ПБ 08-83-95, часть 3

положение башмака основной обсадной колонны и дна подземной выработки;

характер осложнений при съемке, если таковые имеют место.

4.2.18. В процессе и по окончании создания выработки объем подземного резервуара определяется по результатам измерения количества выданного на поверхность рассола и его концентрации.

При отсутствии данных по расходу рассола они рассчитываются на основе данных по расходу воды.

По окончании каждой смены подсчитывается общее количество воды , м, поданной в смену для ведения процесса растворения, по формуле:

, (4.4)

где - среднесменная производительность подачи воды, м/ч;

- время работы в смену, затраченное на процесс растворения (часовое время работы), ч.

По полученному объему воды за смену определяется объемное количество рассола , м, выданного из скважины, из выражения:

, (4.5)

где - среднесменная концентрация отбираемого рассола, т/м;

- концентрация насыщения рассола, принимаемая равной 0,317 т/м (317 г/л).

На основании результатов расчета количества, выданного из скважины рассола, определяется масса каменной соли , т, вынутой из растворяемой соленосной толщи в смену, по формуле:

. (4.6)

По массе каменной соли, вынутой из соленосной толщи, определяется прирост объема подземной выработки в смену , м, по формуле:

, (4.7)

где - объемная плотность каменной соли, т/м;

0,7 - коэффициент, учитывающий разность между среднесменной концентрацией выдаваемого рассола и средней концентрацией рассола в растворяемой выработке.

Объем образованной выработки , м на любой промежуточной стадии определяется суммированием сменных приростов объемов выработки за время с момента начала создания подземного резервуара:

, (4.8)

где - количество отработанных смен, затраченных на ведение процесса растворения;

- прирост объема подземной выработки в -ю смену, м.


4.3. Закачка расссола в водоносные горизонты


4.3.1. Перед началом работ по удалению рассола с площадок строительства подземных резервуаров весь технологический комплекс наземных сооружений по удалению рассола должен быть заполнен водой, промыт и испытан на герметичность.

4.3.2. Освоение нагнетательных скважин должно производиться по окончании их обустройства и начинаться с откачки подземных вод из скважин.

4.3.3. В процессе откачки воды при освоении нагнетательной скважины необходимо:

измерять расход, температуру и плотность откачиваемой воды через каждый час;

измерять количество нерастворимой взвеси в откачиваемой воде через час;

отбирать перед окончанием откачки пробу пластовой воды объемом не менее 2 л для проведения химического анализа;

производить наблюдения за восстановлением статического уровня воды в скважине.

Указанные данные должны заноситься в журнал освоения нагнетательной скважины. Процесс освоения нагнетательной скважины должен продолжаться до полного осветления откачиваемой воды (прекращения выноса минеральных частиц с водой).

4.3.4. По данным, полученным при освоении нагнетательной скважины, рассчитываются: параметр проводимости, коэффициент проницаемости, общий дебит скважины.

Материалы расчета указанных показателей должны отражаться в журнале освоения нагнетательной скважины.

4.3.5. В процессе закачки рассола в глубокие водоносные поглощающие горизонты необходимо:

определять содержание нерастворимой взвеси в рассоле на входе и выходе из очистных сооружений не реже одного раза в сутки;

измерять устьевое давление и приемистость каждой нагнетательной скважины не реже одного раза в неделю.

4.3.6. При изменении давления на выходе из нагнетательного насоса в течение смены более чем на 0,15% необходимо проводить мероприятия по восстановлению приемистости нагнетательной скважины.

4.3.7. Способ восстановления приемистости нагнетательных скважин определяется проектом. Восстановление приемистости нагнетательной скважины, независимо от принятого способа, должно заканчиваться откачкой из нее пластовой воды (рассола) до полного осветления.


