В соответствии с законами Республики Узбекистан «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «О недрах» и постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 10 июля 2004 г. № 323 «06 организаций деятельности Государственной инспекции по надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе», приказываю:

1. Утвердить Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах.

2. Настоящие Правила ввести в действие по истечении десяти дней со дня их государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Узбекистан.

Настоящие Правила в соответствии с законами Республики Узбекистан «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «О недрах», а также постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 10 июля 2004 г. № 323 «Об организации деятельности Государственной инспекции по надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе», устанавливают требования, направленные на обеспечение сезонной неравномерности потребления природного газа, а также промышленной безопасности, предупреждение аварий и случаев производственного травматизма при эксплуатации подземных хранилищ газа.

1. Подземные хранилища газа (далее — ПХГ) являются составной частью единой системы газоснабжения и предназначены для регулирования неравномерности газопотребления и образования долгосрочного и оперативного резервов газа. На ПХГ осуществляется приемка, закачка, хранение и отбор газа. Роль ПХГ в процессе их создания и эксплуатации могут меняться по мере развития газотранспортной системы, увеличения газопотребления и по другим обстоятельствам.

2. Основными документами для строительства новых и расширения действующих, ПХГ являются технологическая схема и технический проект обустройства, прошедшие экологическую экспертизу и утвержденные представителем заказчика. Все изменения, вызывающие отклонения от утвержденной технологической схемы, отражаются в соответствующих дополнениях или коррективах и утверждаются заказчиком.

3. По типу пористой среды, в которой создается искусственная газовая залежь, различают хранилища:

а) в водоносных пластах;

б) в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.

4. По сложности геологического строения объектов, выбранных для хранения газа, подразделяют:

а) простого геологического строения — характеризующихся относительной выдержанностью литологического состава пород, их коллекторских свойств и продуктивности в пределах разведанной площади;

б) сложного геологического строения — характеризующихся развитием тектонических нарушений, различием литологического состава пород, изолированностью отдельных блоков, наличием экранирующих зон с уменьшенной проницаемостью и т. д.

5. По форме искусственной залежи, образованной в пористом пласте ПХГ подразделяются на пластовые и массивные, а по наличию в пределах разведанной площади, изолированных друг от друга горизонтов (выдержанных пластов) или выработанных залежей на однопластовые и многопластовые.

6. В зависимости от амплитуды залегания и типа структурной ловушки ПХГ подразделяются на:

а) моноклинальные;

б) малоамплитудные в антиклинальных структурах (амплитуда ловушки равна или не более, чем вдвое превышает мощность пласта);

в) ПХГ с большой амплитудой ловушки в антиклинальных структурах (амплитуда ловушки вдвое и более превышает мощность пласта);

г) ПХГ в литологически экранированных ловушках.

7. По степени проявления пластовой энергии в процессе эксплуатации ПХГ подразделяются на следующие категории:

а) с преимущественно газовым режимом, когда отклонения от чисто газового режима не превышают 10%;

б) с преимущественно водонапорным режимом, когда отклонения от чисто газового режима превышает 10%;

в) со смешанным режимом.

8. При наличии или отсутствии в истощенном месторождении (залежи) жидких углеводородов ПХГ подразделяются на следующие группы:

а) без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышленного значения;

б) с нефтяной оторочкой промышленного значения;

в) с остаточной нефтенасыщенностью непромышленного значения;

г) с остаточным газовым конденсатом.

9. Разведочные работы при изучении водоносной структуры под подземное хранилище газа должны обеспечить получение достоверных исходных данных, необходимых для составления технологической схемы создания и эксплуатации ПХГ.

10. Определение фильтрационно-емкостных и других геолого-физических показателей, степени и условий герметичности будущего ПХГ, предельных границ площади освоения и использования изучаемых объектов производится на основе структурных построений по материалам разведочных работ, бурения скважин, результатам гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, оценочных технико-экономических расчетов, а также оценке воздействия на окружающую природную среду.

