусмотрены особенности проходки и крепления скважин в интервалах залегания солей.


### <a id="p100104"></a>IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К БУРЕНИЮ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И УСТАНОВКЕ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ


38. <a id="p100105"></a>Основным документом на производство буровых работ на ОПО ПХГ является рабочий проект производства буровых работ (далее - рабочий проект), разработанный в соответствии с требованиями Правил и нормативных правовых актов, регламентирующих данный порядок.
39. <a id="p100106"></a>Рабочий проект разрабатывается:
<a id="p100107"></a>на бурение отдельной скважины (индивидуальный);
<a id="p100108"></a>на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном ПХГ, площади (групповой).
40. <a id="p100109"></a>Разработка рабочего проекта группы скважин осуществляется при совокупности следующих факторов:
<a id="p100110"></a>назначения скважин;
<a id="p100111"></a>проектные глубины по стволу скважин;
<a id="p100112"></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="p100113"></a>плотность бурового раствора, отличающаяся от предусмотренной в рабочем проекте, в пределах +/- 0,3 г/смЗ;
<a id="p100114"></a>горно-геологические условия проводки;
<a id="p100115"></a>условия природопользования.
41. <a id="p100116"></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="p100117"></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 горногеологических условий. Повторное использование рабочего проекта оформляется протоколом комиссии, создаваемой пользователем недр (заказчиком), и согласовывается с проектной организацией.
43. <a id="p100118"></a>Разрабатываемый рабочий проект должен учитывать опыт буровых работ на скважинах данной и ближайших площадей с аналогичными условиями и обеспечивать возможность бурения последующих скважин.
44. <a id="p100119"></a>Рабочий проект должен содержать следующие данные и решения:
<a id="p100120"></a>географическую и климатическую характеристику района работ;
<a id="p100121"></a>горно-геологические условия бурения;
<a id="p100122"></a>обоснование конструкции скважины, профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин;
<a id="p100123"></a>совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва, ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях;
<a id="p100124"></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="p100125"></a>обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости;
<a id="p100126"></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="p100127"></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="p100128"></a>контроль процесса цементирования и изучения состояния крепи после затвердения тампонажного раствора;
<a id="p100129"></a>объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида;
<a id="p100130"></a>технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого технических устройств;
<a id="p100131"></a>способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований;
<a id="p100132"></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="p100133"></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="p100134"></a>геолого-технический наряд на производство буровых работ;
<a id="p100135"></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="p100136"></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="p100137"></a>объем запаса бурового раствора;
<a id="p100138"></a>мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;
<a id="p100139"></a>комплекс мероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность ОПО ПХГ и включающий устройства противопожарного водопровода в соответствии с реализованными техническими решениями; связи и оповещения; контроля газопаровоздушной среды; автоматизации процесса хранения углеводородов; автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации;
<a id="p100140"></a>методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность, безопасный срок эксплуатации скважин;
<a id="p100141"></a>комплексы методов геофизических исследований скважин в процессе реализации рабочего проекта, соответствующие геолого-техническим условиям ведения работ.


#### <a id="p100142"></a>Требования безопасности при бурении скважин


45. <a id="p100143"></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.
46. <a id="p100144"></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.
47. <a id="p100145"></a>Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводится с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.
48. <a id="p100146"></a>При вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора следует предусматривать мероприятия по предотвращению разрушения околоскважинной зоны пласта и контролю за выносом породы.
49. <a id="p100147"></a>После спуска и цементирования каждой обсадной колонны проводится контроль состояния обсадных труб, цементного камня и положения элементов оснастки соответствующими геолого-технологическими и геофизическими методами.
50. <a id="p100148"></a>Температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на 50 °C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
51. <a id="p100149"></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.
52. <a id="p100150"></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="p100151"></a>Требования безопасности при проведении перфорационных работ на скважинах


53. <a id="p100152"></a>Перфорационные работы на скважинах ПХГ в зависимости от геологических и технологических условий осуществляются в соответствии с техническим проектом.
54. <a id="p100153"></a>Технический проект на производство перфорационных работ при строительстве скважин разрабатывается геофизической организацией и согласовывается с буровой организацией и пользователем недр в части обеспечения сохранности недр, конструкции скважины, характеристик интервала перфорации. При эксплуатации технический проект на производство перфорационных работ разрабатывается геофизической организацией и согласовывается с буровой организацией и пользователем недр в части обеспечения сохранности недр, конструкции скважины, характеристик интервала перфорации.
55. <a id="p100154"></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="p100155"></a>V. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


56. <a id="p100156"></a>Эксплуатация технических устройств должна осуществляться в соответствии с руководствами по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учетом требований руководств изготовителя. Маркировка и техническая документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.
57. <a id="p100157"></a>Сведения о проведенных ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) технических устройств.
58. <a id="p100158"></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).
59. <a id="p100159"></a>Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении экспертизы промышленной безопасности.


#### <a id="p100160"></a>Эксплуатация подземной (пластовой) части подземных хранилищ газа


60. <a id="p100161"></a>Этап создания ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до вывода хранилища на проектные показатели.
61. <a id="p100162"></a>На этапе создания ПХГ производятся:
<a id="p100163"></a>оценка возможности вывода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;
<a id="p100164"></a>развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;
<a id="p100165"></a>уточнение и совершенствование геологической, гидродинамической и технологической моделей ПХГ.
62. <a id="p100166"></a>По результатам опытно-промышленной эксплуатации на основании проведенных наблюдений и исследований выполняется анализ эксплуатации ПХГ, в котором дается заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности вывода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации или вносятся предложения о разработке корректив (дополнений) в технологический проект ПХГ.
63. <a id="p100167"></a>Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с вывода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до принятия решения о консервации (ликвидации) хранилища.
64. <a id="p100168"></a>Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.
65. <a id="p100169"></a>При эксплуатации ПХГ для обеспечения пиковых нагрузок допускается кратковременное превышение до 20% фактического суточного отбора газа над отбором, предусмотренным технологическим проектом, при условии согласования режима с организацией, ведущей авторский надзор.
66. <a id="p100170"></a>Технологический режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:
<a id="p100171"></a>предупреждение преждевременного износа скважинного оборудования, трубопроводов, наземного оборудования вследствие наличия в продукции скважин механических примесей и коррозионно-активных компонентов;
<a id="p100172"></a>предупреждение нарушения герметичности объекта хранения;
<a id="p100173"></a>сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора объекта хранения;
<a id="p100174"></a>предупреждение разрушения пласта-коллектора объекта хранения в околоскважинном пространстве;
<a id="p100175"></a>предупреждение образования гидратов и солей в околоскважинной зоне пласта, колоннах лифтовых труб, трубопроводах, наземном оборудовании.
67. <a id="p100176"></a>Баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера с учетом собственных технических (технологических) нужд и включает:
<a id="p100177"></a>оценку затрат газа на собственные технические (технологические) нужды;
<a id="p100178"></a>расчет объема закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом собственных технических (технологических) нужд;
<a id="p100179"></a>расчет текущего буферного, активного и общего объемов газа ПХГ.
68. <a id="p100180"></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.
69. <a id="p100181"></a>Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ привлекает к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.