4.4. Геофизический контроль технического состояния скважины

и формы подземной выработки


4.4.1. Геофизические исследования при контроле за техническим состоянием скважин выполняются специализированными предприятиями в соответствии с действующими методическими указаниями и инструкциями по согласованию с генпроектировщиком и заказчиком. Эти исследования должны проводиться в объеме и в сроки, предусмотренные проектом.

4.4.2. Контроль за техническим состоянием скважины должен обеспечивать:

получение информации об изменении характеристик составляющих элементов конструкции скважины;

предотвращение возможных аварийных ситуаций.


4.5. Испытание подземных резервуаров на герметичность


4.5.1. По окончании создания подземного резервуара необходимо проверить качество сцепления цементного камня с основной обсадной колонной и стенками скважины методом акустической цементометрии и подвергнуть испытанию на герметичность закрепленную и незакрепленную части ствола скважины и подземную выработку в соответствии с ВСН 51-5-85.

4.5.2. Испытания на герметичность закрепленной и незакрепленной частей ствола технологической скважины производятся с использованием в качестве испытательной среды сжатого воздуха или природного газа, а испытание на герметичность подземной выработки осуществляется рассолом, находящимся в ней.

С целью исключения недонасыщения рассола в подземном резервуаре испытание резервуара следует начинать не ранее, чем через 1,5 мес после окончания работ по его сооружению.

Межтрубное пространство основной обсадной и внешней подвесной колонн при испытании заполняется сжатым газом с одновременным вытеснением рассола из скважины по межтрубному пространству подвесных колонн или по центральной колонне в приемную (мерную) емкость на поверхности.

Путем закачки газа в межтрубное пространство обсадной и внешней подвесной колонн труб уровень рассола доводится до отметки ниже башмака основной обсадной колонны.

Момент достижения контактом "газ-рассол" заданной отметки устанавливается технологическими или геофизическими методами контроля уровня контакта сред разной плотности.

После доведения границы раздела до заданной отметки осуществляется подкачка природного газа в межтрубное пространство основной обсадной и внешней подвесной колонн до достижения на устье скважины давления, равного испытательному.

Затем подземный резервуар выдерживают под испытательным давлением в течение 48 ч с регистрацией падения давления в межтрубном пространстве основной обсадной и внешней колонн на устье скважины через каждый час.

4.5.3. Результаты испытания закрепленной и незакрепленной частей скважины и подземной выработки следует считать положительными, если темп падения испытательного давления в течение двухсуточной выдержки снижается, стремясь к постоянной величине, а среднее падение давления за час в течение последних 12 ч выдержки не превышает 0,1% испытательного давления.

4.5.4. По результатам испытания составляется акт согласно приложению 2.


4.6. Контроль качества и приемка выполненных работ


4.6.1. Контроль качества и приемка выполненных буровых и строительно-монтажных работ должны осуществляться в соответствии с требованиями проекта, СНиП 3.01.01-85, СНиП 3.01.04-87, а также в соответствии с требованиями других нормативно-строительных документов и настоящих Правил.

4.6.2. Испытание и приемка технологического оборудования и трубопроводов должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.

4.6.3. В составе исполнительной технической документации на выполненные работы по сооружению объектов наземного и подземного комплексов ПХГ должны представляться следующие материалы:

журналы на производство работ и авторского надзора;

чертежи с подписями о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам и внесенным в них изменениям или исполнительные чертежи;

документы, удостоверяющие качество примененных материалов, конструкций и деталей;

акты о приемке технологических установок, оборудования, трубопроводов и контрольно-измерительной аппаратуры;

акты на скрытые работы;

ведомости и акты испытаний контрольных образцов;

результаты лабораторных анализов пород, подземных вод и материалов;

акты на проведение геофизических исследований;

акты о приемке законченных строительством зданий, сооружений и подземного хранилища в целом.

4.6.4. Исходными материалами для составления исполнительных графических документов являются рабочие чертежи и данные контрольных геофизическо-маркшейдерских, геофизических и других измерений, которые должны систематизироваться в течение всего периода строительства объектов подземных хранилищ.

