СТО Газпром 2-2.3-188-2008

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   .. 259  260  261  262  263  264  ..

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

ПОЛОЖЕНИЕ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-2.3-188-2008

Дата введения - 2008-08-15

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Газпромэнергодиагностика»

 

2 ВНЕСЕН

Управлением по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

 

3 УТВЕРЖДЕН

Распоряжением ОАО «Газпром» от 28 декабря 2007 г. № 453

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

с 15 августа 2008 г.

 

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с решением совещания «Обеспечение промышленной безопасности объектов подземного хранения газа ОАО «Газпром». Результаты работ в 2006 г. и ход выполнения работ в2007 г.» (протокол от 23.07.2007 № 49) и с учетом результатов научно-исследовательских и производственных работ на объектах подземного хранения газа ОАО «Газпром», проведенных ООО «Газпромэнергодиагностика», ООО «ВНИИГАЗ» и другими организациями в 2005-2007 гг. при апробации «Методических указаний по проведению геолого-технологического аудита (обследования) на подземных хранилищах газа» [1].

Стандарт уточняет и дополняет положения об объектном мониторинге, представленном в ПБ 08-621-03 [2], которые отражают лишь некоторые технические аспекты проведения геолого-технологического обследования и не устанавливают порядка и сроков его проведения, а также необходимого и достаточного объема конкретных обследований по всем видам оборудования подземного хранилища газа.

Разработка настоящего стандарта обусловлена необходимостью установления общих требований к порядку организации, планированию и проведению геолого-технологических обследований подземных хранилищ газа ОАО «Газпром».

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Обозначения и сокращения

4 Термины и определения

5 Цели и задачи геолого-технологического обследования ПХГ

6 Объекты геолого-технологического обследования ПХГ

7 Функциональные задачи участников системы геолого-технологических обследований ПХГ

8 Порядок проведения геолого-технологического обследования ПХГ

8.1 Виды и сроки проведения геолого-технологического обследования ПХГ

8.2 Состав работ при проведении геолого-технологического обследования ПХГ

9 Представление Заключения по результатам геолого-технологического обследования ПХГ

10 Планирование средств для проведения работ по геолого-технологическому обследованию ПХГ

11 Требования к исполнителям работ по геолого-технологическому обследованию ПХГ

Библиография

 

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает единые требования к организации и проведению геолого-технологического обследования (ГТО) на подземных хранилищах газа (ПХГ) ОАО «Газпром».

1.2 Положения и требования настоящего стандарта обязательны для применения:

- дочерними обществами ОАО «Газпром», осуществляющими эксплуатацию и (или) ремонтно-техническое обслуживание технологических объектов ПХГ;

- дочерними обществами ОАО «Газпром» и сторонними организациями, выполняющими в ОАО «Газпром» на договорной основе работы по ГТО ПХГ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 7.32-2001 Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления

ГОСТ Р ИСО 9001-2001 Системы менеджмента качества. Требования

СТО Газпром 2-2.3-056-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Регламент по проведению экспертизы промышленной безопасности скважин различного назначения подземных хранилищ газа и назначению (продлению) срока их безопасной эксплуатации проектных работ объектов транспортного назначения и их комплексов и экспертизы промышленной безопасности;

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Обозначения и сокращения

АВО — аппарат воздушного охлаждения;

ГИС — геофизические исследования скважин;

ГПА — газоперекачивающий агрегат;

ГСП — газосборный пункт;

ГРП — газораспределительный пункт;

ГТО — геолого-технологическое обследование;

КС — компрессорная станция;

МГ — магистральный газопровод;

МКД — межколонное давление;

МКП — межколонное пространство;

НКТ — насосно-компрессорные (лифтовые) трубы;

ОПО — опасный производственный объект;

ПХГ — подземное хранилище газа;

СТН — собственные технологические нужды;

ТП — технологический процесс;

УПГ — установка подготовки газа;

ФА — фонтанная арматура;

ЭПБ — экспертиза промышленной безопасности.

4 Термины и определения

4.1 геолого-технологическое обследование ПХГ: Метод выявления недостатков и «узких» мест в эксплуатации ПХГ с целью оптимизации технологических параметров и сокращения затрат при проведении мероприятий по повышению эффективности процессов закачки и отбора газа, а также повышению надежности и безопасности эксплуатации подземного и надземного технологического оборудования.

4.2 подземное хранение газа: Технологический процесс, связанный с закачкой, хранением, отбором газа и направленный на регулирование неравномерности газопотребления, повышение надежности газоснабжения и создание резервов газа.

4.3 подземное хранилище газа: Технологический комплекс, включающий наземные и подземные технические устройства, оборудование и сооружения, естественные или искусственные емкости для содержания газа, представленные пористым пластом или горной выработкой.