#### <a id="p100182"></a>Эксплуатация трубопроводов и трубопроводной арматуры


70. <a id="p100183"></a>К трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются Правила, относятся:
<a id="p100184"></a>трубопроводная обвязка устьев скважин;
<a id="p100185"></a>шлейфы скважин;
<a id="p100186"></a>газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций;
<a id="p100187"></a>газосборные коллекторы;
<a id="p100188"></a>межплощадочные газопроводы-коллекторы;
<a id="p100189"></a>газопроводы топливного, пускового и импульсного газа;
<a id="p100190"></a>газопроводы подключения ОПО ПХГ (от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу);
<a id="p100191"></a>метанолопроводы;
<a id="p100192"></a>трубопроводы системы транспорта попутно-промысловых вод и вод, используемых для собственных производственных и технологических нужд (далее - ППВ);
<a id="p100193"></a>трубопроводы транспортировки абсорбента;
<a id="p100194"></a>газопроводы низкого и среднего давления для котельного оборудования.
71. <a id="p100195"></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.
<a id="p100196"></a>Необходима установка знаков:
<a id="p100197"></a>"Якорь не бросать" - на водных переходах;
<a id="p100198"></a>"Остановка запрещена" - на переходах через автомобильные дороги.
72. <a id="p100199"></a>При надземной прокладке трубопроводов необходимо устанавливать и закреплять опознавательно-предупредительные знаки на опорах трубопровода в доступном и видном месте.
73. <a id="p100200"></a>Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.
74. <a id="p100201"></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".
75. <a id="p100202"></a>На всех участках трубопровода обеспечивается возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
76. <a id="p100203"></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="p100204"></a>осмотры;
<a id="p100205"></a>ревизия (освидетельствование, техническое диагностирование) трубопроводов;
<a id="p100206"></a>испытания на прочность и герметичность;
<a id="p100207"></a>экспертиза промышленной безопасности.
77. <a id="p100208"></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="p100209"></a>Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий в случае визуального обнаружения утечки, падения давления в трубопроводе по показаниям манометров.
<a id="p100210"></a>Результаты осмотров должны фиксироваться в журнале наружного осмотра трубопроводов.
78. <a id="p100211"></a>Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.
79. <a id="p100212"></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.
80. <a id="p100213"></a>Первичная ревизия трубопроводов ОПО ПХГ проводится в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.
81. <a id="p100214"></a>При проведении ревизий трубопроводов ОПО ПХГ необходимо:
<a id="p100215"></a>провести контрольный осмотр трубопровода;
<a id="p100216"></a>выделить участки, работающие в наиболее тяжелых условиях;
<a id="p100217"></a>произвести шурфование;
<a id="p100218"></a>проверить глубину залегания трубопровода;
<a id="p100219"></a>проверить состояние наружной изоляции;
<a id="p100220"></a>провести визуальный осмотр трубопровода и сварных швов на предмет коррозийных повреждений;
<a id="p100221"></a>проверить герметичность запорной арматуры;
<a id="p100222"></a>обследовать переходы через водные преграды, ж/д и автодороги;
<a id="p100223"></a>на переходах через автомобильные и железные дороги проверить состояние защитного футляра и отсутствие электрического контакта трубопровода с защитным футляром.
82. <a id="p100224"></a>На трубопроводах, для которых проектной документацией/документацией предусматривается проведение периодических испытаний на прочность, герметичность, сроки испытаний не должны превышать двойную периодичность ревизий.
83. <a id="p100225"></a>Трубы, трубопроводная арматура (далее - ТПА) и приводы ТПА должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации.
84. <a id="p100226"></a>Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки.
85. <a id="p100227"></a>Эксплуатация ТПА в положениях между "Открыто" и "Закрыто", если такая возможность не предусмотрена изготовителем, не допускается.
86. <a id="p100228"></a>Приводы запорной арматуры оснащаются надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначаются направления "Открыто" и "Закрыто".
87. <a id="p100229"></a>При эксплуатации трубопроводов и ТПА запрещается:
<a id="p100230"></a>производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;
<a id="p100231"></a>соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу рассеивания;
<a id="p100232"></a>использовать ТПА в качестве опор;
<a id="p100233"></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="p100234"></a>стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;
<a id="p100235"></a>дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах, если это не предусмотрено изготовителем.
88. <a id="p100236"></a>Работоспособность ТПА проверяется в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
89. <a id="p100237"></a>Системы телемеханики и резервирования импульсного газа проверяются одновременно с ТПА.
90. <a id="p100238"></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.
91. <a id="p100239"></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="p100240"></a>Эксплуатация площадочных производственных объектов


92. <a id="p100241"></a>Производственные объекты ОПО ПХГ имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняются на видных местах.
93. <a id="p100242"></a>В закрытых помещениях, где возможно образование в воздухе взрывоопасных смесей, необходимо осуществлять автоматический анализ довзрывоопасных концентраций обращающихся взрывоопасных веществ. Сигналы от средств автоматического газового анализа должны передаваться в помещение с круглосуточным пребыванием дежурного персонала.
94. <a id="p100243"></a>Перед пуском оборудования ОПО ПХГ воздух должен быть вытеснен из системы на свечу рассеивания.
95. <a id="p100244"></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.
96. <a id="p100245"></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.
97. <a id="p100246"></a>Техническое обслуживание установки очистки газа должно осуществляться в объеме и с периодичностью, предусмотренной в проектной документации/документации, документации изготовителя, технологическом регламенте на эксплуатацию ОПО ПХГ.
98. <a id="p100247"></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.
99. <a id="p100248"></a>Оборудование установок подготовки газа, газосборных и газораспределительных пунктов должно иметь возможность механического (ручного) регулирования и управления технологическими процессами.
100. <a id="p100249"></a>Использование открытого огня для обогрева оборудования запрещается.
101. <a id="p100250"></a>Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружена утечка, запрещается.
102. <a id="p100251"></a>Запрещается пуск установок при неисправных системах ПАЗ.
103. <a id="p100252"></a>Предупредительная и аварийная сигнализации и ПАЗ на действующих установках должны быть постоянно включены в работу.
<a id="p100253"></a>Порядок отключения устройств автоматики безопасности и блокировок на кратковременный период при ремонте и техническом обслуживании устанавливается в эксплуатационной (проектной) документации.
104. <a id="p100254"></a>Техническое обслуживание и ремонт оборудования автоматизации должны проводиться в соответствии с документацией изготовителя и/или проектной документацией.
105. <a id="p100255"></a>На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерация согласно схеме технологического процесса.
106. <a id="p100256"></a>Во время работы насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.
107. <a id="p100257"></a>Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе запрещается.


#### <a id="p100258"></a>Требования к технологическим регламентам опасных производственных объектов подземных хранилищ газа


108. <a id="p100259"></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.
109. <a id="p100260"></a>Технологический регламент разрабатывается на ОПО ПХГ и содержит требования для обеспечения безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных технологических систем:
<a id="p100261"></a>газосборных и газораспределительных пунктов;
<a id="p100262"></a>установок комплексной подготовки газа;
<a id="p100263"></a>установок низкотемпературной сепарации;
<a id="p100264"></a>установок гликолевой осушки газа;
<a id="p100265"></a>установок регенерации абсорбентов;
<a id="p100266"></a>установок регенерации метанола;
<a id="p100267"></a>компрессорных цехов;
<a id="p100268"></a>иных технологических установок, влияющих на безопасную эксплуатацию ОПО ПХГ.
110. <a id="p100269"></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.
111. <a id="p100270"></a>В состав технологического регламента входят следующие разделы:
<a id="p100271"></a>общая характеристика производственного объекта;
<a id="p100272"></a>характеристика применяемых исходного сырья, материалов, реагентов;
<a id="p100273"></a>описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта;
<a id="p100274"></a>нормы технологического режима;
<a id="p100275"></a>контроль технологического процесса;
<a id="p100276"></a>основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях;
<a id="p100277"></a>безопасная эксплуатация производства;
<a id="p100278"></a>лист регистрации изменений;
<a id="p100279"></a>альбом технологических схем, прилагаемых к технологическому регламенту, включающий технологические схемы, схему подземных коммуникаций и схему инженерных сетей.
<a id="p100280"></a>Содержание разделов технологического регламента должно соответствовать [Приложению N 2](#p100935) к Правилам.
112. <a id="p100281"></a>В действующий технологический регламент могут вноситься изменения, связанные с необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и с разработкой новой технологической схемы.
113. <a id="p100282"></a>Срок действия технологического регламента для ОПО ПХГ составляет 5 лет.
<a id="p100283"></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="p100284"></a>Срок действия изменений соответствует сроку действия технологического регламента. Технологический регламент по окончании срока его действия пересматривается с учетом произошедших изменений.