При оценке степени герметичности ПХГ используются материалы гидрогеологических и гидрохимических исследований.

11. В результате изучения водоносной структуры и выбранных объектов должны быть:

а) доказаны наличие и целостность структурной или экранированной ловушки, способной аккумулировать газ в промышленных объемах, определены ее площадь и объем порового пространства;

б) выявлены особенности геологического строения ловушки и основные характеристики объектов и пластов-покрышек в пределах разведуемой площади;

в) получены гидрогеологические данные по всем водоносным пластам с указанием степени их изолированности или сообщаемости;

г) определены химический состав, давление и температура пластовых вод по всему разрезу.

12. По всем разведочным, поисковым и параметрическим скважинам производятся:

а) изучение литолого-стратиграфического разреза по керну, шламу и промыслово-геофизическим исследованиям;

б) выделение в разрезе всех водоносных горизонтов и возможных аккумуляторов газа;

в) изучение характеристики водоносных горизонтов: мощности и глубины залегания, геолого-физических свойств (пористости, проницаемости, трещиноватности, карбонатности, абсолютной и относительной глинистости);

г) определение экранирующих свойств непроницаемых пластов (покрышек) и тектонических нарушений;

д) уточнение структурных планов залегания водоносных горизонтов, выявление основных и вспомогательных тектонических нарушений по корреляции разрезов и зон литологических замещений;

е) определение начального гидростатического давления водоносных горизонтов;

ж) определение продуктивной характеристики пластов с целью детализации объектов закачки газа, выбора интервалов сброса промстоков, установления основных и вспомогательных контрольных горизонтов для наблюдения за герметичностью ПХГ;

з) специальный комплекс исследований на устойчивость призабойной зоны, установление предельного превышения гидростатического давления и т.д.

13. Для получения достоверных исходных данных о фильтрационно-емкостных свойствах пластов по первым скважинам, в зависимости от размеров разведуемой площади, производится отбор керна в интервале пласта-коллектора и перекрывающих пород, которые могут быть использованы в качестве покрышки над аккумулирующими пластами. Количество скважин, в которых необходимо отбирать сплошной керн. устанавливается проектом разведки площади.

14. В процессе бурения скважин проводится комплекс промыслово-геофизических замеров, предусмотренных геолого-техническим нарядом. После окончания бурения и крепления проверяются состояние обсадных колон, высота подъема и качество цементного кольца за колонной.

Опрессовка кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн производится в строгом соответствии с «Инструкцией по испытанию скважин на герметичность» и результаты этих работ оформляются соответствующими актами.

15. При разведке водоносных структур по отдельным 3-4 скважинам определяется геотермический градиент, характеризующий фоновое состояние разреза до закачки газа в пласт.

В ходе разведки водоносных структур гидрогеологическими исследованиями охватываются все водоносные горизонты изучаемой площади.

К основным гидрогеологическим показателям относятся:

а) статические уровни подземных вод, пластовые давления и закономерности их изменения по площади;

б) продуктивная характеристика скважин по воде, в том числе гидропроводность и пьезопроводность;

в) растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь с углеводородами и литолого-фациальные свойства пород;

г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод.

16. С целью изучения гидрогеологической характеристики по разведочным скважинам производятся:

а) откачка пластовой воды до достижения постоянства удельного веса, химического состава;

б) устьевые и глубинные замеры давления и температуры, измерения статического уровня воды, снятие индикаторной характеристики и построение кривых восстановления давления;

в) отбор глубинных проб воды для химического анализа. определение количества и состава растворенных газов;

г) определение интервалов притока воды и продуктивности испытываемого пласта.

17. Подготовку скважин и проведение гидрогеологических исследований осуществляют по планам, утвержденным руководством разведочной организации. Устья разведочных скважин оборудуются по условию проведения на них гидрогеологических исследований и промыслово-геофизических замеров.