4.4 газоснабжение: Одна из форм энергоснабжения, представляющая собой деятельность по обеспечению потребителей газом, в том числе деятельность по формированию фонда разведанных месторождений газа, добыче, транспортировке, хранению и поставкам газа.

4.5 исполнитель: Организация, допущенная к выполнению работ по ГТО в ОАО «Газпром», имеющая статус юридического лица, лицензию Ростехнадзора на проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ и опыт работ по ГТО, экспертизе промышленной безопасности и диагностированию объектов ПХГ.

4.6 недропользователь: Организация, эксплуатирующая ПХГ, на котором проводится ГТО.

4.7 технологический процесс подземного хранения газа: Последовательность технологических операций различных типов, направленных на обеспечение закачки /отбора газа в/из ПХГ.

4.8 геофизические исследования скважин: Исследования, основанные на измерениях естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межколонном пространствах.

4.9 активный объем газа: Объем газа, который закачивается и отбирается для решения задач регулирования сезонной неравномерности газопотребления, оперативного и долгосрочного резервирования. Состоит из: гарантированного резерва, резерва на аномально холодную зиму, аварийного и долгосрочного резервов.

4.10 буферный объем газа: Часть общего объема газа, являющаяся основными средствами хранилища, не подлежащая отбору и обеспечивающая оптимальные параметры работы хранилища. Она состоит из закачанного буферного объема и остаточных геологических запасов газа (в случае создания ПХГ в выработанном месторождении). Буферный объем газа может быть увеличен в течение эксплуатации ПХГ в соответствии с технологическим проектом.

4.11 потери газа: Потери природного газа, связанные с существующим уровнем развития технологии хранения газа, качеством технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ, инцидентами и авариями. Состоят из пластовых (геологических), технологических и аварийных потерь газа.

4.12 собственные технологические нужды: Необходимый расход газа на основные и вспомогательные технологические процессы, обусловленный режимом эксплуатации ПХГ и техническими характеристиками оборудования, включая топливные и прочие технологические нужды.

4.13 геолого-технологическая модель ПХГ: Модель взаимосвязи основных параметров технологического процесса, включающая модели пласта, скважины и наземных коммуникаций.

4.14 технологический проект: Документ, утвержденный в установленном порядке, в котором определяются основные технологические решения, связанные с использованием разведанного пласта-коллектора (выработанного месторождения) для закачки, хранения и отбора природного газа, оцениваются экологическая и эксплуатационная безопасность объекта, а также его экономическая эффективность и социальные последствия.

4.15 основные операции технологического процесса ПХГ: Подача газа из МГ, его очистка, компримирование, охлаждение, замер и распределение по скважинам для закачки в пласт и поступление газа из скважин, его очистка, осушка, замер и подача в МГ в период отбора с использованием установленного технологического оборудования.

4.16 вспомогательные операции технологического процесса ПХГ: Регенерация гликоля и метанола, утилизация промышленных стоков, подготовка и использование топливного, импульсного и пускового газа, электрохимическая защита подземных трубопроводов и др.

4.17 система геолого-технологических обследований ПХГ: Совокупность участников ГТО, взаимодействующих согласно принятой организационной схеме, при надлежащем техническом обеспечении, с учетом норм, правил, методик и иных нормативных и технических документов, в рамках которых организуется, осуществляется и контролируется деятельность по эксплуатации ПХГ.

4.18 технологическая схема ПХГ: Совокупность принципиальных схем размещения скважин, закачки и отбора газа, обустройства ГРП (ГСП), установок подготовки газа и регенерации гликоля, а также информации о проектных технологических показателях ПХГ, составе закачиваемого и отбираемого газа, в том числе наличии выноса воды и абразивных компонентов.

4.19 пластовое давление по скважине: Давление, замеренное в пласте-коллекторе на конкретную дату, в конкретной скважине; минимальное/максимальное пластовые давления — это давления, зафиксированные в проекте на эксплуатацию ПХГ, ниже/выше которых эксплуатация скважины не допускается.

4.20 среднее пластовое давление: Давление, рассчитанное по результатам замеров пластового давления на действующих скважинах ПХГ; выбор метода расчета зависит от конкретных условий эксплуатации ПХГ, объема доступных исходных данных и определяется исполнителем расчета.

5 Цели и задачи геолого-технологического обследования ПХГ

5.1 Основной целью ГТО ПХГ является определение эффективности как технологических процессов закачки и отбора газа в целом, выполняемых в наземном технологическом комплексе с использованием объекта хранения (пласта-коллектора), так и отдельных технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ при условии выполнения требований промышленной безопасности.

