Аудит промышленной безопасности

Новости

Все новости


Нам доверяют

Партнеры

Утверждены ФНП «Правила безопасности ОПО подземных хранилищ газа»

Приказом Ростехнадзора от 20 ноября 2017 № 486 утверждены ФНП «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа». В соответствии с п. 3 документа, он вступает в силу по истечении 3 месяцев с момента официального опубликования (опубликован 15.12.2017 на портале http://www.pravo.gov.ru) – 15 марта 2018 года.

Одновременно признан утратившим силу Приказ ФСЭТАН от 22 ноября 2013 г. № 561 «Об утверждении ФНП «Правила безопасности подземных хранилищ газа».

В статье мы сделаем обзор основных положений новых ФНП.

Общие положения

В соответствии с п. 2 ФНП, утвержденные Правила устанавливают требования к обеспечению промышленной безопасности, а также предупреждению аварий на ОПО подземных хранилищ газа (далее по тексту – ОПО ПХГ), на которых получаются, используются, хранятся, транспортируются опасные вещества, в том числе способные образовывать взрывоопасные смеси.

Согласно п. 4 ФНП, подземные хранилища газа могут включать 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).
По назначению ПХГ классифицируются на:

1) Базисные – предназначены для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме и обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности потребления газа.

2) Пиковые – предназначены для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме и обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности потребления газа.

3) Мультицикличные – предназначены для эксплуатации в мультицикличном технологическом режиме.

4) Стратегические – создаются по решению Правительства РФ для образования стратегического запаса газа, используемого в исключительных случаях по решению того же Правительства РФ.

5) Базовые – имеют региональное значение и влияют на газотранспортную систему и газодобывающие организации.

6) Районные – имеют районное значение и влияют на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие организации при их наличии).

7) Локальные – имеют локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями.

Обратите внимание: положения настоящих ФНП должны применяться при таких процедурах, как (п. 3):
  • разработка технологических процессов, связанных с проектированием, строительством, реконструкцией ОПО ПХГ;
  • эксплуатация, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация ОПО ПХГ;
  • проведение ЭПБ документации на техническое перевооружение, консервацию, ликвидацию ОПО ПХГ;
  • проведение ЭПБ технических устройств, зданий и сооружений, деклараций промышленной безопасности ОПО ПХГ.

Требования промышленной безопасности к проектированию ОПО ПХГ

Согласно п. 7 ФНП, для площадочных сооружений ОПО ПХГ, включая площадки хранения:
  • нефтепродуктов;
  • сжиженных горючих газов;
  • легковоспламеняющихся и горючих жидкостей;
нужно выполнять требования к обеспечению взрывобезопасности, установленных п. 3.1 - 3.3, 10.4 и 10.5 ФНП «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (утв. Приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. № 96).

В свою очередь, для технических устройств и сооружений ОПО ПХГ нужно выполнять требования ФНП «Правила безопасности химически опасных производственных объектов» (утв. Приказом Ростехнадзора от 21 ноября 2013 г. № 559), если в технологическом процессе объекта используются:
  • токсичные и высокотоксичные хим. опасные вещества;
  • хим. опасные вещества, представляющие опасность для окружающей среды.
Согласно п. 8 ФНП, для создания и эксплуатации ОПО ПХГ должен быть разработан технологический проект, содержащий исходные данные для подготовки проекта на обустройство объекта и включающий стадии:
  • опытно-промышленной эксплуатации;
  • промышленной эксплуатации.
Технологический проект:

1) разрабатывается и утверждается в соответствии с «Положением 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» (утв. Постановлением Правительства РФ от 3 марта 2010 г. № 118);

2) должен соответствовать требованиям к структуре и оформлению проектной документации на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, утв. Приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 27 октября 2010 г. № 464.

3) должен предусматривать объектный мониторинг, необходимый для осуществления системы контроля этапов строительства и эксплуатации, который также содержит мероприятия по контролю герметичности объекта хранения в процессе строительства и эксплуатации ПХГ.

Обратите внимание: здания, сооружения, тех. устройства и иные объекты обустройства ПХГ, промышленные, с/х 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 РФ. При этом размещение зданий и сооружений объектов обустройства ОПО ПХГ должно соответствовать Приложению №2 к ФНП.

Требования промышленной безопасности к конструкции скважин ОПО ПХГ

Согласно п. 24 ФНП, конструкция скважины ОПО ПХГ в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:
  • максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
  • применение оборудования, способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения флюидоотдачи пластов в соответствии с принятыми проектными решениями;
  • условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства буровых работ и эксплуатации скважины;
  • получение горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
  • условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраной окружающей среды.
Согласно п. 26 ФНП, конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать:
  • подвеску с расчетным натяжением промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);
  • подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
  • контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
  • возможность аварийного глушения скважины;
  • испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
Отдельным подразделом даны Требования безопасности к проектированию, строительству ОПО ПХГ в каменной соли (п. 29-37 ФНП).