### <a id="p100285"></a>VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ. ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


114. <a id="p100286"></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.
115. <a id="p100287"></a>При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:
<a id="p100288"></a>объект (объекты) хранения газа и утилизации ППВ;
<a id="p100289"></a>контрольные горизонты;
<a id="p100290"></a>верхняя (подпочвенная) часть разреза в пределах горного отвода;
<a id="p100291"></a>объект размещения ППВ;
<a id="p100292"></a>скважины ОПО ПХГ.
<a id="p100293"></a>При разработке объектного мониторинга учитываются горно-геологические особенности различных участков объекта хранения в целях определения особенностей формирования, состояния и расформирования искусственной газовой залежи.
116. <a id="p100294"></a>В рамках объектного мониторинга ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:
<a id="p100295"></a>объем газа в объекте (объектах) хранения (активный и буферный объем газа (в том числе долгосрочный резерв), остаточные геологические запасы при наличии);
<a id="p100296"></a>объем закачки (отбора) газа;
<a id="p100297"></a>объем попутной пластовой воды, извлекаемой при отборе газа;
<a id="p100298"></a>затраты газа на собственные технические (технологические) нужды;
<a id="p100299"></a>суточная производительность эксплуатационных скважин индивидуально (для вновь проектируемых/реконструируемых ОПО ПХГ) и суточная производительность ОПО ПХГ в целом;
<a id="p100300"></a>газонасыщенный поровый объем объекта (объектов) хранения газа и ОПО ПХГ;
<a id="p100301"></a>компонентный состав закачиваемого и отбираемого газа, точка росы;
<a id="p100302"></a>соответствие качества подготовленного к транспорту газа установленным требованиям;
<a id="p100303"></a>пластовое давление в объекте (объектах) хранения газа;
<a id="p100304"></a>эксплуатационные характеристики скважин (рабочие давления и температура на устье, фактические значения депрессии/репрессии);
<a id="p100305"></a>технологические характеристики (параметры ЗРА, температура и давления в технологической линии "скважина - газосборный пункт - установка подготовки газа (компрессорная станция) - компрессорная станция - газопровод подключения");
<a id="p100306"></a>флюидонасыщение объекта (объектов) хранения газа;
<a id="p100307"></a>положение межфлюидальных контактов объекта (объектов) хранения газа;
<a id="p100308"></a>уровни и давления в контрольных горизонтах;
<a id="p100309"></a>флюидонасыщение контрольных горизонтов;
<a id="p100310"></a>положение контакта ГВК (ГНК) в контрольных горизонтах (при наличии техногенной залежи);
<a id="p100311"></a>газонасыщенный поровый объем контрольных горизонтов (при наличии техногенной залежи);
<a id="p100312"></a>объем отбора газа при разгрузке техногенной залежи (при ее наличии и осуществлении разгрузки);
<a id="p100313"></a>содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;
<a id="p100314"></a>межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;
<a id="p100315"></a>состав газа подпочвенного слоя;
<a id="p100316"></a>поверхностные водо-газопроявления на хранилище;
<a id="p100317"></a>давление нагнетания, объем ППВ и показатели качества, утвержденные проектной документацией на размещение ППВ.
117. <a id="p100318"></a>При эксплуатации ОПО ПХГ должны ежесуточно проводиться замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа. В случае наличия двух и более объектов хранения газа замеры осуществляются по каждому из них.
118. <a id="p100319"></a>Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с объектным мониторингом (ОМ).
119. <a id="p100320"></a>Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется путем замера пластового давления (или пересчета замеренного устьевого давления на пластовое), уровней пластовой воды в контрольных скважинах.
120. <a id="p100321"></a>Если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.
121. <a id="p100322"></a>При эксплуатации скважин должен проводиться контроль технического состояния, который включает:
<a id="p100323"></a>диагностику целостности эксплуатационной колонны и износа обсадных колонн, насосно-компрессорных труб и установленного подземного оборудования геофизическими методами;
<a id="p100324"></a>контроль положения забоя скважин;
<a id="p100325"></a>контроль заколонных перетоков и техногенных скоплений газа геофизическими методами;
<a id="p100326"></a>замер межколонных давлений;
<a id="p100327"></a>диагностирование технического состояния фонтанных арматур и колонных головок;
<a id="p100328"></a>контроль приустьевых участков и околоскважинной территории на предмет наличия флюидопроявлений.
122. <a id="p100329"></a>При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.
123. <a id="p100330"></a>Учет количества извлекаемой попутной пластовой жидкости должен осуществляться как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения газа. Для вновь проектируемых ОПО ПХГ необходимо предусматривать периодический замер количества пластовой жидкости по каждой эксплуатационной скважине отдельно с использованием измерительного сепаратора.
124. <a id="p100331"></a>Закачку ППВ на ОПО ПХГ необходимо осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давлением нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.
125. <a id="p100332"></a>Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и иных показателей.
126. <a id="p100333"></a>Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на газосборных пунктах. Регулирование дебита неполным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается.
127. <a id="p100334"></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.
128. <a id="p100335"></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, а также расход газа стравливаемого из пространств между обсадными колоннами по графику, но не реже одного раза в год.
129. <a id="p100336"></a>Запрещается эксплуатация скважин с межколонным давлением (далее - МКД), имеющих следующие признаки предельных состояний:
<a id="p100337"></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="p100338"></a>присутствие в составе межколонного флюида сероводорода в объеме и при давлении в области сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;
<a id="p100339"></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="p100340"></a>присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;
<a id="p100341"></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="p100342"></a>присутствие заколонных перетоков газа;
<a id="p100343"></a>присутствие негерметичности обсадной эксплуатационной колонны;
<a id="p100344"></a>грифоны вокруг устья скважины.


### <a id="p100345"></a>VII. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


130. <a id="p100346"></a>Консервация ОПО ПХГ или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из ПХГ или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.
131. <a id="p100347"></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.
132. <a id="p100348"></a>Консервация и ликвидация скважин, входящих в состав ОПО ПХГ, осуществляются в соответствии с проектной документацией, разработанной для ПХГ, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин, а в случае отсутствия таких разделов в указанных проектах - в виде отдельной документации.
133. <a id="p100349"></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="p100350"></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 промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
134. <a id="p100351"></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.
135. <a id="p100352"></a>В состав документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ включаются следующие разделы:
<a id="p100353"></a>мероприятия по максимально возможному отбору газа из объекта хранения с обеспечением требований безопасности населения, охраны недр и окружающей среды;
<a id="p100354"></a>общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин, вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);
<a id="p100355"></a>решения о целесообразности использования ПХГ для иных целей;
<a id="p100356"></a>способы консервации (ликвидации) ОПО ПХГ и его частей;
<a id="p100357"></a>порядок и график проведения работ;
<a id="p100358"></a>мероприятия по безопасности жизни и здоровья населения;
<a id="p100359"></a>мероприятия по охране недр;
<a id="p100360"></a>мероприятия по охране окружающей среды;
<a id="p100361"></a>мероприятия по охране зданий и сооружений;
<a id="p100362"></a>мероприятия по рекультивации нарушенных земель;
<a id="p100363"></a>мероприятия по предотвращению загрязнения питьевых водоносных горизонтов;
<a id="p100364"></a>мероприятия по контролю за состоянием недр.
136. <a id="p100365"></a>В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.
137. <a id="p100366"></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.
138. <a id="p100367"></a>Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с лицензиями на пользование недрами.
139. <a id="p100368"></a>Акт о ликвидации (консервации) скважины (рекомендуемый образец приведен в [Приложении N 3](#p101140) к Правилам) совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр, а также акты (в зимний период - графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земель и акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в территориальный орган Ростехнадзора для их учета.
140. <a id="p100369"></a>Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.
141. <a id="p100370"></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.
142. <a id="p100371"></a>Восстановление ранее ликвидированных скважин производится в соответствии с проектной документацией/документацией.
143. <a id="p100372"></a>Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производятся согласно Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию.
144. <a id="p100373"></a>При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или уполномоченным им представителем.
145. <a id="p100374"></a>Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.
146. <a id="p100375"></a>В связи с цикличностью (закачка 6 месяцев + отбор 6 месяцев) эксплуатации ОПО ПХГ временная приостановка работы скважин ОПО ПХГ может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.
147. <a id="p100376"></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.
148. <a id="p100377"></a>Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр по согласованию с противофонтанной службой, но не реже одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты) и одного раза в 3 месяца (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах в произвольной форме.
149. <a id="p100378"></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 Правилами.
150. <a id="p100379"></a>Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
151. <a id="p100380"></a>Консервация скважин в процессе бурения оформляется актом, согласованным пользователем недр и противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
152. <a id="p100381"></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.
153. <a id="p100382"></a>Акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора.