5.2 Основными задачами ГТО ПХГ являются:

- выявление недостатков и «узких» мест в технологических процессах закачки и отбора газа по основным частям наземного технологического комплекса: газосборной (газораспределительной) системе с газосборными пунктами (ГСП), установке подготовки газа и системе компримирования газа;

- оценка эффективности использования пласта-коллектора и фонда скважин;

- получение информации для разработки мероприятий по оптимизации технологических параметров, повышению уровня производительности и надежности устройств, оборудования и сооружений ПХГ в сопоставлении с проектными решениями, а также совершенствование технологии эксплуатации с учетом новых разработок в отрасли;

- сбор, анализ, систематизация и обобщение информации об эффективности использования отдельных технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ;

- унификация и внедрение единого информационного и методического обеспечения работ по ГТО.

5.3 Для устранения выявленных недостатков по результатам ГТО разрабатываются специальные программы на текущий и среднесрочный периоды с определением источников финансирования.

6 Объекты геолого-технологического обследования ПХГ

6.1 Объектами ГТО наземного технологического комплекса ПХГ являются нижеследующие его основные части, от которых в значительной степени зависит эффективность технологических процессов закачки и отбора газа в целом:

- газосборная (газораспределительная) система с газосборными пунктами (ГСП);

- установка подготовки газа;

- система компримирования газа;

а также технические устройства, оборудование и технологические установки, входящие в указанные части наземного комплекса.

6.1.1 Основное технологическое оборудование, подвергаемое ГТО, включает в себя:

- фонтанную арматуру и трубопроводы обвязки скважин;

- шлейфы скважин;

- оборудование газораспределительных пунктов (сепараторы, трубопроводы линий, подземные трубопроводы, трубопроводы обвязки сосудов, замерное оборудование);

- промысловые коллекторы и соединительные газопроводы;

- оборудование компрессорной станции (ГПА, АВО газа, блоки пылеуловителей и сепараторов, трубопроводы обвязки сосудов и агрегатов, подземные трубопроводы промплощадки);

- оборудование установок подготовки газа (сепараторы, абсорберы; трубопроводы обвязки сосудов).

6.1.2 Вспомогательное технологическое оборудование, подвергаемое ГТО, включает в себя:

- оборудование регенерации гликоля и метанола (испарители, адсорберы, теплообменники, насосно-компрессорное оборудование, трубопроводы обвязки сосудов и агрегатов);

- оборудование электрохимической защиты подземных трубопроводов (преобразователи катодной защиты, кабельные и воздушные линии, анодные и защитные заземления, протекторы и другое оборудование);

- оборудование топливного, импульсного и пускового газа.

6.2 Объектом ГТО подземной части ПХГ является система «пласт-коллектор - скважина» с входящими в ее состав:

- собственно пластом-коллектором;

- скважинами различного назначения;

- устьевым оборудованием (колонных головок);

- насосно-компрессорными (лифтовыми) трубами и скважинным оборудованием.

6.2.1 При обследовании скважин необходимо оценить состояние межколонного и заколонного пространства, околоскважинной территории и проанализировать результаты замеров потерь давления в стволе скважин.

6.2.2 Для оценки герметичности покрышки пласта-коллектора необходимо использовать информацию о пространственном литолого-стратиграфическом строении пластов, лежащих над объектом хранения, и покрышки, результатах геохимических съемок и исследований техногенных скоплений газа в горизонтах над пластом-коллектором (наличие скоплений и их динамика).

6.3 В случае необходимости перечень объектов ПХГ, подвергаемых ГТО, может быть дополнен или сокращен Управлением по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа (далее - Управление).

7 Функциональные задачи участников системы геолого-технологических обследований ПХГ

Участниками системы геолого-технологических обследований ПХГ являются Управление; исполнители - организации, допущенные к выполнению работ по ГТО в ОАО «Газпром»; недропользователь - организация, эксплуатирующая ПХГ, на котором проводится ГТО.

7.1. Управление осуществляет:

- общее руководство и контроль функционирования системы ГТО ПХГ;

- планирование использования финансовых средств на ГТО ПХГ;

- формирование годового и перспективного планов работ по ГТО ПХГ ОАО «Газпром»;

- расхода газа на собственные технологические нужды (СТН);

- работы компрессорной станции (КС) ПХГ (сопоставление паспортной и фактической производительности КС, затрат топливного газа, выявление причин несоответствия);

- работы установки подготовки газа.

- контроль исполнения годового и перспективного планов работ по ГТО ПХГ;

- организацию контроля качества работ по ГТО ПХГ;

- контроль полноты и своевременности нормативного и методического сопровождения системы ГТО ПХГ ОАО «Газпром».