Требования промышленной безопасности к бурению, капитальному ремонту скважин ОПО ПХГ и установке подземного оборудования

Основным документом, разрешающим бурение на ОПО ПХГ, является рабочий проект производства буровых работ (п. 38 ФНП), который готовится:
  • на бурение отдельной скважины (индивидуальный);
  • на бурение группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одном ПХГ, площади (групповой, см. п. 40 ФНП).
Обратите внимание: разрешается повторное использование рабочего проекта для производства буровых работ на последующих скважинах и скважинах на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и ПХГ. При этом повторное использование:
  • оформляется протоколом комиссии, которую создает пользователь недр (заказчик);
  • согласовывается с проектной организацией.
Согласно п. 45 ФНП, рабочий проект должен содержать следующие данные и решения:
  • географическая и климатическая характеристика 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, скорость спуско-подъемных операций;
  • тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора, способ и гидравлическая программа 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;
  • технология 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;
  • мероприятия по охране окружающей среды;
  • геолого-технический наряд на производство буровых работ;
  • тип и размеры фундаментов под буровую установку;
  • средства защиты персонала и состав контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
  • объем запаса бурового раствора;
  • мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;
  • комплекс мероприятий, обеспечивающий пожарную безопасность ОПО ПХГ;
  • 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.
Отдельными подразделами даны Требования безопасности при бурении скважин (п. 46-53 ФНП) и Требования безопасности при проведении перфорационных работ на скважинах (п. 54-56 ФНП).

Требования промышленной безопасности при эксплуатации ОПО ПХГ

К числу общих требований относятся следующие:

1) Эксплуатация тех. устройств должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учетом требований изготовителя (п. 57 ФНП).

2) Сведения о проведенных ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) тех. устройств (п. 58 ФНП).

3) Сведения о результатах периодических диагностических обследований, проведенных ремонтах, техническом перевооружении, реконструкциях трубопроводов и скважин вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) трубопровода и паспорта скважин (п. 59 ФНП).

4) Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении ЭПБ (п. 60 ФНП).

Эксплуатация подземной (пластовой) части ПХГ

Эксплуатация ПХГ включает 2 этапа: опытно-промышленной эксплуатации и циклической эксплуатации.

Согласно п. 61 ФНП, этап опытно-промышленной эксплуатации начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до выхода хранилища на проектные показатели. На этой стадии производятся:
  • оценка возможности выхода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;
  • развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;
  • уточнение и совершенствование геологической и технологической моделей эксплуатации.
По результатам опытно-промышленной эксплуатации выполняется анализ эксплуатации ПХГ, в котором на основании проведенных наблюдений и исследований дается заключение:
  • о дальнейшем развитии ПХГ и возможности выхода на утвержденные проектные показатели;
  • о необходимости внесения изменений в технологический проект ПХГ.
Согласно п. 64 ФНП, этап циклической эксплуатации начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) ПХГ.

Эксплуатация ПХГ на первом и втором этапе осуществляется в соответствии с технологическим проектом. При этом эксплуатирующая организация в процессе использования ОПО ПХГ может привлекать к авторскому надзору разработчика технологического проекта (п. 73 ФНП).

Режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:
  • предупреждение образования гидратов и солей в призабойной зоне пласта, колоннах лифтовых труб, трубопроводах, наземном оборудовании;
  • предупреждение преждевременного износа скважинного оборудования, трубопроводов, наземного оборудования;
  • предупреждение нарушения герметичности объекта хранения;
  • сохранение фильтрационно-емкостных свойств и производительности объекта хранения.
При этом баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера с учетом собственных технических нужд и включает (п. 68 ФНП):
  • оценку затрат газа на собственные технические (технологические) нужды;
  • расчет объема газа, закачанного (отобранного) за сутки, месяц, сезон с учетом собственных технических нужд;
  • расчет общего объема газа ПХГ.
Обратите внимание: если на ОПО ПХГ эксплуатируется несколько объектов хранения, то баланс газа ведется как в целом по ОПО, так и по каждому объекту хранения отдельно.

Согласно п. 71 ФНП, контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется посредством:
  • замера пластового давления;
  • замером уровней пластовой воды в контрольных скважинах.
Обратите внимание: если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.

