ФНиП 511 Действует

-географическую и климатическую характеристику района работ;

-горно-геологические условия бурения;

-обоснование конструкции скважины, профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин;

-совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва, ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях;

-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);

-обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости;

-способ бурения, компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений, скорость спуско-подъемных операций;

-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;

-контроль процесса цементирования и изучения состояния крепи после затвердения тампонажного раствора;

-объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида;

-технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого технических устройств;

-способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований;

-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;

-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);

-геолого-технический наряд на производство буровых работ;

-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;

-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;

-объем запаса бурового раствора;

-мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;

-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;

-методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность, безопасный срок эксплуатации скважин;

-комплексы методов геофизических исследований скважин в процессе реализации рабочего проекта, соответствующие геолого-техническим условиям ведения работ.

18. На компрессорных станциях, газораспределительных пунктах, в цехах осушки и сепарации газа ОПО ПХГ следует предусматривать возможность продувки газопроводов и оборудования инертным газом (паром).

на бурение отдельной скважины (индивидуальный);

на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном ПХГ, площади (групповой).

145. Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе эксплуатации.

16. Установка сепаратора для отделения жидкой фазы и механических примесей на линиях сброса обосновывается в проектной документации.

17. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.

101. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружена утечка, запрещается.

83. Трубы, трубопроводная арматура (далее — ТПА) и приводы ТПА должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации.

73. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.

151. Консервация скважин в процессе бурения оформляется актом, согласованным пользователем недр и противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

93. 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.

136. В документации на консервацию и ликвидацию ОПО ПХГ определяется количество скважин из существующего фонда для проведения мониторинга по контролю за состоянием недр.

138. Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с лицензиями на пользование недрами.

120. Если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.

Приложение № 1 — НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА ОПО ПХГ, М

78. Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.

33. 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.

- оценка возможности вывода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;

- развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;

- уточнение и совершенствование геологической, гидродинамической и технологической моделей ПХГ.

105. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерация согласно схеме технологического процесса.

84. Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки.

97. 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.

119. 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.

140. Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.

144. При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр или уполномоченным им представителем.

34. Испытание резервуара на герметичность осуществляется на максимальное проектное давление с коэффициентом запаса 1,05.

13. 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.

79. Сроки проведения ревизии трубопроводов ОПО ПХГ устанавливаются с учетом результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии (технического диагностирования) трубопроводов ОПО ПХГ и не должны превышать 8 лет.

85. Эксплуатация ТПА в положениях между «Открыто» и «Закрыто», если такая возможность не предусмотрена изготовителем, не допускается.

134. При консервации и ликвидации объектов хранения, зданий и сооружений ОПО ПХГ они должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.

91. 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.

64. Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.

69. Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ привлекает к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.

114. На ОПО ПХГ осуществляется объектный мониторинг, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.

48. При вскрытии слабосцементированного пласта-коллектора следует предусматривать мероприятия по предотвращению разрушения околоскважинной зоны пласта и контролю за выносом породы.

47. Вскрытие пласта-коллектора объекта эксплуатации проводится с обеспечением минимального воздействия на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора.

45. 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.

- 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.

149. 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.

24. Конструкция скважины должна предусматривать возможность ремонта скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

162. 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.

155. Применение методов анализа риска должно быть обосновано в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.

143. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производятся согласно Правилам в соответствии с документацией на повторную ликвидацию.

137. 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.

55. 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.

102. Запрещается пуск установок при неисправных системах ПАЗ.

106. Во время работы насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.

104. Техническое обслуживание и ремонт оборудования автоматизации должны проводиться в соответствии с документацией изготовителя и/или проектной документацией.

14. Применяемый способ регулирования давления должен обеспечивать работу дожимных компрессорных станций и технологических насосных при давлении, поддерживаемом в установленных для них пределах.

Приложение № 2 — СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

- полное наименование производственного объекта, его назначение, год ввода в действие;

- наименования научно-исследовательских и проектных организаций, разработавших технологический процесс и выполнявших проект;

- количество технологических линий (потоков) и их назначение.

- техническое наименование продуктов, качество в соответствии с нормативной технической документацией, область применения;

- свойства сырья, реагентов, готовой продукции и отходов производства по взрывопожароопасности и токсичности приводятся в п. 7 настоящего приложения.

- описание технологического процесса в строгом соответствии со схемой технологического процесса, являющейся графическим приложением к ТР;

- 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.

нормы технологического режима для непрерывных и периодических процессов приводятся по форме таблицы № 1 настоящего приложения.

Таблица № 1

В графе таблицы № 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;

при маркировке приборов КИПиА на щитах управления номера позиций приборов должны соответствовать номерам позиций на технологической схеме;

единицы измерения приводятся в действующей системе СИ.

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...».

аналитический контроль (лабораторный, автоматический) по всем стадиям технологического процесса излагается по форме таблицы № 2 настоящего приложения.

Таблица № 2 — Аналитический контроль технологического процесса

В начале таблицы указываются нормы лабораторного контроля, а затем автоматического;

если в контролируемых продуктах содержатся агрессивные компоненты, вызывающие коррозию металла, указываются допустимые содержания этих компонентов и методы их контроля;

контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок, если они имеются, приводится в виде перечня по форме таблицы № 3 настоящего приложения.

Таблица № 3 — Перечень блокировок и сигнализации

- взаимосвязь с другими технологическими и вспомогательными объектами, снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой, воздухом и другими материалами и ресурсами;

- особенности пуска и остановки в зимнее время;

- описание пуска и остановки взрывопожароопасных производств, изложить последовательность пуска и остановки, соблюдение требуемого режима выполнения работ с указанием последствий их нарушения.

- 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;

- взрывопожароопасные и токсические свойства используемых и получаемых веществ, которые приводятся по форме таблицы № 4 настоящего приложения.

Таблица № 4 — Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

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 № 5 настоящего приложения.

Таблица № 5 — Классификация технологических блоков по взрывоопасности

Для технологических систем указываются категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения, а также энергетическое обеспечение систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

- методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны;

- периодичность и методы контроля за образованием в процессе эксплуатации производства взрывоопасных концентраций.

- безопасные методы обращения с пирофорными отложениями;

- способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях;

- индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загораний;

- возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации;

- безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования;

- основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов, их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.

10. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов включает описание всего оборудования, указанного на графическом приложении технологической схемы к ТР.

Краткая характеристика технологического оборудования составляется по форме таблицы № 6 настоящего приложения.

Таблица № 6 — Краткая характеристика технологического оборудования

Наименование оборудования указывают в соответствии с техническим паспортом (формуляром) на оборудование.

Краткая характеристика регулирующих клапанов приводится по форме таблицы № 7 настоящего приложения.

Таблица № 7 — Краткая характеристика регулирующих клапанов

Краткая характеристика предохранительных клапанов (если они имеются) приводится по форме таблицы № 8 настоящего приложения.

Таблица № 8 — Краткая характеристика предохранительных клапанов

11. 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.

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. Технологическая схема производства продукции является графическим приложением к разделу «Описание технологического процесса».

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.

Условные обозначения средств контроля и автоматики, а также арматуры должны быть указаны на схеме.

Технологическая схема подписывается руководителем объекта и утверждается главным инженером (техническим руководителем) организации.