7.2 Исполнители осуществляют:

- разработку и согласование в Управлении и у недропользователя «Программы проведения геолого-технологического обследования ПХГ» и рабочего плана-графика;

- проведение работ по ГТО ПХГ в соответствии с годовым планом работ по договорам с ОАО «Газпром», заключенным в установленном порядке (для получения более полной и объективной информации о состоянии объектов ПХГ к проведению ГТО исполнитель может привлекать на субподрядной основе организации, выполнявшие технологическое и техническое проектирование ПХГ, организацию, осуществляющую авторский надзор, и организации, проводящие на данном ПХГ геофизические, гидрогеологические, экологические, диагностические и прочие исследовательские работы);

- оформление отчетной документации о выполненных работах по ГТО ПХГ;

- подготовку предложений и рекомендаций недропользователю для разработки мероприятий по оптимизации технологических параметров, повышению уровня производительности и надежности устройств, оборудования и сооружений ПХГ в соответствии с проектными решениями, а также совершенствование технологии эксплуатации с учетом новых разработок в отрасли.

7.3 Недропользователь осуществляет:

- направление в Управление заявок на ГТО ПХГ;

- согласование «Программы проведения геолого-технологического обследования ПХГ» и рабочего плана-графика;

- допуск в установленном порядке исполнителей на объекты для производства работ по ГТО ПХГ;

- проведение необходимых подготовительных работ в соответствии с «Программой проведения геолого-технологического обследования ПХГ»;

- предоставление в установленном порядке всей проектной, технической и технологической документации на объекты, подвергаемые ГТО;

- предоставление фактической информации по эксплуатации ПХГ (объемы закачиваемого и отбираемого газа, добыча конденсата и воды, среднее пластовое давление по залежи и по конкретной скважине, дебиты скважин и результаты исследования скважин, данные потребления газа на собственные нужды и т.п.);

- назначение лиц, ответственных за проведение ГТО ПХГ по каждому виду оборудования и сооружений;

- выделение по мере необходимости для исполнителя места хранения оборудования и материалов;

- предоставление собственного персонала и техники для сопровождения и помощи в проведении исследований;

- установку режимов работы технологического оборудования, необходимых для проведения измерений, если это не противоречит требованиям технологии эксплуатации и безопасности;

- сбор, накопление и хранение технической информации в течение всего периода эксплуатации ПХГ;

- контроль производства и качества работ по ГТО ПХГ (без вмешательства в оперативную деятельность исполнителей работ);

- приемку отчетной документации по ГТО ПХГ.

8 Порядок проведения геолого-технологического обследования ПХГ

8.1 Виды и сроки проведения геолого-технологического обследования ПХГ

8.1.1 В зависимости от объема выполняемых работ различают комплексное или локальное геолого-технологические обследования ПХГ.

При комплексном ГТО ПХГ обследуются все показатели технологического процесса подземного хранения газа (основного и вспомогательного).

Локальное ГТО ПХГ носит ограниченный по объему проведения исследований характер. При этом обследованию подлежит один или группа параметров технологического процесса.

8.1.2 По периодичности проведения обследований различаются периодическое и внеочередное ГТО ПХГ.

Периодическое ГТО ПХГ проводится в соответствии с годовым планом работ по проведению ГТО ПХГ ОАО «Газпром» не реже одного раза в 10 лет или после реконструкции, тех-перевооружения, расширения.

Внеочередное ГТО ПХГ проводится по мере необходимости по заданию Управления или недропользователя.

8.1.3 Первичное ГТО должно проводиться по истечении 5 лет после ввода ПХГ в эксплуатацию.

8.1.4 Для ПХГ II и III групп, определяемых в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-056, а также в случае значительного расхождения проектных и фактических технологических показателей эксплуатации ПХГ, сроки периодических ГТО могут быть сокращены по обоснованному решению Управления.

8.2 Состав работ при проведении геолого-технологического обследования ПХГ

8.2.1 Процесс ГТО должен содержать четыре этапа: подготовительный, проведение обследования на месте, проведение выборочных измерений и исследований (при необходимости) и заключительный.

8.2.1.1 Подготовительный этап должен включать:

- оценку объема работ при проведении ГТО на основании предварительного анализа доступной технической и технологической документации;

- выбор определяющих параметров технического и технологического состояния ПХГ, оценка которых по результатам ГТО будет являться основанием для выработки рекомендаций об условиях дальнейшей эксплуатации ПХГ, о необходимости и возможности его модернизации и т.д.;

- выявление факторов, представляющих потенциальную опасность для надежной и эффективной эксплуатации ПХГ;

- подготовку и согласование с Управлением и недропользователем «Программы проведения геолого-технологического обследования ПХГ» и рабочего плана-графика.