18. В геолого-промысловых исходных данных должны быть отражены:

а) общие сведения о районе разведочных работ (привязка к местности, орогидрография, населенные пункты и т. д.);

б) краткий обзор проведенных геологических исследований, результаты сейсмической съемки, буровых работ и промыслово-геофизических замеров, геохимическая съемка;

в) литолого-стратиграфическая характеристика разреза в пределах разведанной площади;

г) геолого-физическая характеристика всех водоносных пластов, которые могут быть использованы под ПХГ, а также как контрольные горизонты или аккумуляторы вторичных (аварийных) скоплений газа;

д) тектоническое строение разведанной площади и характеристика структурных ловушек;

е) литолого-физическая характеристика пластов-покрышек и плотных пород, залегающих над пластами-коллекторами;

ж) геолого-промысловые данные по оценке герметичности основных и вспомогательных пластов-покрышек;

з) техническое состояние фонда всех пробуренных скважин;

и) оценка емкостной и фильтрационной характеристики выбранных объектов для закачки газа;

к) сведения о возможности нахождения полезных ископаемых на разведуемой или смежной площади;

л) возможные поглотительные горизонты для сброса промстоков.

19. Исходные геолого-промысловые данные по разведанной площади оформляются отчетом с приложением к нему следующего графического материала:

а) ситуационного плана района с выделением на нем разведочной площади и нанесением газотранспортной системы;

б) структурных карт по кровле и подошве выбранных объектов, построенных на основе результатов бурения скважин;

в) сводного стратиграфического разреза площади;

г) геологических профилей вдоль и в крест простирания структурных ловушек;

д) карт равных мощностей выбранных объектов и пластов-покрышек над ними;

е) карты эффективных мощностей пласта коллектора;

ж) схемы корреляции разреза скважин;

з) графиков изменения давления или уровня воды в наблюдательных скважинах при площадной гидроразведке;

20. Отчет разведочной организации в заключительной части должен содержать основные выводы и предложения о пригодности к использованию площади под подземное хранилище газа с указанием допустимых границ газонасыщенной зоны.

21. В зависимости от сложности геологического строения, особенностей залегания водоносных пластов, выявленных в ходе разведки площади, перечень исходных геолого-промысловых данных к технологическому проектированию ПХГ может быть видоизменен или дополнен по предложению проектирующей организации.

22. Под строительство ПХГ передаются выработанные залежи истощенных месторождений. Для определения пригодности таких залежей создается межведомственная комиссия с участием представителей Государственной инспекции «САНОАТКОНТЕХНАЗОРАТ», Госкомприроды Республики Узбекистан и других заинтересованных министерств и ведомств.

Межведомственная комиссия на основе изучения данных по разработке залежи определяет:

а) остаточные запасы газа, нефти, конденсата и сопутствующих компонентов, степень выработанности пластов;

б) техническое состояние всего пробуренного и пригодность существующего фонда, конструкции скважин, вскрывших залежь, для создания ПХГ, возможность использования промыслового оборудования.

Результаты рассмотрения геолого-промысловых материалов актируются и при положительном заключении служат исходным материалом для разработки технологической схемы создания хранилища в отработанной залежи. В случае расхождения в величинах остаточных запасов нефти и газа составляется соответствующий акт.

23. В зависимости от степени изученности месторождения при разработке его на полное или частичное истощение, полноты разбуривания и качества промыслово-геофизической информации, предприятием (обществом) составляется программа доразведки месторождения и обследования всего пробуренного фонда скважин.

24. На все виды работ, предусмотренных программой доразведки месторождения, в том числе и на опрессовку скважин после выхода их из бурения, окончания ремонтно-восстановительных работ или переоборудования, представителями заинтересованных организаций составляются многосторонние акты, которые должны храниться в деле скважины.

25. Технические проекты на бурение дополнительных скважин, планы ремонтно-восстановительных работ по существующему фонду скважин согласовываются с Государственной инспекцией «САНОАТКОНТЕХНАЗОРАТ».