### <a id="p100383"></a>VIII. ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА


154. <a id="p100384"></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.
155. <a id="p100385"></a>Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.
156. <a id="p100386"></a>Основная задача анализа риска заключается в предоставлении должностным лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, участках шлейфов скважин.
157. <a id="p100387"></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.
158. <a id="p100388"></a>При проведении анализа риска учитывают:
<a id="p100389"></a>стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);
<a id="p100390"></a>возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений;
<a id="p100391"></a>систему противоаварийной защиты, в том числе параметры обнаружения утечек газа, запорной арматуры, отсекающих устройств;
<a id="p100392"></a>взрывоустойчивость зданий, в которых присутствуют люди, при аварийных взрывах;
<a id="p100393"></a>внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, растепление скважин, обледенение, иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);
<a id="p100394"></a>поражающие факторы аварий (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);
<a id="p100395"></a>влияние последствий аварий и инцидентов на соседние производственные объекты, населенные пункты, транспортные пути, водозаборные сооружения, заповедники и иные экологически уязвимые объекты;
<a id="p100396"></a>современный опыт обеспечения безопасности ПХГ.
159. <a id="p100397"></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.
160. <a id="p100398"></a>При количественном анализе риска (количественной оценке риска) аварий на ОПО ПХГ проводятся следующие процедуры:
<a id="p100399"></a>идентификация опасностей, которые могут привести к инцидентам и авариям;
<a id="p100400"></a>определение вероятностей (частот) возникновения аварий;
<a id="p100401"></a>построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;
<a id="p100402"></a>оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии и создании поражающих факторов;
<a id="p100403"></a>расчет зон действия поражающих факторов;
<a id="p100404"></a>оценка последствий аварий;
<a id="p100405"></a>расчет показателей риска аварий;
<a id="p100406"></a>определение наиболее опасных составных элементов ОПО по возможным последствиям и показателям риска.
<a id="p100407"></a>Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.
161. <a id="p100408"></a>В сценариях развития аварий и оценке последствий аварий учитываются возможности возникновения следующих явлений, связанных с выбросом опасных веществ на ОПО:
<a id="p100409"></a>истечение опасных веществ при фонтанировании скважин;
<a id="p100410"></a>пролив (разлив) жидкости;
<a id="p100411"></a>испарение пролива жидкости;
<a id="p100412"></a>пожар пролива;
<a id="p100413"></a>разрыв оборудования, трубопроводов с образованием воздушной волны сжатия (ударной волны) и осколков;
<a id="p100414"></a>дрейф облака топливно-воздушных смесей (далее - ТВС);
<a id="p100415"></a>распространение токсического облака;
<a id="p100416"></a>пожар-вспышка;
<a id="p100417"></a>вскипание и выброс горящей жидкости из резервуара при пожаре;
<a id="p100418"></a>струйное горение (факел);
<a id="p100419"></a>взрыв облака ТВС как в замкнутом помещении, так и на открытом или частично загроможденном пространстве;
<a id="p100420"></a>взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости;
<a id="p100421"></a>диффузионное горение облака ТВС (огненный шар);
<a id="p100422"></a>пожар в производственных помещениях вследствие утечки горючих веществ.
162. <a id="p100423"></a>При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные правовые акты в области промышленной безопасности. В целях применения иных документов, методов расчета и компьютерных программ, в том числе зарубежных, следует указать организацию, разработавшую их, принятые модели расчета, значения основных исходных данных, литературные ссылки на используемые материалы, в том числе сведения о верификации (сертификации) компьютерных программ, сравнении с другими моделями и фактическими данными по расследованию аварий и экспериментам, данные о практическом использовании методик и компьютерных программ для аналогичных объектов.
163. <a id="p100424"></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 из условия непревышения нормативных значений пожарного риска.
164. <a id="p100425"></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.
165. <a id="p100426"></a>В отчет по количественной оценке риска аварий следует включать (если иное не определено нормативными правовыми актами):
<a id="p100427"></a>титульный лист;
<a id="p100428"></a>список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций;
<a id="p100429"></a>аннотацию;
<a id="p100430"></a>содержание (оглавление);
<a id="p100431"></a>цели и задачи проведенного анализа риска аварий;
<a id="p100432"></a>описание анализируемого ОПО и (или) его составных частей;
<a id="p100433"></a>описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения, исходные предположения и ограничения;
<a id="p100434"></a>исходные данные и их источники, в том числе данные по аварийности и надежности оборудования;
<a id="p100435"></a>результаты идентификации опасности аварий;
<a id="p100436"></a>результаты оценки риска аварий;
<a id="p100437"></a>анализ неопределенностей результатов оценки риска аварий;
<a id="p100438"></a>обобщение оценок риска аварий, в том числе с указанием степени опасности аварий на ОПО и (или) составляющих ОПО (при необходимости);
<a id="p100439"></a>рекомендации по снижению риска аварий;
<a id="p100440"></a>заключение;
<a id="p100441"></a>перечень используемых источников информации.





<a id="p100442"></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 9 декабря 2020 г. N 511

<div align="center">

<a id="p100443"></a>**НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ**<br>
**МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА**<br>
**ОПО ПХГ, М**