8.2.1.2 Для составления Программы возможно привлечение организаций, выполнявших технологическое и техническое проектирование ПХГ, организации, осуществляющей авторский надзор, и организаций, проводящих на данном ПХГ геофизические, гидрогеологические, экологические, диагностические и прочие исследовательские работы.

8.2.1.3 Проведение обследования на месте должно включать:

- подбор и анализ всей имеющейся на ПХГ документации, необходимой для проведения ГТО;

- анализ условий и режимов эксплуатации ПХГ за предшествующий период;

- анализ методов и средств контроля технологических показателей;

- анализ результатов выполненных ранее обследований и исследований ПХГ другими организациями;

- сбор сведений о проведенных ремонтно-восстановительных работах и реконструкциях;

- сбор информации об отказах оборудования, авариях и их причинах.

8.2.1.4 Руководитель недропользователя должен обеспечить достоверность информации, предоставленной исполнителю.

В случае необходимости исполнитель может запросить дополнительные материалы, позволяющие получить более полную информацию о состоянии ПХГ. Эти документы могут служить основанием для согласованного изменения объема работ по ГТО.

8.2.1.5 Выборочные измерения и исследования проводятся в случае отсутствия в представленной документации информации о существенных параметрах технологического процесса или результатах технического диагностирования и включают в себя:

- замеры технологических параметров (давления, температуры, расхода продукции) на отдельных видах основного или вспомогательного оборудования;

- определение технического состояния оборудования и сооружений методами неразрушающего контроля, в том числе проведение ГИС в соответствии с Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах [3] и РД 153-39.0-072-01 [4].

8.2.1.6 Заключительный этап должен включать:

- обобщение всех полученных материалов;

- оформление Заключения по геолого-технологическому обследованию ПХГ;

- согласование Заключения с недропользователем и утверждение его в Управлении.

8.2.2 При проведении ГТО должна быть получена и проанализирована информация:

- о состоянии недр в пределах горного отвода ПХГ;

- технологических показателях эксплуатации ПХГ, включая основные части наземного технологического комплекса и системы «пласт-коллектор-скважина»;

- показателях технического состояния и уровне промышленной безопасности объектов ПХГ в части их влияния на эффективность технологических процессов.

8.2.2.1 ГТО недр ПХГ включает в себя анализ:

- степени геологической изученности ПХГ и уровня контроля за состоянием недр на момент проведения ГТО;

- причин геологических потерь (если таковые имеются);

- степени герметичности покрышки и разрывных нарушений (если таковые имеются);

- степени нарушения герметичности покрышки скважинами, пробуренными на территории горного отвода ПХГ, и уровня потерь газа через негерметичные скважины.

8.2.2.2 ГТО технологических показателей эксплуатации включает в себя анализ:

- потерь давления газа на участке: пласт-коллектор - скважина - НКТ, связанных с несовершенством первичного или вторичного вскрытия пласта-коллектора и несоответствием диаметра НКТ потенциальным возможностям скважины;

- потерь давления в фонтанной арматуре и во всех элементах газораспределительной системы ПХГ;

- расхода газа на собственные технологические нужды (СТН);

- работы компрессорной станции (КС) ПХГ (сопоставление паспортной и фактической производительности КС, затрат топливного газа, выявление причин несоответствия);

- работы установки подготовки газа.

8.2.3 В процессе проведения ГТО должны быть изучены технологическая схема ПХГ и основные технологические параметры, полученные в результате использования геолого-технологических моделей ПХГ, имеющиеся в распоряжении недропользователя и организации, осуществляющей авторский надзор.

8.2.4 При проведении ГТО должны быть изучены результаты работ по авторскому надзору объектов ПХГ, а также других плановых и внеплановых проверок за последние 5 лет, которые предоставляются недропользователем или организацией, осуществляющей авторский надзор.

9 Представление Заключения по результатам геолого-технологического обследования ПХГ

Заключение по геолого-технологическому обследованию ПХГ разрабатывается в соответствии с ГОСТ 2.105 и с соблюдением основных требований к оформлению по ГОСТ 7.32. Заключение по геолого-технологическому обследованию ПХГ должно состоять из введения, основной части, выводов и рекомендаций.

9.1 Основная часть Заключения по геолого-технологическому обследованию ПХГ должна содержать следующие разделы:

- общие сведения о ПХГ,

- оценку состояния контроля технологических параметров ПХГ,

- оценку фактических технологических показателей ПХГ,

- оценку фактического технического состояния и уровня промышленной безопасности объектов ПХГ.