4.6.5. В составе исполнительной технической документации на выполненные работы по сооружению подземных резервуаров должны представляться следующие материалы:

журнал авторского надзора за строительством резервуара;

проектные данные о максимальных расчетных избыточных наружных и внутренних давлениях в технологической скважине;

акты по результатам гидравлических испытаний труб для комплектования обсадных и подвесных колонн, спуску указанных колонн в скважину, цементированию обсадных колонн и испытанию обсаженной и необсаженной частей скважины на герметичность;

справки о результатах лабораторных анализов тампонажных материалов;

журнал роста объема подземной выработки;

пояснительные записки по проведенным звуколокационным измерениям;

проектная и фактическая конфигурации выработки подземного резервуара по данным локационных измерений;

акты об испытании подземных резервуаров на герметичность;

паспорт на подземные резервуары.

4.6.6. Паспорт подземного резервуара должен содержать следующие сведения:

номер, принадлежность и назначение резервуара;

даты начала и окончания строительства резервуара;

наименование проектных, научно-исследовательских и строительных организаций, выполнявших работы по сооружению резервуара;

конструкцию технологической скважины;

интервалы глубин заложения подземной выработки;

первоначальное расстояние от верхней кромки фланца основной обсадной колонны технологической скважины до дна подземной выработки;

данные о виде применявшегося нерастворителя;

поперечные сечения и конфигурация подземной выработки после окончания строительства по результатам локационной съемки;

полный и полезный объемы подземного резервуара;

перечень подземного скважинного оборудования, установленного в резервуаре, и контрольно-измерительных приборов на его обвязке устья скважины;

даты начала и окончания испытания, исходные данные и результаты испытания резервуара на герметичность;

отклонения от проекта, допущенные при строительстве резервуара;

дата ввода резервуара в эксплуатацию;

состав приемочной комиссии;

дата составления паспорта.


5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

5.1. Общие требования по организации производства на ПХГ


5.1.1. Строительство наземного технологического комплекса, обеспечивающего эксплуатацию ПХГ, должно быть закончено к моменту окончания создания подземных резервуаров.

5.1.2. Структура и штатное расписание ПХГ определяется проектом и утверждается в установленном порядке руководителем предприятия.

5.1.3. Руководители предприятия несут полную ответственность за хозяйственную деятельность, охрану недр и окружающей среды.

5.1.4. На должностное лицо составляется должностная инструкция, содержащая в развернутом виде его обязанности и права. Должностные инструкции утверждаются руководителем предприятия и вводятся в действие приказом с ознакомлением под роспись должностного лица.

5.1.5. В пределах должностных функций должностное лицо обязано знать и выполнять соответствующие законы РФ, СНиПы и ГОСТы, правила и инструкции по технике безопасности и охране труда.


5.2. Порядок приемки и эксплуатация ПХГ


5.2.1. Порядок приемки в эксплуатацию хранилища, технологических узлов, оборудования, подземных резервуаров и вспомогательных сооружений регламентируется настоящими Правилами и соответствующими инструкциями, утвержденными руководством ПХГ.

5.2.2. Персонал ПХГ должен быть обучен, проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и пожаротушения, спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.

5.2.3. В период проведения пусконаладочных работ на ПХГ во время комплексного опробования должно быть организовано круглосуточное дежурство обслуживающего персонала для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению выявленных неисправностей и утечек газа, задействованы автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты.

5.2.4. Для приемки ПХГ в эксплуатацию назначается приемная комиссия. Факт приемки хранилища оформляется соответствующим актом.

5.2.5. Параметры технологических режимов в процессе закачки, хранения и отбора газа рассчитываются на стадии проектирования. Проектом определяются объемы активного и буферного газа, продолжительность режимов закачки, хранения и отбора газа, периодичность циклов, производительность закачки и отбора газа и другие показатели, необходимые для эффективной эксплуатации хранилища.