</div>



<table>
<colgroup><col width="21%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="3%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100444"></a>Здания и сооружения</td><td colspan="21"><a id="p100445"></a>Номер сооружения в графе "Здания и сооружения"</td></tr>
<tr><td><a id="p100446"></a>1</td><td><a id="p100447"></a>2</td><td><a id="p100448"></a>3</td><td><a id="p100449"></a>4</td><td><a id="p100450"></a>5</td><td><a id="p100451"></a>6</td><td><a id="p100452"></a>7</td><td><a id="p100453"></a>8</td><td><a id="p100454"></a>9</td><td><a id="p100455"></a>10</td><td><a id="p100456"></a>11</td><td><a id="p100457"></a>12</td><td><a id="p100458"></a>13</td><td><a id="p100459"></a>14</td><td><a id="p100460"></a>15</td><td><a id="p100461"></a>16</td><td><a id="p100462"></a>17</td><td><a id="p100463"></a>18</td><td><a id="p100464"></a>19</td><td><a id="p100465"></a>20</td><td><a id="p100466"></a>21</td></tr>
<tr><td><a id="p100467"></a>1. Устья эксплуатационных скважин</td><td><a id="p100468"></a>5</td><td><a id="p100469"></a>5</td><td><a id="p100470"></a>9</td><td><a id="p100471"></a>30</td><td><a id="p100472"></a>39</td><td><a id="p100473"></a>39</td><td><a id="p100474"></a>100</td><td><a id="p100475"></a>30</td><td><a id="p100476"></a>39</td><td><a id="p100477"></a>39</td><td><a id="p100478"></a>9</td><td><a id="p100479"></a>9</td><td><a id="p100480"></a>9</td><td><a id="p100481"></a>15</td><td><a id="p100482"></a>30</td><td><a id="p100483"></a>25/12</td><td><a id="p100484"></a>24</td><td><a id="p100485"></a>30</td><td><a id="p100486"></a>39</td><td><a id="p100487"></a>-</td><td><a id="p100488"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100489"></a>2. Устья специальных скважин</td><td><a id="p100490"></a>5</td><td><a id="p100491"></a>6</td><td><a id="p100492"></a>9</td><td><a id="p100493"></a>15</td><td><a id="p100494"></a>24</td><td><a id="p100495"></a>24</td><td><a id="p100496"></a>100</td><td><a id="p100497"></a>30</td><td><a id="p100498"></a>24</td><td><a id="p100499"></a>24</td><td><a id="p100500"></a>9</td><td><a id="p100501"></a>9</td><td><a id="p100502"></a>9</td><td><a id="p100503"></a>15</td><td><a id="p100504"></a>15</td><td><a id="p100505"></a>25/12</td><td><a id="p100506"></a>24</td><td><a id="p100507"></a>30</td><td><a id="p100508"></a>39</td><td><a id="p100509"></a>-</td><td><a id="p100510"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100511"></a>3. Замерные и сепарационные установки</td><td><a id="p100512"></a>9</td><td><a id="p100513"></a>9</td><td><a id="p100514"></a>+</td><td><a id="p100515"></a>+</td><td><a id="p100516"></a>15</td><td><a id="p100517"></a>+</td><td><a id="p100518"></a>60</td><td><a id="p100519"></a>30</td><td><a id="p100520"></a>9</td><td><a id="p100521"></a>9</td><td><a id="p100522"></a>9</td><td><a id="p100523"></a>9</td><td><a id="p100524"></a>+</td><td><a id="p100525"></a>9</td><td><a id="p100526"></a>15</td><td><a id="p100527"></a>25/12</td><td><a id="p100528"></a>++</td><td><a id="p100529"></a>18</td><td><a id="p100530"></a>39</td><td><a id="p100531"></a>9</td><td><a id="p100532"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100533"></a>4. Насосные станции (технологические площадки)</td><td><a id="p100534"></a>30</td><td><a id="p100535"></a>15</td><td><a id="p100536"></a>+</td><td><a id="p100537"></a>+</td><td><a id="p100538"></a>15</td><td><a id="p100539"></a>+</td><td><a id="p100540"></a>60</td><td><a id="p100541"></a>30</td><td><a id="p100542"></a>+</td><td><a id="p100543"></a>+</td><td><a id="p100544"></a>9</td><td><a id="p100545"></a>9</td><td><a id="p100546"></a>+</td><td><a id="p100547"></a>9</td><td><a id="p100548"></a>15</td><td><a id="p100549"></a>++</td><td><a id="p100550"></a>++</td><td><a id="p100551"></a>18</td><td><a id="p100552"></a>39</td><td><a id="p100553"></a>30</td><td><a id="p100554"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100555"></a>5. Аварийные резервуары НС</td><td><a id="p100556"></a>39</td><td><a id="p100557"></a>24</td><td><a id="p100558"></a>15</td><td><a id="p100559"></a>15</td><td><a id="p100560"></a>+</td><td><a id="p100561"></a>15</td><td><a id="p100562"></a>100</td><td><a id="p100563"></a>15</td><td><a id="p100564"></a>15</td><td><a id="p100565"></a>15</td><td><a id="p100566"></a>15</td><td><a id="p100567"></a>+</td><td><a id="p100568"></a>12</td><td><a id="p100569"></a>30</td><td><a id="p100570"></a>30</td><td><a id="p100571"></a>++</td><td><a id="p100572"></a>++</td><td><a id="p100573"></a>39</td><td><a id="p100574"></a>39</td><td><a id="p100575"></a>39</td><td><a id="p100576"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100577"></a>6. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ)</td><td><a id="p100578"></a>39</td><td><a id="p100579"></a>24</td><td><a id="p100580"></a>+</td><td><a id="p100581"></a>+</td><td><a id="p100582"></a>15</td><td><a id="p100583"></a>+</td><td><a id="p100584"></a>60</td><td><a id="p100585"></a>30</td><td><a id="p100586"></a>+</td><td><a id="p100587"></a>+</td><td><a id="p100588"></a>9</td><td><a id="p100589"></a>9</td><td><a id="p100590"></a>+</td><td><a id="p100591"></a>9</td><td><a id="p100592"></a>15</td><td><a id="p100593"></a>++</td><td><a id="p100594"></a>++</td><td><a id="p100595"></a>18</td><td><a id="p100596"></a>39</td><td><a id="p100597"></a>39</td><td><a id="p100598"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100599"></a>7. Факелы аварийного сжигания</td><td><a id="p100600"></a>100</td><td><a id="p100601"></a>100</td><td><a id="p100602"></a>60</td><td><a id="p100603"></a>60</td><td><a id="p100604"></a>100</td><td><a id="p100605"></a>60</td><td><a id="p100606"></a>hфак</td><td><a id="p100607"></a>hфак</td><td><a id="p100608"></a>100</td><td><a id="p100609"></a>100</td><td><a id="p100610"></a>60</td><td><a id="p100611"></a>60</td><td><a id="p100612"></a>60</td><td><a id="p100613"></a>60</td><td><a id="p100614"></a>100</td><td><a id="p100615"></a>60</td><td><a id="p100616"></a>60</td><td><a id="p100617"></a>60</td><td><a id="p100618"></a>100</td><td><a id="p100619"></a>100</td><td><a id="p100620"></a>60</td></tr>
<tr><td><a id="p100621"></a>8. Свечи для сброса газа</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>15</td><td><a id="p100627"></a>30</td><td><a id="p100628"></a>hфак</td><td><a id="p100629"></a>+</td><td><a id="p100630"></a>30</td><td><a id="p100631"></a>30</td><td><a id="p100632"></a>30</td><td><a id="p100633"></a>30</td><td><a id="p100634"></a>30</td><td><a id="p100635"></a>30</td><td><a id="p100636"></a>30</td><td><a id="p100637"></a>60</td><td><a id="p100638"></a>60</td><td><a id="p100639"></a>60</td><td><a id="p100640"></a>100</td><td><a id="p100641"></a>30</td><td><a id="p100642"></a>60</td></tr>
<tr><td><a id="p100643"></a>9. Компрессорные станции</td><td><a id="p100644"></a>39</td><td><a id="p100645"></a>24</td><td><a id="p100646"></a>9</td><td><a id="p100647"></a>+</td><td><a id="p100648"></a>15</td><td><a id="p100649"></a>+</td><td><a id="p100650"></a>100</td><td><a id="p100651"></a>30</td><td><a id="p100652"></a>+</td><td><a id="p100653"></a>9</td><td><a id="p100654"></a>9</td><td><a id="p100655"></a>9</td><td><a id="p100656"></a>9</td><td><a id="p100657"></a>9</td><td><a id="p100658"></a>15</td><td><a id="p100659"></a>++</td><td><a id="p100660"></a>++</td><td><a id="p100661"></a>30</td><td><a id="p100662"></a>30</td><td><a id="p100663"></a>39</td><td><a id="p100664"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100665"></a>10. Установки подготовки газа (УПГ), цеха подготовки газа, конденсата</td><td><a id="p100666"></a>39</td><td><a id="p100667"></a>24</td><td><a id="p100668"></a>9</td><td><a id="p100669"></a>+</td><td><a id="p100670"></a>15</td><td><a id="p100671"></a>+</td><td><a id="p100672"></a>100</td><td><a id="p100673"></a>30</td><td><a id="p100674"></a>9</td><td><a id="p100675"></a>+</td><td><a id="p100676"></a>9</td><td><a id="p100677"></a>9</td><td><a id="p100678"></a>+</td><td><a id="p100679"></a>9</td><td><a id="p100680"></a>15</td><td><a id="p100681"></a>++</td><td><a id="p100682"></a>++</td><td><a id="p100683"></a>30</td><td><a id="p100684"></a>30</td><td><a id="p100685"></a>39</td><td><a id="p100686"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100687"></a>11. Газораспределительные, газосборные