9.1.2 В разделе «Общие сведения о ПХГ» должны быть представлены следующие сведения:

- назначение и местоположение хранилища;

- краткая история создания ПХГ, общая характеристика пласта-коллектора и общая технологическая схема;

- степень изученности горного отвода ПХГ полевыми геофизическими исследованиями, комплексы ГИС, наличие разработанной интерпретационной модели;

- наличие геолого-технологических моделей, степень их разработки;

- уровень информативности геолого-геофизических исследований и представлений о состоянии пласта-коллектора.

- подготовку документов, необходимых для заключения в установленном ОАО «Газпром» порядке договоров на производство работ по ГТО ПХГ;

9.1.3 В разделе «Оценка состояния контроля технологических параметров ПХГ» проводится описание методов и средств контроля технологических параметров на всех этапах технологического процесса ПХГ - от пласта-коллектора до оборудования КС и вспомогательных объектов (при закачке и отборе). В заключении раздела дается оценка уровня полноты и системности контроля, качества работ, выполняемых геологической и техническими службами ПХГ для обеспечения приведенных ниже видов контроля технологических параметров.

9.1.3.1 Контроль состояния пласта-коллектора должен предусматривать возможность получения достоверной информации по следующим параметрам:

- уровню репрессий при закачке газа;

- наличию обоснований и уровню депрессий при отборе;

- выносу воды и абразивных компонентов;

- статистике образования песчано-глинистых и гидратных пробок, уровню динамически напряженного состояния пласта-коллектора;

- уровню загрязнения пластовых вод и пласта-коллектора примесями, попадающими в пласт вместе с газом, растворами, использующимися при ремонтах скважин, и т.п.

9.1.3.2 Методы определения геологических потерь газа (если таковые имеются) должны обеспечивать их выявление и возможность поиска причин их возникновения.

9.1.3.3 Контроль энергетических характеристик пласта должен предусматривать получение информации:

- о частоте и достоверности замеров пластовых давлений;

- качестве построения карт изобар;

- значении фильтрационных коэффициентов по скважинам;

- замерах потерь давления в стволе скважин - от пласта до устья (при отборе газа).

9.1.3.4 Контроль герметичности подземной части ПХГ должен обеспечиваться проведением работ по оценке состояния фонда скважин на предмет их герметичности, качеством проведения геохимических съемок, возможностью оперативного выявления грифонов, выполнением ГИС по пластам выше объекта хранения и другими сертифицированными методами контроля.

9.1.3.5 Контроль технологических параметров наземной части ПХГ должен обеспечиваться их регулярными и достоверными замерами при закачке и отборе:

- в фонтанной арматуре,

- в шлейфах,

- в линиях ГРП,

- в технологическом оборудовании ГРП (сепараторах, пылеуловителях),

- в межпромысловых коллекторах,

- в оборудовании КС.

Должны регулярно выполняться замеры расхода газа на собственные технологические нужды.

9.1.4 В разделе «Оценка фактических технологических показателей ПХГ» проводится оценка фактических технологических показателей подземной и надземной частей ПХГ.

9.1.4.1 Оценка технологических показателей подземной части ПХГ должна включать:

- сопоставление проектных и фактических технологических показателей эксплуатации хранилища (активный и буферный объемы газа, максимальное и минимальное пластовое давление, величины геологических потерь, суточная производительность, число и размещение скважин, принципиальная схема закачки и отбора газа, основные параметры КС и т.п.);

- анализ степени использования имеющихся геолого-технологических моделей для адекватного описания состояния технологического процесса ПХГ в реальном времени и возможности реального прогнозирования ситуаций при различных уровнях закачки и отбора газа;

- оценку расчетов объема газа в пласте методами математического моделирования (сопоставление расчетного и балансового объемов газа в пласте и заключение о наличии или отсутствии утечек газа);

- сопоставление проектного и фактического пластового давления (анализ причин несоответствия проектных и фактических значений);

- оценку потерь давления в пласте (депрессионная и репрессионная воронки, проектная и фактическая величина депрессии скважин);

- оценку технического состояния фонда скважин, в том числе сопоставление проектной и фактической конструкции скважин;

- анализ результатов реконструкций и ремонтов скважин за последние 5 лет;

- составление перечня отказов по скважинам;

- сопоставление проектных и фактических дебитов скважин (фактические дебиты могут быть рассчитаны исходя из фильтрационных параметров скважины или замерены непосредственно);

- анализ газодинамических исследований скважин (расчет фильтрационных параметров и дебитов скважин в пределах рабочих пластовых давлений);

- анализ результатов потерь давления в НКТ по результатам исследований скважин;

- выявление причин потерь газа через негерметичные скважины.

