119. На ОПО ПХГ осуществляется объектный мониторинг, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.
120. При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:
объект хранения газа;
контрольные горизонты;
эксплуатационные, специальные скважины в пределах горного отвода ОПО ПХГ. При разработке объектного мониторинга учитываются горно-геологические особенности различных участков объекта хранения в целях определения особенностей формирования и расформирования искусственной газовой залежи.
121. В рамках объектного мониторинга ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:
общий объем газа;
активный объем газа (в том числе долгосрочный резерв);
буферный объем газа;
объем закачки (отбора) газа;
объем пластовой жидкости, добываемой при отборе газа;
затраты газа на собственные технические (технологические) нужды;
суточная производительность эксплуатационных скважин (для вновь проектируемых ОПО ПХГ) и ОПО ПХГ в целом;
газонасыщенный поровый объем хранилища;
компонентный состав газа, точка росы;
соответствие качества подготовленного к транспорту газа установленным требованиям;
давление в объекте хранения;
уровни и давление в контрольных горизонтах;
давление, температура в технологической линии (скважина - газосборный пункт (компрессорная станция) - газопровод подключения);
межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;
поверхностные газопроявления на хранилище;
содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;
газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов;
газоводяной контакт.
122. При эксплуатации ПХГ должны ежесуточно проводиться замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа.
123. При эксплуатации скважин должен проводиться контроль технического состояния, который включает:
диагностику целостности и износа обсадных колонн и насосно-компрессорных труб геофизическими методами;
контроль заколонных перетоков и техногенных скоплений газа геофизическими методами;
замер межколонных давлений;
диагностирование технического состояния фонтанных арматур и колонных головок;
контроль приустьевых участков и околоскважинной территории на предмет наличия флюидопроявлений.
124. При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.
125. Учет количества добываемой 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.
126. Закачку промышленных стоков на ОПО ПХГ необходимо осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давлением нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.
127. Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и иных показателей.
128. Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на газосборных пунктах. Регулирование дебита неполным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается.
129. В процессе эксплуатации скважин ПХГ должен осуществляться контроль устьевого и межколонного давления с периодичностью, предусмотренной объектным мониторингом. Замер осуществляется как постоянно установленными, так и переносными контрольно-измерительными приборами.
130. При использовании геофизических методов наблюдения за герметичностью объекта хранения выполняются работы по выявлению заколонных перетоков и техногенных скоплений газа по фонду скважин, которые осуществляются в соответствии с планом-графиком геофизических исследований. По скважинам, на которых проектом предусмотрена обвязка обсадных колонн и наличие замерных устройств, необходимо проводить замер давления и расхода газа между обсадными колоннами при максимальном (приближенном к максимальному) давлении в ПХГ не реже одного раза в год.
131. Запрещается эксплуатация скважин с межколонным давлением (далее - МКД), имеющих следующие признаки предельных состояний:
превышающее предельно допустимое значение для данного межколонного пространства, не снижаемое методами текущего ремонта (МКД не должно превышать значение 80% от давления гидроразрыва пласта на уровне башмака внешней колонны данного межколонного пространства);
присутствие в составе межколонного флюида сероводорода в объеме и при давлении в области сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;
присутствие сероводорода в межколонных пространствах между промежуточными колоннами или между промежуточной колонной и кондуктором на месторождениях с содержанием сероводорода в добываемой продукции больше 6% объема;
присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;
расход межколонного флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания более 1000 м 
/сут для газовой фазы или 1 м /сут для жидкой фазы;
присутствие заколонных перетоков газа;
присутствие негерметичности обсадной эксплуатационной колонны;
грифоны вокруг устья скважины.