132. Консервация ОПО ПХГ или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.
133. При консервации ОПО ПХГ пользователь недр или уполномоченный им представитель должен обеспечивать контроль за герметичностью объекта хранения, скважин и их устьев, расположенных в пределах лицензионного участка, на протяжении всего периода консервации.
134. Консервация и ликвидация скважин, входящих в состав ОПО ПХГ, осуществляются в соответствии с документацией, которая разрабатывается в составе проектов разработки подземных хранилищ газа, рабочих проектов производства буровых работ и реконструкции скважин, а в случае отсутствия таких разделов в указанных проектах - в виде отдельной документации.
135. 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).
По решению проектной организации консервация, расконсервация и ликвидация скважин проводится с привязкой к групповой документации на консервацию, расконсервацию или ликвидацию скважин при условии соблюдения требований пункта 1265 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. N 101 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 19 апреля 2013 г., регистрационный N 28222), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12 января 2015 г. N 1 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 февраля 2015 г., регистрационный N 36191).
|
|
136. При консервации и ликвидации объектов хранения, зданий и сооружений ОПО ПХГ они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.
137. В состав документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ включаются следующие разделы:
мероприятия по максимально возможному отбору газа из объекта хранения с обеспечением требований безопасности населения, охраны недр и окружающей среды;
общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин, вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);
решения о целесообразности использования подземных резервуаров для иных целей;
способы консервации (ликвидации) ОПО ПХГ и его частей;
порядок и график проведения работ;
мероприятия по безопасности жизни и здоровья населения;
мероприятия по охране недр;
мероприятия по охране окружающей среды;
мероприятия по охране зданий и сооружений;
мероприятия по рекультивации нарушенных земель;
мероприятия по предотвращению загрязнения питьевых водоносных горизонтов;
мероприятия по контролю за состоянием недр.
138. В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.
|
|
139. При консервации и ликвидации ОПО ПХГ осуществляется контроль состояния объекта хранения и контрольных горизонтов путем проведения промысловых, геофизических и гидрохимических исследований, при которых контролируется давление, газонасыщенность, содержание растворенного газа в объекте хранения и контрольных горизонтах.
140. Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с лицензиями на пользование недрами.
141. Акт о ликвидации (консервации) скважины (приложение N 3 к настоящим Правилам) совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр, а также акты (в зимний период - графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земель и акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в территориальный орган Ростехнадзора для их учета.
142. Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.
143. Учет, контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин осуществляет пользователь недр с периодичностью не реже одного раза в два года (для скважин, ликвидированных после окончания бурения) и одного раза в год (для скважин, ликвидированных в процессе эксплуатации). Необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровья населения, к обеспечению охраны окружающей среды осуществляются пользователем недр на основании планов работ, составленных исполнителем работ и утвержденных пользователем недр.
|
|
144. Восстановление ранее ликвидированных скважин производится в соответствии с проектной документацией/документацией.
145. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производятся согласно настоящим Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию.
146. При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или уполномоченным им представителем.
147. Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.
148. В связи с цикличностью (закачка 6 мес + отбор 6 мес) эксплуатации ОПО ПХГ временная приостановка работы скважин ОПО ПХГ может осуществляться без консервации на срок до 12 месяцев.
149. Установление срока консервации, оборудование устья и ствола, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляются в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности и документации, разработанной пользователем недр или их уполномоченными представителями исходя из конкретных горно-геологических условий.
150. Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем недр по согласованию с противофонтанной службой, но не реже одного раза в 3 года (для скважин, законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты) и одного раза в год (для скважин, законсервированных в процессе эксплуатации, если в них не установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах в произвольной форме.
151. Если длительность консервации скважины превысила (или может превысить) проектные сроки консервации или 15 лет (срок нахождения скважины в бездействии при этом не учитывается) и по результатам наблюдения за ее состоянием (производственного контроля, экспертизы промышленной безопасности, государственного экологического контроля) может возникнуть угроза нанесения вреда жизни и здоровью людей, окружающей природной среде, имуществу, то по требованию органа, уполномоченного на осуществление государственного контроля (надзора), или самостоятельно пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск аварий, или ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящими Правилами.
152. Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
153. Консервация скважин в процессе бурения оформляется актом, согласованным пользователем недр и противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
154. Срок консервации скважин после эксплуатации без установки консервационного моста над интервалом перфорации составляет 5 лет. Срок консервации скважин после эксплуатации с установкой консервационного моста над интервалом перфорации - 10 лет. Срок нахождения в бездействии скважины перед консервацией при этом не учитывается. Продление срока консервации скважин устанавливается пользователем недр или его представителем по согласованию с противофонтанной службой.
155. Акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора.
VIII. Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на опасных производственных объектах подземных хранилищ газа
156. Анализ опасностей технологических процессов, качественная, количественная оценка риска аварий или иные методы анализа риска являются частью декларирования промышленной безопасности, обоснования безопасности, а также учитываются при функционировании риск-менеджмента и системы управления промышленной безопасностью ОПО ПХГ.
157. Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.
158. Основная задача анализа риска заключается в предоставлении должностным лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, участках шлейфов скважин.
159. При выборе методов анализа риска необходимо учитывать этапы функционирования объекта (проектирование, эксплуатация, реконструкция, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация), цели анализа, тип анализируемого ОПО, критерии допустимого (приемлемого) риска, наличие необходимой информации и другие факторы.
160. При проведении анализа риска учитывают:
стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);
возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений;
систему противоаварийной защиты, в том числе параметры обнаружения утечек газа, запорной арматуры, отсекающих устройств;
взрывоустойчивость зданий, в которых присутствуют люди, при аварийных взрывах;
внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, растепление скважин, обледенение, иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);
поражающие факторы аварий (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);
влияние последствий аварий и инцидентов на соседние производственные объекты, населенные пункты, транспортные пути, водозаборные сооружения, заповедники и иные экологически уязвимые объекты;
современный опыт обеспечения безопасности ПХГ.