9.1.4.2 Оценка технологических показателей надземной части ПХГ должна включать:

- обобщенную информацию о проектной и фактической конструкции, техническом состоянии, результатах реконструкций и ремонтов за последние 5 лет, отказах и авариях технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ;

- данные о результатах замеров и расчетах потерь давления по всей технологической цепочке - от фонтанной арматуры до узла подключения КС; информацию об обнаружении потерь газа через негерметичные элементы оборудования и о причинах этих потерь;

- анализ работы компрессорной станции ПХГ (сопоставление паспортной и фактической производительности ГПА; оценка плановых и фактических затрат газа на СТН в соответствии с ВРД 36-2-2-080-2003 [6]; выявление причин несоответствии плановых и фактических данных);

- анализ работы установки подготовки газа (сопоставление паспортной и фактической производительности сепараторов, абсорберов, установки регенерации гликоля, затрат газа на СТН, оценка качества подготовки газа);

- обнаружение и выявление причин потерь давления, связанных с неэффективностью технологического процесса, определяющих необходимость реконструкции или ремонта шлейфов, ФА, ГПА и т.п.

9.1.4.3 В данном разделе должны быть представлены результаты выборочных замеров (если они проводились) технологических параметров (давления, температуры, расхода газа) на отдельных видах основного или вспомогательного оборудования и проведено сопоставление полученных результатов с данными, представленными службами ПХГ.

9.1.5 В разделе «Оценка фактического технического состояния и уровня промышленной безопасности объектов ПХГ» в соответствии с ПБ 08-624-03 [7], РД 03-484-02 [8], ПБ 03-246-98 [9], ПБ 03-576-03 [10], ПБ 03-585-03 [11] и нормативным документом ОАО «Газпром» [12] проводится оценка системы контроля технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ, являющихся опасными производственными объектами, и дается оценка соответствия их состояния требованиям промышленной безопасности и влияния на эффективность технологических процессов.

9.1.5.1 Анализу подлежит имеющаяся в службах эксплуатации техническая документация:

- отчеты по результатам технического диагностирования объектов ПХГ;

- заключения экспертизы промышленной безопасности ОПО с целью продления ресурса и т.д.

Дается оценка соответствия представленной документации требованиям нормативной документации.

9.1.5.2 В случае проведения выборочного технического диагностирования отдельных видов основного или вспомогательного оборудования в разделе представляются результаты этих работ и проводится их сопоставление с данными, представленными службами ПХГ.

9.2 Выводы и рекомендации Заключения по геолого-технологическом у обследованию ПХГ должны содержать обобщенные результаты выполненных работ, рекомендации для разработки мероприятий по повышению эффективности и надежности эксплуатации ПХГ, производительности и безопасности подземного и наземного комплексов.

9.2.1 В разделе приводятся обобщенные результаты по оценке:

- состояния недр в пределах горного отвода;

- сопоставления проектных и фактических технологических параметров ПХГ;

- технического состояния фонда скважин и наземного оборудования и сооружений;

- качества работ, выполняемых службами эксплуатации ПХГ, организацией, осуществляющей авторский надзор, и организациями, выполняющими геофизические, диагностические и прочие исследовательские работы на объектах ПХГ.

9.2.2 В разделе должны быть приведены предложения, касающиеся:

- ремонта и/или реконструкции оборудования и сооружений подземного и наземного комплексов;

- проведения необходимых геолого-геофизических исследований для разработки или корректировки геолого-технологических моделей, отвечающих потребностям эксплуатации ПХГ на каждом этапе его развития;

- совершенствования технологических процессов с учетом новых разработок;

- мероприятий по повышению уровня промышленной безопасности оборудования и сооружений подземного и наземного комплексов.

10 Планирование средств для проведения работ по геолого-технологическому обследованию ПХГ

10.1 Финансирование работ по геолого-технологическому обследованию ПХГ осуществляется ОАО «Газпром» по статье расходов «Маркетинговые, консультационные, консалтинговые и инжиниринговые услуги».

10.2 Потребность в финансовых средствах на проведение работ по ГТО ПХГ должна быть сформирована Управлением в срок до 01 июня года, предшествующего планируемому для проведения работ, и утверждена ОАО «Газпром».