пункты, узлы учета газа, управления арматурой, арматурные блоки обвязки скважин</td><td><a id="p100688"></a>9</td><td><a id="p100689"></a>9</td><td><a id="p100690"></a>+</td><td><a id="p100691"></a>+</td><td><a id="p100692"></a>15</td><td><a id="p100693"></a>+</td><td><a id="p100694"></a>60</td><td><a id="p100695"></a>30</td><td><a id="p100696"></a>+</td><td><a id="p100697"></a>+</td><td><a id="p100698"></a>9</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>15</td><td><a id="p100703"></a>++</td><td><a id="p100704"></a>++</td><td><a id="p100705"></a>18</td><td><a id="p100706"></a>30</td><td><a id="p100707"></a>9</td><td><a id="p100708"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100709"></a>12. Дренажные, канализационные емкости</td><td><a id="p100710"></a>9</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>+</td><td><a id="p100715"></a>9</td><td><a id="p100716"></a>60</td><td><a id="p100717"></a>30</td><td><a id="p100718"></a>9</td><td><a id="p100719"></a>9</td><td><a id="p100720"></a>9</td><td><a id="p100721"></a>+</td><td><a id="p100722"></a>9</td><td><a id="p100723"></a>9</td><td><a id="p100724"></a>9</td><td><a id="p100725"></a>9</td><td><a id="p100726"></a>9</td><td><a id="p100727"></a>9</td><td><a id="p100728"></a>30</td><td><a id="p100729"></a>9</td><td><a id="p100730"></a>9</td></tr>
<tr><td><a id="p100731"></a>13. Блоки для закачки химреагентов, ингибиторов коррозии и метанола</td><td><a id="p100732"></a>9</td><td><a id="p100733"></a>9</td><td><a id="p100734"></a>+</td><td><a id="p100735"></a>+</td><td><a id="p100736"></a>12</td><td><a id="p100737"></a>+</td><td><a id="p100738"></a>60</td><td><a id="p100739"></a>30</td><td><a id="p100740"></a>9</td><td><a id="p100741"></a>+</td><td><a id="p100742"></a>9</td><td><a id="p100743"></a>9</td><td><a id="p100744"></a>+</td><td><a id="p100745"></a>9</td><td><a id="p100746"></a>15</td><td><a id="p100747"></a>++</td><td><a id="p100748"></a>++</td><td><a id="p100749"></a>18</td><td><a id="p100750"></a>30</td><td><a id="p100751"></a>9</td><td><a id="p100752"></a>+</td></tr>
<tr><td><a id="p100753"></a>14. Компрессорные воздуха</td><td><a id="p100754"></a>15</td><td><a id="p100755"></a>15</td><td><a id="p100756"></a>9</td><td><a id="p100757"></a>9</td><td><a id="p100758"></a>30</td><td><a id="p100759"></a>9</td><td><a id="p100760"></a>60</td><td><a id="p100761"></a>30</td><td><a id="p100762"></a>9</td><td><a id="p100763"></a>9</td><td><a id="p100764"></a>9</td><td><a id="p100765"></a>9</td><td><a id="p100766"></a>9</td><td><a id="p100767"></a>+</td><td><a id="p100768"></a>+</td><td><a id="p100769"></a>9</td><td><a id="p100770"></a>9</td><td><a id="p100771"></a>9</td><td><a id="p100772"></a>9</td><td><a id="p100773"></a>16</td><td><a id="p100774"></a>9</td></tr>
<tr><td><a id="p100775"></a>15. Аппараты воздушного охлаждения</td><td><a id="p100776"></a>30</td><td><a id="p100777"></a>15</td><td><a id="p100778"></a>15</td><td><a id="p100779"></a>15</td><td><a id="p100780"></a>30</td><td><a id="p100781"></a>15</td><td><a id="p100782"></a>100</td><td><a id="p100783"></a>30</td><td><a id="p100784"></a>15</td><td><a id="p100785"></a>15</td><td><a id="p100786"></a>15</td><td><a id="p100787"></a>9</td><td><a id="p100788"></a>15</td><td><a id="p100789"></a>+</td><td><a id="p100790"></a>+</td><td><a id="p100791"></a>9</td><td><a id="p100792"></a>9</td><td><a id="p100793"></a>9</td><td><a id="p100794"></a>9</td><td><a id="p100795"></a>30</td><td><a id="p100796"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100797"></a>16. Трансформаторные подстанции (ТП) напряжением до 10 кВ/ распределительные устройства (РУ) (открытые, закрытые)</td><td><a id="p100798"></a>25/12</td><td><a id="p100799"></a>25/12</td><td><a id="p100800"></a>25/12</td><td><a id="p100801"></a>++</td><td><a id="p100802"></a>++</td><td><a id="p100803"></a>++</td><td><a id="p100804"></a>60</td><td><a id="p100805"></a>60</td><td><a id="p100806"></a>++</td><td><a id="p100807"></a>++</td><td><a id="p100808"></a>++</td><td><a id="p100809"></a>9</td><td><a id="p100810"></a>++</td><td><a id="p100811"></a>9</td><td><a id="p100812"></a>9</td><td><a id="p100813"></a>+</td><td><a id="p100814"></a>+</td><td><a id="p100815"></a>++</td><td><a id="p100816"></a>++</td><td><a id="p100817"></a>++</td><td><a id="p100818"></a>++</td></tr>
<tr><td><a id="p100819"></a>17. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления</td><td><a id="p100820"></a>24</td><td><a id="p100821"></a>24</td><td><a id="p100822"></a>++</td><td><a id="p100823"></a>++</td><td><a id="p100824"></a>++</td><td><a id="p100825"></a>++</td><td><a id="p100826"></a>60</td><td><a id="p100827"></a>60</td><td><a id="p100828"></a>++</td><td><a id="p100829"></a>++</td><td><a id="p100830"></a>++</td><td><a id="p100831"></a>9</td><td><a id="p100832"></a>++</td><td><a id="p100833"></a>9</td><td><a id="p100834"></a>9</td><td><a id="p100835"></a>+</td><td><a id="p100836"></a>+</td><td><a id="p100837"></a>++</td><td><a id="p100838"></a>++</td><td><a id="p100839"></a>24</td><td><a id="p100840"></a>++</td></tr>
<tr><td><a id="p100841"></a>18. Вагон для обогрева персонала</td><td><a id="p100842"></a>30</td><td><a id="p100843"></a>30</td><td><a id="p100844"></a>18</td><td><a id="p100845"></a>18</td><td><a id="p100846"></a>39</td><td><a id="p100847"></a>18</td><td><a id="p100848"></a>60</td><td><a id="p100849"></a>60</td><td><a id="p100850"></a>30</td><td><a id="p100851"></a>30</td><td><a id="p100852"></a>9</td><td><a id="p100853"></a>9</td><td><a id="p100854"></a>18</td><td><a id="p100855"></a>9</td><td><a id="p100856"></a>9</td><td><a id="p100857"></a>++</td><td><a id="p100858"></a>++</td><td><a id="p100859"></a>+</td><td><a id="p100860"></a>++</td><td><a id="p100861"></a>30</td><td><a id="p100862"></a>18</td></tr>
<tr><td><a id="p100863"></a>19. Вспомогательные здания (производственно-бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)</td><td><a id="p100864"></a>39</td><td><a id="p100865"></a>39</td><td><a id="p100866"></a>39</td><td><a id="p100867"></a>39</td><td><a id="p100868"></a>39</td><td><a id="p100869"></a>39</td><td><a id="p100870"></a>100</td><td><a id="p100871"></a>100</td><td><a id="p100872"></a>30</td><td><a id="p100873"></a>30</td><td><a id="p100874"></a>30</td><td><a id="p100875"></a>30</td><td><a id="p100876"></a>30</td><td><a id="p100877"></a>9</td><td><a id="p100878"></a>9</td><td><a id="p100879"></a>++</td><td><a id="p100880"></a>++</td><td><a id="p100881"></a>++</td><td><a id="p100882"></a>++</td><td><a id="p100883"></a>39</td><td><a id="p100884"></a>39</td></tr>
<tr><td><a id="p100885"></a>20. Технологические емкости ЛВЖ, ГЖ (под давлением, без давления), концевые сепарационные установки</td><td><a id="p100886"></a>30</td><td><a id="p100887"></a>15</td><td><a id="p100888"></a>+</td><td><a id="p100889"></a>+</td><td><a id="p100890"></a>15</td><td><a id="p100891"></a>+</td><td><a id="p100892"></a>60</td><td><a id="p100893"></a>60</td><td><a id="p100894"></a>+</td><td><a id="p100895"></a>+</td><td><a id="p100896"></a>9</td><td><a id="p100897"></a>9</td><td><a id="p100898"></a>+</td><td><a id="p100899"></a>9</td><td><a id="p100900"></a>15</td><td><a id="p100901"></a>++</td><td><a id="p100902"></a>++</td><td><a id="p100903"></a>18</td><td><a id="p100904"></a>39</td><td><a id="p100905"></a>30</td><td><a id="p100906"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100907"></a>21. Насосная станция ЛВЖ, ГЖ</td><td><a id="p100908"></a>30</td><td><a id="p100909"></a>15</td><td><a id="p100910"></a>+</td><td><a id="p100911"></a>+</td><td><a id="p100912"></a>15</td><td><a id="p100913"></a>+</td><td><a id="p100914"></a>60</td><td><a id="p100915"></a>60</td><td><a id="p100916"></a>+</td><td><a id="p100917"></a>+</td><td><a id="p100918"></a>9</td><td><a id="p100919"></a>9</td><td><a id="p100920"></a>+</td><td><a id="p100921"></a>9</td><td><a id="p100922"></a>15</td><td><a id="p100923"></a>++</td><td><a id="p100924"></a>++</td><td><a id="p100925"></a>18</td><td><a id="p100926"></a>39</td><td><a id="p100927"></a>-</td><td><a id="p100928"></a>9</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p100929"></a>+ расстояния не нормируются;<br>
<a id="p100930"></a>++ расстояния определяются проектной документацией.