161. В целях идентификации опасностей, обоснования технических мер предупреждения аварий и инцидентов, в том числе при разработке обоснования безопасности ОПО, следует проводить анализ опасностей технологических процессов с определением отклонений технологических параметров от проектных (регламентных) значений с анализом возможных причин, последствий этих отклонений и мер безопасности. Анализ проводит группа специалистов, в состав которой входят представители проектных, строительных, эксплуатирующих организаций. Результатом работы группы является отчет с описанием возможных причин, последствий этих отклонений, указанием мер безопасности и рекомендаций по дальнейшим действиям или повышению безопасности.
162. При количественном анализе риска (количественной оценке риска) аварий на ОПО ПХГ проводятся следующие процедуры:
идентификация опасностей, которые могут привести к инцидентам и авариям;
определение вероятностей (частот) возникновения аварий;
построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;
оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии и создании поражающих факторов;
расчет зон действия поражающих факторов;
оценка последствий аварий;
расчет показателей риска аварий;
определение наиболее опасных составных элементов ОПО по возможным последствиям и показателям риска.
Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.
163. В сценариях развития аварий и оценке последствий аварий учитываются возможности возникновения следующих явлений, связанных с выбросом опасных веществ на ОПО:
истечение опасных веществ при фонтанировании скважин;
пролив (разлив) жидкости;
испарение пролива жидкости;
пожар пролива;
разрыв оборудования, трубопроводов с образованием воздушной волны сжатия (ударной волны) и осколков;
дрейф облака топливно-воздушных смесей (далее - ТВС);
распространение токсического облака;
пожар-вспышка;
вскипание и выброс горящей жидкости из резервуара при пожаре;
струйное горение (факел);
взрыв облака ТВС как в замкнутом помещении, так и на открытом или частично загроможденном пространстве;
взрыв расширяющихся паров вскипающей жидкости;
диффузионное горение облака ТВС (огненный шар);
пожар в производственных помещениях вследствие утечки горючих веществ.
164. При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные правовые и правовые акты в области промышленной безопасности. В целях применения иных документов, методов расчета и компьютерных программ, в том числе зарубежных, следует указать организацию, разработавшую их, принятые модели расчета, значения основных исходных данных, литературные ссылки на используемые материалы, в том числе сведения о верификации (сертификации) компьютерных программ, сравнении с другими моделями и фактическими данными по расследованию аварий и экспериментам, данные о практическом использовании методик и компьютерных программ для аналогичных объектов.
165. Результаты количественного анализа риска следует учитывать при обосновании безопасных расстояний между зданиями и сооружениями, расположенными на территории ОПО ПХГ, и соседними объектами. Критерии допустимого (приемлемого) риска гибели людей для безопасных расстояний обосновываются в проектной документации или в обосновании безопасности ОПО ПХГ из условия непревышения индивидуального риска гибели персонала при авариях среднестатистических значений гибели людей в техногенных происшествиях (неестественных причин), а также при пожарах нормативных значений пожарного риска.
166. Результаты анализа риска аварии обосновываются и оформляются таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали при первоначальном анализе риска аварии.
167. В отчет по количественной оценке риска аварий следует включать (если иное не определено нормативными правовыми актами):
титульный лист;
список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций;
аннотацию;
содержание (оглавление);
цели и задачи проведенного анализа риска аварий;
описание анализируемого ОПО и (или) его составных частей;
описание используемых методов анализа, моделей аварийных процессов и обоснование их применения, исходные предположения и ограничения;
исходные данные и их источники, в том числе данные по аварийности и надежности оборудования;
результаты идентификации опасности аварий;
результаты оценки риска аварий;
анализ неопределенностей результатов оценки риска аварий;
обобщение оценок риска аварий, в том числе с указанием степени опасности аварий на ОПО и (или) составляющих ОПО (при необходимости);
рекомендации по снижению риска аварий;
заключение;
перечень используемых источников информации.
Приложение N 1
к Федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности опасных
производственных объектов
подземных хранилищ газа",
утвержденным приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 20 ноября 2017 года N 486
Термины и определения
Объектный мониторинг - система геолого-геофизического контроля за состоянием искусственной газовой залежи, в рамках которой осуществляется контроль за безопасной эксплуатацией ПХГ.
Объекты подземного хранения газа (объекты ОПО ПХГ) - площадочные сооружения ОПО ПХГ, а также отдельно расположенные технические устройства и сооружения, перечисленные в сведениях, характеризующих ОПО.
Опасный производственный объект подземного хранилища газа (ОПО ПХГ) - производственная территория (площадка), на которой размещаются трубопроводы, комплекс зданий, сооружений (в том числе скважины различного назначения) и технических устройств, применяемых в технологическом процессе закачки, хранения и отбора газа.
Площадочные сооружения ОПО ПХГ - промышленные площадки компрессорных станций, компрессорных цехов, газосборных пунктов, газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, газораспределительных станций на территории ОПО ПХГ.
Подземное хранилище газа - технологический комплекс, предназначенный для закачки, хранения и отбора газа, включающий наземные инженерно-технические сооружения; участок недр, ограниченный горным отводом; объект хранения газа; контрольные пласты; буферный объем газа; фонд скважин различного назначения.
Ревизия трубопроводов ОПО ПХГ (освидетельствование, техническое диагностирование) - комплекс технических мероприятий по определению технического состояния объекта, результатом которого является заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, вида и причины отказа (неисправности).
Приложение N 2
к Федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
"Правила безопасности опасных
производственных объектов
подземных хранилищ газа",
утвержденным приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 20 ноября 2017 года N 486