5.2.6. В процессе эксплуатации хранилища должны строго соблюдаться проектные технологические показатели и требования, предъявляемые к охране окружающей среды, своевременно выполняться работы по ремонту скважин подземных резервуаров, скважинного и устьевого оборудования, компрессорных агрегатов, установок по очистке газа.

5.2.7. Допускается совмещать эксплуатацию хранилища со строительством подземных резервуаров.

5.2.8. Запорная и регулирующая арматура на коммуникациях компрессорной станции должна быть пронумерована согласно присвоенным им номерам в соответствующих принципиальных технологических схемах. Запорные краны должны иметь различимые указатели закрытия-открытия.

5.2.9. КС должна отключаться от газопровода на входе и выходе газа стальной запорной арматурой с дистанционным и местным управлением.

5.2.10. В компрессорной станции, а также вне ее, в пределах обслуживания, выхлопные трубопроводы и горячие воздуховоды, имеющие температуру выше 320 К, должны быть теплоизолированы.

5.2.11. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА), компрессорные и силовые цилиндры должны иметь нумерацию. Номер агрегата должен быть на силовой и приводной частях, а также на стене здания со стороны технологической обвязки.

5.2.12. Пусконаладочные работы и вывод КС на технологический режим после строительно-монтажных работ, ремонта или реконструкции оборудования следует осуществлять по инструкции, утвержденной руководством предприятия.

5.2.13. Агрегат разрешается пускать в работу, если оборудование полностью исправно, соблюдены требования безопасности производственных инструкций.

5.2.14. Запрещается оставлять работающие ГПА, кроме полностью автоматизированных, без надзора обслуживающего персонала.

5.2.15. При обнаружении утечки газа в КС необходимо немедленно предупредить находящихся в помещении людей и принять срочные меры по устранению утечки. Если утечку газа быстро ликвидировать невозможно, из цеха следует удалить людей, открыть окна и двери, не включать рубильники или электродвигатели и принять меры в соответствии с производственными инструкциями по аварийному прекращению работ.

5.2.16. Запрещается устранять обнаруженную неисправность на работающем ГПА, останавливать ГПА в этом случае следует с разрешения начальника КС или лица, его замещающего. Эксплуатацию ГПА должны прекратить в случаях, оговоренных инструкциями по эксплуатации отдельных видов ГПА.

5.2.17. Аварийную остановку ГПА должен осуществлять дежурный персонал при поломках агрегата или в других случаях, когда создается опасность для обслуживающего персонала или сохранности ГПА, появлении металлического звука или шума внутри агрегата, значительной утечке газа или масла, начавшемся пожаре в помещениях, неработающих КИПиА, средств блокировки и других подобных случаях.

5.2.18. Персонал, участвующий в ремонте, необходимо проинструктировать о порядке и правилах безопасного ведения работ.


5.3. Эксплуатация подземных резервуаров в каменной соли


5.3.1. Отбор и закачка газа в подземные резервуары осуществляется только по подвесным рабочим колоннам труб.

5.3.2. Подвесные рабочие колонны, спускаемые в скважину подземного резервуара, должны обеспечивать:

предохранение основной обсадной колонны от коррозии и термобарического воздействия природного газа в процессе циклической эксплуатации хранилища;

спуск подземного скважинного и геофизического оборудования.

5.3.3. На всех действующих скважинах должен быть установлен оптимальный режим закачки и отбора газа, обеспечивающий требуемую производительность с учетом следующих основных факторов:

недопустимость гидратообразования в эксплуатационных колоннах;

обеспечение работоспособности скважинного оборудования;

обеспечение минимальных гидравлических потерь на трение по скважине;

обеспечение оптимального темпа снижения давления в подземном резервуаре.

5.3.4. Для уменьшения износа внутренних поверхностей подвесных эксплуатационных колонн и скважинного оборудования (клапан-отсекатель и др.) принимается, что скорость течения газа не должна превышать 30-35 м/с.