Эксплуатация трубопроводов и трубопроводной арматуры

Согласно п. 74 ФНП, к трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются указанные Правила, относятся:
  • трубопроводная обвязка устьев скважин;
  • шлейфы скважин;
  • газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций;
  • газосборные коллекторы;
  • межплощадочные газопроводы-коллекторы;
  • газопроводы топливного, пускового и импульсного газа;
  • входные и выходные газопроводы от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу;
  • метанолопроводы;
  • трубопроводы системы утилизации промстоков;
  • трубопроводы диэтиленгликоля.
Контрольные мероприятия по оценке технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ зависят от срока их службы, условий эксплуатации и проектных решений. Контроль включает в себя:
  • осмотры;
  • ревизию (освидетельствование, техническое диагностирование) трубопроводов;
  • испытания на прочность и герметичность;
  • проведение экспертизы промышленной безопасности.
Так, плановый осмотр трассы, охранной зоны трубопроводов и участков трубопроводов надземного исполнения должен проводиться не реже 2 раз в месяц в соответствии с утвержденным графиком.

Внеочередные осмотры могут проводиться после стихийных бедствий в случае визуального обнаружения утечки, падения давления в трубопроводе по показаниям манометров.

Результаты осмотров должны заноситься в журнал наружного осмотра трубопроводов.

Важной процедурой является ревизия трубопроводов ОПО ПХГ. Сроки ее проведения устанавливаются с учетом результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии (технического диагностирования) и не должны превышать 8 лет. При этом, согласно п. 85 ФНП, первичная ревизия должна проводиться в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.

При проведении ревизий трубопроводов необходимо (п. 86 ФНП):
  • провести контрольный осмотр трубопровода;
  • выделить участки, работающие в наиболее тяжелых условиях;
  • произвести шурфование;
  • проверить глубину залегания трубопровода;
  • проверить состояние наружной изоляции;
  • провести визуальный осмотр трубопровода и сварных швов на предмет коррозийных повреждений;
  • проверить герметичность запорной арматуры;
  • обследовать переходы через водные преграды, ж/д и автодороги;
  • на переходах через автомобильные и железные дороги проверить состояние защитного футляра и отсутствие электрического контакта трубопровода с защитным футляром.
Согласно п. 92 ФНП, при эксплуатации трубопроводов и трубопроводной арматуры (ТПА) запрещается:
  • производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;
  • соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу рассеивания;
  • использовать ТПА в качестве опор;
  • 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);
  • стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;
  • дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах, если это не предусмотрено изготовителем.
Эксплуатация площадочных производственных объектов

Согласно п. 97 ФНП, производственные объекты ОПО ПХГ должны иметь обозначения (наименования), которые выполняются на видных местах, и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами.

Согласно п. 100 ФНП, в процессе эксплуатации системы и оборудование ОПО ПХГ должны проходить периодические испытания и техническое обслуживание в соответствии с:
  • проектной документацией/документацией;
  • документацией изготовителя;
  • технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ.
При эксплуатации производственных объектов ОПО ПХГ запрещается:
  • Работа аппаратов очистки газа при отсутствии контроля перепада давления, с перепадом давлений выше предусмотренного проектом, документацией изготовителя, технологическим регламентом.
  • Использование открытого огня для обогрева оборудования ОПО ПХГ.
  • Подтяжка (регулировка) и заглушка предохранительных клапанов, если в них обнаружена утечка.
  • Пуск установок при неисправных системах контроля опасных параметров процесса, задействованных в системах защиты.
  • Работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.
  • Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе.
Обратите внимание: предупредительная и аварийная сигнализация на действующих установках ОПО ПХГ должна быть включена в работу постоянно.

Требования к технологическим регламентам ОПО ПХГ

Согласно п. 113 ФНП, технологический регламент для ОПО ПХГ является основным технологическим документом, который определяет:
  • технологию ведения процессов или их отдельных стадий;
  • режимы производства;
  • безопасные условия работы в соответствии с проектной документацией, документацией изготовителя.
Технологический регламент для ОПО ПХГ содержит требования к безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных систем объекта:
  • газосборных и газораспределительных пунктов;
  • установок комплексной подготовки газа;
  • установок низкотемпературной сепарации;
  • установок гликолевой осушки газа;
  • установок регенерации абсорбентов;
  • установок регенерации метанола;
  • компрессорных цехов;
  • иных технологических установок, влияющих на безопасную эксплуатацию ОПО ПХГ.
Технологический регламент должен включать следующие разделы:
  • общая характеристика производственного объекта;
  • характеристика применяемых исходного сырья, материалов, реагентов;
  • описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта;
  • нормы технологического режима;
  • контроль технологического процесса;
  • основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях;
  • безопасная эксплуатация производства;
  • лист регистрации изменений;
  • технологические схемы;
  • схема подземных коммуникаций;
  • схема инженерных сетей.
При этом содержание разделов документа должно соответствовать Приложению № 10 к ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. Приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101).