11 Требования к исполнителям работ по геолого-технологическому обследованию ПХГ

К проведению работ по ГТО ПХГ допускаются исполнители, отвечающие следующим требованиям:

- наличие лицензии федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих лицензирование в области строительства и промышленной безопасности, на выполнение проектных работ объектов транспортного назначения и их комплексов и экспертизы про­мышленной безопасности;

- наличие опыта выполнения работ в области ГТО ПХГ, экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ, геофизических исследований газовых (нефтяных) скважин;

- наличие разработанной, документально оформленной и поддерживаемой в рабочем состоянии системы менеджмента качества как средства, обеспечивающего соответствие услуг установленным требованиям, подтвержденное наличием сертификата на соответствие требованиям ГОСТ Р ИСО 9001;

- иметь необходимое инструментальное и приборное оснащение, аппаратура и средства контроля должны быть поверены в установленном порядке;

- иметь в структуре организации геолого-геофизическое подразделение;

- иметь свидетельство об аккредитации в Системе экспертизы и аккредитации в области промышленной безопасности в соответствии с «Требованиями к экспертным организациям» СДА-11 [13];

- пройти процедуру сертификации готовности к выполнению работ на ПХГ в Системе добровольной сертификации «ГАЗПРОМСЕРТ» и иметь соответствующее свидетельство;

- должны располагать персоналом, имеющим соответствующую профессиональную подготовку, теоретические знания и практический опыт, необходимые для выполнения работ по ГТО ПХГ. Персонал должен пройти инструктаж, обучение и проверку знаний по охране труда в установленном порядке в соответствии с законодательными и нормативными правовыми актами по охране труда, ВРД 39-1.14-021-2001 [14], правилами и нормами при выполнении соответствующих видов работ, утвержденными и действующими в ОАО «Газпром»;

- должны постоянно вести учет профессиональной подготовки персонала, его квалификации и аттестации;

- должны обеспечить своих специалистов утвержденными в ОАО «Газпром» действующими нормативными и методическими документами, техническими средствами контроля, специальной одеждой и обувью;

- должны назначить лиц из числа сотрудников, работа для которых в данной организации является основной, ответственных за определенные участки работ: хранение, техническое обслуживание, эксплуатацию и метрологическое обеспечение технических средств; функционирование системы менеджмента качества; ведение фонда нормативной технической документации; ведение и хранение документации по результатам работ; обеспечение безопасности при проведении работ;

- должны располагать собственными или арендованными помещениями, обеспечивающими безопасность, эргономичность труда сотрудников и тем самым гарантировать высокое качество получаемых результатов при выполнении работ в области ГТО ПХГ;

- должны определить и документально оформить процедуры планирования и управления процессами подготовки и выполнения работ по ГТО ПХГ;

- должны иметь собственную или привлекаемую лабораторию не разрушающего контроля в соответствии с требованиями ПБ 03-372-00 [15];

- если при обследовании проводятся испытания, подразделение, осуществляющее испытания, должно соответствовать «Требованиям к испытательным лабораториям» СДА-15 [16];

- должны вести практику постоянной оценки и определения степени удовлетворенности заказчика методом получения отзывов об услугах;

- должны иметь процедуры для защиты и восстановления данных на электронных носителях, а также для предупреждения несанкционированного доступа или внесения в них изменений.

Библиография

[1]

Методические указания по проведению геолого-технологического аудита (обследования) на подземных хранилищах газа (утверждены ОАО «Газпром» 11.12.2004 г.)

[2]

Правила Ростехнадзора

Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах

ПБ 08-621-03

[3]

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (утверждены приказом Минтопэнерго России и МПР России от 28.12.1999 г. № 323/445)

[4]

Руководящий документ Ростехнадзора

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах

РД 153-39.0-072-01

[5]

Михайловский А.А. Геолого-технологическое моделирование подземных хранилищ газа: задачи и возможности. Сборник научных трудов «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы». — М.: Газпром; ВНИИГАЗ, 2003

[6]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

Методика оценки затрат природного газа на собственные технологические нужды при эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах

ВРД 39-2-2-080-2003

[7]

Правила Ростехнадзора

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

ПБ 08-624-03

[8]

Руководящий документ Ростехнадзора

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах

РД 03-484-02

[9]

Правила Ростехнадзора

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности

ПБ 03-246-98

[10]

Правила Ростехнадзора

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

ПБ 03-576-03

[11]

Правила Ростехнадзора

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

ПБ 03-585-03

[12]

Положение о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» (утверждено ОАО «Газпром» 28.11.2003 г.)

[13]

Система документов по аккредитации. Требования к экспертным организациям. СДА-11 (принято Наблюдательным советом Ростехнадзора, решение от 20.09.2006 г. № 5/42)

[14]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.14-021-2001

[15]

Правила Ростехнадзора

Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля

ПБ 03-372-00

[16]

Система документов по аккредитации. Требования к испытательным лабораториям. СДА-15 (принято Наблюдательным советом Ростехнадзора, решение от 20.09.2006 г. № 5/42)