5.3.5. Для обеспечения длительной устойчивости подземной выработки темп снижения давления при отборе газа из резервуара не должен превышать величины 0,3-0,5 МПа/ч.

5.3.6. Для обеспечения требуемого объема выдачи природного газа из хранилища отбор газа осуществляется, как правило, одновременно из нескольких резервуаров. Оптимальное количество скважин, из которых осуществляется одновременный отбор газа, определяется расчетным путем, исходя из максимально допустимого дебита единичной скважины.

5.3.7. Расчетный технологический режим закачки газа из ПХГ составляется с учетом неравномерности подачи газа по магистральному газопроводу и должен включать в себя плановые средние показатели часовой и суточной производительности закачки газа в хранилище с разбивкой по месяцам на весь период закачки.

План-график закачки утверждается руководителем предприятия.

5.3.8. Для снижения энергозатрат закачку газа осуществляют, как правило, одновременно в несколько подземных резервуаров. Оптимальное число подключаемых скважин при заданной производительности закачки, количество работающих компрессорных агрегатов определяется специальными расчетами.

5.3.9. Технологический график работы скважин составляется эксплуатационной службой ПХГ, согласовывается с организацией, осуществляющей авторский надзор, и утверждается руководством предприятия.

5.3.10. При возникновении открытого газового фонтана на скважине подземного резервуара персоналом ПХГ должны быть приняты незамедлительные меры по его ликвидации в соответствии с требованиями Плана ликвидаций аварий, Правил безопасности нефтедобывающей промышленности и местных инструкций.


5.4. Система контроля и наблюдений при эксплуатации ПХГ


5.4.1. Порядок контроля за эксплуатацией подземного хранилища газа определяется регламентом эксплуатации, утверждаемым руководителем ПХГ.

5.4.2. В период опытно-промышленной эксплуатации контроль осуществляет эксплуатационная служба ПХГ совместно с организацией - разработчиком проекта.

При этом контролируется состояние технологического оборудования, уточняются режимы закачки и отбора газа, темп изменения давления на устье скважины при эксплуатации.

5.4.3. В период промышленной эксплуатации хранилищ эксплуатационной службой ПХГ продолжаются наблюдения за герметичностью скважин, техническим состоянием оборудования, периодически определяется вместимость резервуаров.

5.4.4. При эксплуатации ПХГ вместимость подземных резервуаров определяется термодинамическим методом, заключающимся в закачке или отборе определенной порции газа с замером начальных и конечных значений давления и температуры. Расчет вместимости подземного резервуара проводится в соответствии с Методикой определения вместимости подземного резервуара сжатого газа в каменной соли, утв. зам. министра газовой промышленности С.С.Кашировым 11.09.89.

5.4.5. В процессе эксплуатации необходимо периодически, не реже одного раза в пять лет, уточнять форму и вместимость каждого подземного резервуара, входящего в состав ПХГ.

5.4.6. Для определения формы и вместимости подземных резервуаров должен быть составлен план-график очередности проведения измерений, который утверждается руководителем предприятия.

5.4.7. Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации должно находиться под постоянным контролем операторов эксплуатационной службы. Во время профилактических осмотров особое внимание следует уделять утечкам газа через фланцевые, резьбовые и сварные соединения, сальниковые уплотнения запорной арматуры, межколонным давлениям. При обнаружении неисправностей и пропусков газа скважины должны быть немедленно перекрыты и приняты меры по замене неисправных узлов и деталей или передаче скважины в ремонт.

Периодичность обхода должна устанавливаться руководством предприятия.

5.4.8. Результаты обхода должны отражаться в специальном журнале. В случае выявления неисправностей руководителю предприятия должен вручаться рапорт.

5.4.9. С момента пуска ПХГ в промышленную эксплуатацию должен быть организован замер и учет количества закачиваемого и отбираемого газа, периодический отбор проб закачиваемого отбираемого газа, расход газа на технологические операции, а также определение и учет всех безвозвратных потерь газа.