Согласно п. 118 ФНП, срок действия технологического регламента для ОПО ПХГ составляет 5 лет. Если за этот период в документ не внесено значимых изменений, его можно продлить еще на 5 лет, но не более одного раза.


Объектный мониторинг ОПО ПХГ

Согласно п. 119 ФНП, на ОПО ПХГ должен проводиться объектный мониторинг, который разрабатывается в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.

При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:
  • объект хранения газа;
  • контрольные горизонты;
  • эксплуатационные, специальные скважины в пределах горного отвода ОПО ПХГ.
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 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.
Для скважин ОПО ПХГ должен проводиться контроль технического состояния, включающий:
  • 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.

Требования промбезопасности при консервации и ликвидации ОПО ПХГ

Согласно п. 132 ФНП, консервация ОПО ПХГ (его части) допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ (закачка, хранение, отбор газа из подземных резервуаров) по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и иным причинам.

При этом пользователь недр должен обеспечивать контроль за герметичностью объекта хранения, скважин и их устьев на протяжении всего периода консервации.

Обратите внимание: в случае консервации и/или ликвидации объекты хранения, здания и сооружения на ОПО ПХГ должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения и охрану окружающей среды.

Документация, на основании которой проводится консервацию и ликвидация ОПО ПХГ, должна включать следующие разделы:
  • мероприятия по максимально возможному отбору газа из объекта хранения с обеспечением требований безопасности населения, охраны недр и окружающей среды;
  • общая пояснительная записка;
  • 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.
Согласно п. 139 ФНП, при консервации и/или ликвидации ОПО ПХГ нужно контролировать состояние объекта хранения и контрольных горизонтов путем проведения промысловых, геофизических и гидрохимических исследований. Осуществляется контроль за:
  • давлением;
  • газонасыщенностью;
  • содержанием растворенного газа в объекте хранения и контрольных горизонтах.
Консервация и ликвидация скважин ОПО ПХГ

Согласно п. 134 ФНП, консервация и/или ликвидация скважин на ОПО ПХГ должны осуществляться в соответствии с документацией, которая разрабатывается в составе:
  • проектов разработки подземных хранилищ газа;
  • рабочих проектов производства буровых работ;
  • рабочих проектов реконструкции скважин.
Если в указанных выше проектах такие разделы отсутствуют, то готовится отдельная документация, которая может быть:
  • индивидуальной;
  • групповой (группа скважин на одном ПХГ);
  • зональной (группа скважин на нескольких площадях и ПХГ с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками).
Консервация и ликвидация скважин на ОПО ПХГ оформляется Актом по образцу из Приложения №3 к настоящим ФНП.

Обратите внимание: в территориальный орган Ростехнадзора для учета предоставляются следующие документы на консервацию и ликвидацию скважин (п. 141 ФНП):
  • Акт о ликвидации (консервации) скважины.
  • Акт выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр.
  • Акты на проведенные работы по рекультивации земель.
  • Акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам.
Согласно п. 142 ФНП, все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт о ликвидации, должны храниться у пользователя недр.

Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного пользователем недр с противофонтанной службой, и тоже оформляется Актом.

Обратите внимание: акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора (п. 155 ФНП).

Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на ОПО ПХГ

Согласно п. 156 ФНП, анализ опасностей технологических процессов, качественная, количественная оценка риска аварий или иные методы анализа риска:
  • являются частью декларирования промышленной безопасности;
  • входят в состав обоснования безопасности ОПО ПХГ;
  • учитываются при функционировании риск-менеджмента и системы управления промышленной безопасностью на ОПО ПХГ.
При выборе методов анализа риска нужно 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.
При проведении анализа риска учитывают:
  • стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);
  • возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений;
  • систему противоаварийной защиты;
  • взрывоустойчивость зданий, в которых присутствуют люди;
  • внешние природные воздействия;
  • 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.
При количественном анализе 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;
  • 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 показателям риска.
Обратите внимание: результаты анализа риска аварии обосновываются и оформляются таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли проверить и повторить специалисты, не участвовавшие в первоначальном анализе риска аварии (п. 166 ФНП).

Отчет по оценке риска аварий должен содержать:
  • 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;
  • рекомендации по снижению риска аварий;
  • заключение;
  • перечень используемых источников информации.