<a id="p100931"></a>Примечание:<br>
1. <a id="p100932"></a>В [графе 16](#p100461) расстояния, указанные дробью: в числителе - до открытых ТП и РУ, в знаменателе - до закрытых ТП и РУ.<br>
2. <a id="p100933"></a>hфак. - высота факельного ствола.

</div>






<div align="center">

<a id="p100934"></a>Приложение N 2<br>
к федеральным нормам и правилам<br>
в области промышленной безопасности<br>
"Правила безопасности опасных<br>
производственных объектов подземных<br>
хранилищ газа", утвержденным приказом<br>
Федеральной службы по экологическому,<br>
технологическому и атомному надзору<br>
от 9 декабря 2020 г. N 511

<a id="p100935"></a>СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

1. <a id="p100936"></a>Общая характеристика производственного объекта включает:<br>
<a id="p100937"></a>полное наименование производственного объекта, его назначение, год ввода в действие;

</div>

<a id="p100938"></a>наименования научно-исследовательских и проектных организаций, разработавших технологический процесс и выполнявших проект;
<a id="p100939"></a>количество технологических линий (потоков) и их назначение.
2. <a id="p100940"></a>Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции включает:
<a id="p100941"></a>техническое наименование продуктов, качество в соответствии с нормативной технической документацией, область применения;
<a id="p100942"></a>свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и токсичности приводятся в [п. 7](#p101017) настоящего приложения.
<a id="p100943"></a>*3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта включает:*
<a id="p100944"></a>*описание технологического процесса в строгом соответствии со схемой технологического процесса, являющейся графическим приложением к ТР;*
<a id="p100945"></a>*описание технологической схемы приводится по стадиям технологического процесса, начиная с поступления сырья, с указанием основных технологических параметров процесса (температуры, давления, расхода основного оборудования, участвующего в процессе и включенного в состав технологической схемы). По ходу описания схемы указываются основные схемы автоматизации и блокировки.*
<a id="p100946"></a>*4. Нормы технологического режима включают:*
<a id="p100947"></a>нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся по форме таблицы N 1 настоящего приложения.


#### <a id="p100948"></a>Таблица N 1



| <a id="p100949"></a>Нормы технологического режима п/п | <a id="p100950"></a>Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима | <a id="p100951"></a>Номер позиции прибора на схеме | <a id="p100952"></a>Единица измерения | <a id="p100953"></a>Допускаемые пределы технологических параметров | <a id="p100954"></a>Требуемый класс точности измерительных приборов | <a id="p100955"></a>Примечание |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100956"></a>1 | <a id="p100957"></a>2 | <a id="p100958"></a>3 | <a id="p100959"></a>4 | <a id="p100960"></a>5 | <a id="p100961"></a>6 | <a id="p100962"></a>7 |


<a id="p100963"></a>В [графе](#p100950) таблицы N 1 настоящего приложения "Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима" указываются на различных стадиях процесса в аппаратах (отстойниках, электродегидраторах, колоннах, печах, реакторах, теплообменной и другой аппаратуре) регламентируемые показатели режима: температура, давление, расход, время операций, количество загружаемых или подаваемых компонентов и другие показатели, влияющие на безопасную эксплуатацию и качество продукции;
<a id="p100964"></a>при маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны соответствовать номерам позиций на технологической схеме;
<a id="p100965"></a>единицы измерения приводятся в действующей системе СИ.
<a id="p100966"></a>Все показатели режима, в том числе расход, давление, температура, указываются с возможными допусками или интервалами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию и получение готовой продукции заданного качества. Разрешается ограничение верхних или нижних предельных значений. Например: "вакуум, не менее...", "температура, не более...".
5. <a id="p100967"></a>Контроль технологического процесса включает:
<a id="p100968"></a>аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического процесса излагается по форме таблицы N 2 настоящего приложения.

<a id="p100969"></a>Таблица N 2

<div align="center">

<a id="p100970"></a>Аналитический контроль технологического процесса

</div>



| <a id="p100971"></a>N п/п | <a id="p100972"></a>Наименование стадий процесса, анализируемый продукт | <a id="p100973"></a>Место отбора пробы (место установки средств измерений) | <a id="p100974"></a>Контролируемые показатели | <a id="p100975"></a>Методы контроля | <a id="p100976"></a>Норма | <a id="p100977"></a>Частота контроля |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100978"></a>1 | <a id="p100979"></a>2 | <a id="p100980"></a>3 | <a id="p100981"></a>4 | <a id="p100982"></a>5 | <a id="p100983"></a>6 | <a id="p100984"></a>7 |


<a id="p100985"></a>В начале таблицы указываются нормы лабораторного контроля, а затем автоматического;
<a id="p100986"></a>если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию металла, указываются допустимые содержания этих компонентов и методы их контроля;
<a id="p100987"></a>контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, если они имеются, приводится в виде перечня по форме таблицы N 3 настоящего приложения.

<div align="center">

<a id="p100988"></a>Таблица N 3

<a id="p100989"></a>Перечень блокировок и сигнализации

</div>



<table>
<colgroup><col width="5%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100990"></a>N п/п</td><td rowspan="2"><a id="p100991"></a>Наименование параметра</td><td rowspan="2"><a id="p100992"></a>Наименование оборудования</td><td colspan="2"><a id="p100993"></a>Величина устанавливаемого предела значения параметра</td><td colspan="2"><a id="p100994"></a>Блокировка</td><td colspan="2"><a id="p100995"></a>Сигнализация</td><td rowspan="2"><a id="p100996"></a>Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию</td></tr>
<tr><td><a id="p100997"></a>минимальная</td><td><a id="p100998"></a>максимальная</td><td><a id="p100999"></a>минимальная</td><td><a id="p101000"></a>максимальная</td><td><a id="p101001"></a>минимальная</td><td><a id="p101002"></a>максимальная</td></tr>
<tr><td><a id="p101003"></a>1</td><td><a id="p101004"></a>2</td><td><a id="p101005"></a>3</td><td><a id="p101006"></a>4</td><td><a id="p101007"></a>5</td><td><a id="p101008"></a>6</td><td><a id="p101009"></a>7</td><td><a id="p101010"></a>8</td><td><a id="p101011"></a>9</td><td><a id="p101012"></a>10</td></tr>
</table>


<div align="center">

6. <a id="p101013"></a>Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях включают:<br>
<a id="p101014"></a>взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом и другими материалами и ресурсами;<br>
<a id="p101015"></a>особенности пуска и остановки в зимнее время;<br>
<a id="p101016"></a>описание пуска и остановки взрывопожароопасных производств, изложить последовательность пуска и остановки, соблюдение требуемого режима выполнения работ с указанием последствий их нарушения.<br>
7. <a id="p101017"></a>Безопасная эксплуатация производства включает:<br>
<a id="p101018"></a>данные об имеющихся производственных опасностях, которые могут привести к взрыву, отравлению, а также комплекс технических, технологических и организационных мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимально санитарно-гигиенические условия труда работающих;<br>
<a id="p101019"></a>взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ, которые приводятся по форме таблицы N 4 настоящего приложения.

<a id="p101020"></a>Таблица N 4

<a id="p101021"></a>Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья,<br>
полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

</div>



<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="13%"><col width="9%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="13%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101022"></a>N п/п</td><td rowspan="2"><a id="p101023"></a>Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства</td><td rowspan="2"><a id="p101024"></a>Агрегатное состояние</td><td rowspan="2"><a id="p101025"></a>Класс опасности</td><td colspan="3"><a id="p101026"></a>Температура, °C</td><td colspan="2"><a id="p101027"></a>Концентрационные пределы распространения пламени</td><td rowspan="2"><a id="p101028"></a>Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)</td><td rowspan="2"><a id="p101029"></a>Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений</td></tr>
<tr><td><a id="p101030"></a>вспышки</td><td><a id="p101031"></a>воспламенения</td><td><a id="p101032"></a>самовоспламенения</td><td><a id="p101033"></a>нижний предел</td><td><a id="p101034"></a>верхний предел</td></tr>
<tr><td><a id="p101035"></a>1</td><td><a id="p101036"></a>2</td><td><a id="p101037"></a>3</td><td><a id="p101038"></a>4</td><td><a id="p101039"></a>5</td><td><a id="p101040"></a>6</td><td><a id="p101041"></a>7</td><td><a id="p101042"></a>8</td><td><a id="p101043"></a>9</td><td><a id="p101044"></a>10</td><td><a id="p101045"></a>11</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101046"></a>При необходимости, установленной эксплуатирующей организацией, классификация технологических блоков по взрывоопасности осуществляется в соответствии с требованиями ФНП, устанавливающими требования взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, и приводится по форме таблицы N 5 настоящего приложения.