5.4.10. Замеры суточных расходов газа отдельно по каждой скважине и суммарного количества закачиваемого и отбираемого газа, ведение документации по учету газа производит служба контрольно-измерительных приборов и автоматики. Баланс газа составляет эксплуатационная служба ПХГ.

5.4.11. Учет количества газа, затрачиваемого на собственные нужды, проведение запланированных технологических операций, геофизические и научно-исследовательские работы, величины потерь, вызванных аварийными ситуациями, производят соответствующие службы ПХГ. Сведения по указанным затратам и авариям должны поступать не реже одного раза в месяц в эксплуатационную службу и регистрироваться в журнале баланса газа.

5.4.12. Здание пункта замера газа должно иметь систему отопления, обеспечивающую температуру воздуха в помещении первичных датчиков и вторичных приборов 293 К с отклонением +5° С.

5.4.13. Для помещения расходомерного пункта должна быть предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция, а при необходимости и кондиционирование.

5.4.14. Распределительная сеть системы электроснабжения пункта должна быть выполнена во взрывозащищенном исполнении.

5.4.15. Обслуживающий персонал должен осуществлять контроль за безопасностью и режимом работы оборудования, устройств и систем измерения, обеспечивать своевременное и правильное оформление документации по охране труда.

5.4.16. Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться: при продолжительности эксплуатации их до 25 лет - не реже 1 раза в 5 лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет - не реже 1 раза в 3 года. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

5.4.17. При техническом обследовании подземных стальных трубопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб.

5.4.18. Внеочередные целевые обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотностей или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения и др.

5.4.19. Допускается проверять герметичность газопроводов воздухом по нормам испытаний, указанным в СНиП 3.05.02-88.

5.4.20. По результатам технического обследования составляется акт, в котором с учетом выявленных дефектов оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены. Акт технического обследования должен утверждаться руководителями предприятия, выполнявшего эти работы.

5.4.21. При эксплуатации КС при достижении содержания горючих газов в воздухе 15% от нижней концентрации предела воспламенения (0,75% объемных по метану) в помещении должна автоматически включаться аварийная вытяжная вентиляция. При содержании горючих газов в воздухе выше 20% (1% объемных по метану) эксплуатация компрессорного цеха должна быть прекращена.

5.4.22. Уровни шума компрессорного и другого оборудования не должны превышать предельно допустимые по ГОСТ 12.1.003-83.

5.4.23. Оборудование и системы компрессорной станции должны подвергаться периодическому освидетельствованию, осмотрам, проверкам, необходимым испытаниям в порядке, установленном соответствующими правилами и инструкциями, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру.

5.4.24. После отработки каждой единицей технологического оборудования заданного количества часов независимо от ее технического состояния необходимо проводить планово-предупредительный ремонт - текущий или капитальный.

5.4.25. Текущий ремонт включает следующий комплекс работ по контролю состояния подземного резервуара: звуколокацию замера вместимости подземной выработки; геофизическое обследование технического состояния скважины; выявление и устранение дефектов в фонтанной арматуре и скважинном оборудовании; переоборудование скважины при изменении способа эксплуатации.

5.4.26. В капитальный ремонт входят работы, проведение которых связано с достижением предельного износа основных деталей и узлов оборудования и восстановлением их до первоначальных параметров. При капитальном ремонте отдельные узлы технологического оборудования могут быть заменены новыми, более экономичными, повышающими эксплуатационные возможности ремонтируемого объекта.

5.4.27. Территория, на поверхности которой обнаружены газопроявления, должна быть немедленно ограждена от доступа людей, животных и техники. По периметру ограждения, вблизи дорог, должны быть установлены знаки безопасности и плакаты: "Газ, взрывоопасно".


6. ТРЕБОВАНИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ПХГ

6.1. Общие положения


6.1.1. Подземные хранилища природного газа в каменной соли рассчитаны на длительный срок эксплуатации.

6.1.2. В рабочем проекте (проекте) на строительство ПХГ определяется срок службы хранилищ, наземного технологического оборудования, технологических скважин подземных резервуаров.

6.1.3. Подземное хранилище или его часть подлежат полной или частичной консервации или ликвидации по мере выработки оборудованием установленного срока или ресурса его эксплуатации в аварийных случаях, а также по технико-экономическим расчетам и другим обоснованиям, когда дальнейшая его эксплуатация является нецелесообразной или невозможной.

6.1.4. При полной или частичной ликвидации хранилища, связанной с окончательным прекращением всех работ по его эксплуатации, подземные резервуары, наземное технологическое оборудование, сооружения, здания должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения, охрану окружающей среды.

6.1.5. При ликвидации хранилища должен быть рассмотрен и решен вопрос о целесообразности и технической возможности дальнейшего использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей.

6.1.6. Консервация хранилища 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.

6.1.7. При ликвидации, консервации разведочных, технологических, нагнетательных, контрольно-наблюдательных скважин на ПХГ предприятия и организации должны руководствоваться Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, требованиями по оборудованию устьев ликвидированных скважин ПХГ, РД 39-2-1182-84.

Ликвидация или консервация подземных выработок в каменной соли производятся в соответствии с действующими нормативными документами.

6.1.8. Технологические, нагнетательные, контрольно-наблюдательные скважины могут быть ликвидированы по следующим причинам:

при выполнении задач, предусмотренных рабочим проектом на строительство ПХГ;

пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий после выполнения установленных проектом задач;

строительство или эксплуатация скважин прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно;

ликвидируемые по технологическим причинам (несоответствие прочностных и коррозионно-стойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям; скважины, находящиеся в консервации 10 и более лет и др.).


6.2. Порядок подготовки материалов на ликвидацию хранилища

или его части


6.2.1. Рассмотрение вопросов о целесообразности дальнейшей эксплуатации, консервации или ликвидации хранилища или его части проводится предприятием, на балансе которого оно находится.

Для этого приказом назначается постоянно действующая комиссия из главных специалистов под председательством руководителя предприятия.

6.2.2. Обследование технического состояния оборудования с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации включает:

изучение технической документации, условий эксплуатации оборудования, характера и объема выполненных ремонтных работ;

наружный и внутренний осмотр оборудования;

контроль состояния резьбовых и сварных соединений, зон наибольшего коррозионно-эрозионного износа, концентрации напряжений, а также мест сопряжения узлов и деталей (визуально или методами приборной дефектоскопии);

толщинометрию обсадной колонны;

анализ влияния воздействия термобарических нагрузок, коррозионных и других факторов на прочность и долговечность обсадной колонны и цементного камня;

контроль химического состава, металлографический анализ и определение физико-механических свойств металла газовых шлейфов и эксплуатационных колонн, элементов конструкции оборудования;

исследования, учитывающие особенности влияния условий эксплуатации на износ оборудования;

проверку технико-экономических характеристик оборудования (производительность, мощность, расход энергоресурсов и др.) там, где это необходимо;

испытания на прочность и герметичность.

6.2.3. При невозможности предприятием самостоятельно провести обследование оборудования и установить срок его дальнейшей эксплуатации оно привлекает для этой цели соответствующие специализированные организации.

6.2.4. По скважинам, ликвидируемым в процессе строительства подземного резервуара или после его окончания, подготовку материалов и согласование ее ликвидации с заказчиком и региональными органами Госгортехнадзора проводит предприятие-исполнитель буровых работ.

Для скважин, подземных резервуаров, принятых в эксплуатацию, оформление материалов на ликвидацию проводит специально создаваемая комиссия этого предприятия на основании рассмотрения следующих материалов:

Закрыть

Строительный каталог