<a id="p101047"></a>Таблица N 5

<a id="p101048"></a>Классификация технологических блоков по взрывоопасности

</div>



| <a id="p101049"></a>N п/п | <a id="p101050"></a>Номер блока | <a id="p101051"></a>Номера позиций аппаратуры, оборудования по технологической схеме, составляющие технологического блока | <a id="p101052"></a>Относительный энергетический потенциал технологического блока | <a id="p101053"></a>Категория взрывоопасности | <a id="p101054"></a>Классы зон по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101055"></a>1 | <a id="p101056"></a>2 | <a id="p101057"></a>3 | <a id="p101058"></a>4 | <a id="p101059"></a>5 | <a id="p101060"></a>6 |


<div align="center">

<a id="p101061"></a>Для технологических систем указываются категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения, а также энергетическое обеспечение систем контроля, управления и противоаварийной защиты;<br>
8. <a id="p101062"></a>Методы и средства защиты работников от производственных опасностей включают:

</div>

<a id="p101063"></a>методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны;
<a id="p101064"></a>периодичность и методы контроля за образованием в процессе эксплуатации производства взрывоопасных концентраций.
9. <a id="p101065"></a>Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производств включают:
<a id="p101066"></a>безопасные методы обращения с пирофорными отложениями;
<a id="p101067"></a>способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях;
<a id="p101068"></a>индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загораний;
<a id="p101069"></a>возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации;
<a id="p101070"></a>безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования;
<a id="p101071"></a>основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.
10. <a id="p101072"></a>Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов включает описание всего оборудования, указанного на графическом приложении технологической схемы к ТР.
<a id="p101073"></a>Краткая характеристика технологического оборудования составляется по форме таблицы N 6 настоящего приложения.

<a id="p101074"></a>Таблица N 6

<div align="center">

<a id="p101075"></a>**Краткая характеристика технологического оборудования**

</div>



| <a id="p101076"></a>N п/п | <a id="p101077"></a>Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и прочее) | <a id="p101078"></a>Номер позиции по схеме, индекс (заполняется при необходимости) | <a id="p101079"></a>Количество, штук | <a id="p101080"></a>Материал | <a id="p101081"></a>Методы защиты металла оборудования от коррозии (заполняется при необходимости) | <a id="p101082"></a>Техническая характеристика |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101083"></a>1 | <a id="p101084"></a>2 | <a id="p101085"></a>3 | <a id="p101086"></a>4 | <a id="p101087"></a>5 | <a id="p101088"></a>6 | <a id="p101089"></a>7 |


<a id="p101090"></a>Наименование оборудования указывают в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на оборудование.
<a id="p101091"></a>Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится по форме таблицы N 7 настоящего приложения.

<div align="right">

<a id="p101092"></a>Таблица N 7

</div>


<div align="center">

<a id="p101093"></a>**Краткая характеристика регулирующих клапанов**

</div>



| <a id="p101094"></a>N п/п | <a id="p101095"></a>N позиций по схеме | <a id="p101096"></a>Место установки клапана | <a id="p101097"></a>Назначение клапана | <a id="p101098"></a>Тип клапана |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101099"></a>1 | <a id="p101100"></a>2 | <a id="p101101"></a>3 | <a id="p101102"></a>4 | <a id="p101103"></a>5 |


<a id="p101104"></a>Краткая характеристика предохранительных клапанов (если они имеются) приводится по форме таблицы N 8 настоящего приложения.

<div align="right">

<a id="p101105"></a>Таблица N 8

</div>


<div align="center">

<a id="p101106"></a>**Краткая характеристика предохранительных клапанов**

</div>



| <a id="p101107"></a>N п/п | <a id="p101108"></a>Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата) | <a id="p101109"></a>Расчетное давление защищаемого аппарата | <a id="p101110"></a>Оперативное (технологическое) давление в аппарате | <a id="p101111"></a>Установочное давление контрольного клапана | <a id="p101112"></a>Установочное давление рабочего клапана | <a id="p101113"></a>Направление сброса контрольного и рабочего клапана |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101114"></a>1 | <a id="p101115"></a>2 | <a id="p101116"></a>3 | <a id="p101117"></a>4 | <a id="p101118"></a>5 | <a id="p101119"></a>6 | <a id="p101120"></a>7 |


11. <a id="p101121"></a>В перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации входят технологические, должностные инструкции, инструкции по охране труда, необходимые для обеспечения безопасности ведения процесса, обслуживания и ремонта оборудования.
<a id="p101122"></a>Здесь же приводится перечень нормативно-технической документации, утверждаемой руководством организации, а также действующие типовые инструкции, нормы, правила, обязательные к руководству и выполнению работниками организации.
12. <a id="p101123"></a>Технологическая схема производства продукции является графическим приложением к разделу "Описание технологического процесса".
<a id="p101124"></a>Технологическая схема для непрерывных процессов составляется по одной технологической нитке (при наличии нескольких одинаковых потоков) с включением в нее основных технологических аппаратов, основных материальных коммуникаций, основных органов управления и регулирования, точек контроля и регулирования технологических параметров.
<a id="p101125"></a>Условные обозначения средств контроля и автоматики, а также арматуры должны быть указаны на схеме.
<a id="p101126"></a>Технологическая схема подписывается руководителем объекта и утверждается главным инженером (техническим руководителем) организации.
13. <a id="p101127"></a>Экспликация оборудования приводится по форме таблицы N 9 настоящего приложения.

<div align="right">

<a id="p101128"></a>Таблица N 9

</div>


<div align="center">

<a id="p101129"></a>**Экспликация оборудования**

</div>



| <a id="p101130"></a>N п/п | <a id="p101131"></a>Наименование оборудования | <a id="p101132"></a>Индекс по схеме | <a id="p101133"></a>Количество |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101134"></a>1 | <a id="p101135"></a>2 | <a id="p101136"></a>3 | <a id="p101137"></a>4 |






<div align="right">

<a id="p101138"></a>Приложение N 3<br>
к федеральным нормам и правилам<br>
в области промышленной безопасности<br>
"Правила безопасности опасных<br>
производственных объектов подземных<br>
хранилищ газа", утвержденным приказом<br>
Федеральной службы по экологическому,<br>
технологическому и атомному надзору<br>
от 9 декабря 2020 г. N 511

<a id="p101139"></a>(рекомендуемый образец)

</div>


<a id="p101140"></a>                                 Акт N____ от ___________
                   о ликвидации (консервации) скважины N ....
                       (месторождение, организация)

    Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о нижеследующем:
    1.  <a id="p101141"></a>Скважина N ____, пробуренная ______ в _______ году в соответствии с
проектом  N  _____  от  ______  г.,  разработанным ________, находящаяся на
балансе _____, ликвидирована (консервирована) _______ по категории ___.
    2. <a id="p101142"></a>Забой скважины ______ м.
    3. <a id="p101143"></a>В  скважине  установлены  цементные мосты на  глубинах __________ м.
    4. <a id="p101144"></a>На устье скважины установлены ___________ и репер с надписью _______
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
    5.  <a id="p101145"></a>Из  скважины  демонтировано  и  извлечено  следующее  оборудование:
    фонтанная арматура и колонная головка _________________________________
    насосно-компрессорные трубы ________________ в количестве _______ тонн.
    комплекс внутрискважинного оборудования _______________________________
    обсадные  трубы _________________________ в  количестве _________ тонн.
    обсадные  трубы _________________________ в  количестве _________ тонн.
    6.  <a id="p101146"></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="p101147"></a>

---