26. Возможность использования скважин, находившихся в длительной консервации после окончания разработки месторождения, решаются компанией эксплуатирующей ПХГ, совместно с проектирующей организацией по согласованию с Государственной инспекцией «САНОАТКОНТЕХНАЗОРАТ».

27. Перед передачей скважины разведочная организация обязана:

а) спустить в скважину лифтовые трубы и установить на устье фонтанную арматуру;

б) освободить устье скважины от бурового станка, вспомогательного оборудования;

в) выровнять площадку вокруг скважины, засыпать земляные амбары, убрать с территории якорные и другие вспомогательные сооружения;

г) при вскрытии скважиной слабосцементированного пласта-коллектора она должна быть оборудована забойным фильтром.

28. Передача разведанной площади ПХГ заказчику — компании (предприятию), эксплуатирующей ПХГ допускается в случае, если:

а) на разведанной площади завершены геолого-разведочные работы, предусмотренные проектом разведки;

б) получено заключение Госкомприроды Республики Узбекистан о пригодности структуры и возможности строительства ПХГ.

в) по всему фонду разведочных скважин выполнены гидродинамические исследования;

г) составлен отчет по результатам разведки водоносной структуры;

д) завершены работы по оборудованию устья скважин, спуску лифтовых труб, демонтажу вспомогательных сооружений около скважин, рекультивации земель, оценке возможности сброса промстоков;

е) представлены сведения по продуктивной характеристике, освоению и испытанию, объему и видам промыслово-геофизических исследований, свойствам пластовых вод;

ж) приведены данные по выносу песка, рабочим и предельным депрессиям при испытаниях, режимных откачках воды;

з) указаны интервалы отбора керна и результаты анализа кернового материала.

29. Документально оформляется передача скважин путем составления по каждой из них соответствующего акта, в котором должны быть отражены:

а) дата начала и окончания бурения;

б) местоположение (с указанием координат);

в) альтитуда устья (колонного фланца);

г) конструкция (марка и толщина стенки обсадных труб, диаметр и глубина спуска колонн, интервал вскрытия, высота подъема цемента за колонной и цементного стакана);

д) результаты испытания на герметичность.

30. Земельный отвод на время бурения скважин и под промышленное строительство оформляется в установленном порядке разведочной организацией и заказчиком через хокимияты, на территории которых проводятся разведочные работы и строительство наземных сооружений.

31. До бурения эксплуатационных скважин и начала обустройства ПХГ необходимо оформить акт, удостоверяющий горный отвод, в соответствии с «Положением о порядке предоставления горных отводов в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых» (приложение №1 к постановлению КМ РУз от 13 января 1997 г. № 19).

32. В качестве объектов для ПХГ используются водоносные пласты, не содержащие ранее углеводородов, а также выработанные залежи нефтяных, газовых и газоконденсатных истощенных месторождений.

Указанные объекты должны иметь над собой покрышки, сложенные ,непроницаемыми пластическими и твердыми породами. Объекты должны обладать емкостными и фильтрационными свойствами, обеспечивающими технологические процессы создания и циклической эксплуатации ПХГ при приемлемых технико-экономических показателях и допустимых по горно-геологическим условиям давления нагнетания и отбора газа.

33. Строительство ПХГ под территориями, где расположены предприятия, здания, сооружения, города и другие населенные пункты, курорты, лесопарки, заповедники, источники водоснабжения, реки, водоемы, памятники истории, культуры и искусства, ценные сельскохозяйственные угодья, пограничные полосы, аэродромы, полигоны специального назначения, полосы отчуждения, укрепленные районы, кладбища и другие объекты, производится после согласования с заинтересованными юридическими и физическими лицами и местными органами власти.

34. Пригодными для ПХГ являются объекты с пористостью, усредненной по площади будущего хранилища, не менее 10—15%, представленные водоносными пластами или выработанными залежами в терригенных коллекторах и не менее 5% в трещиновато-пористых. Средняя проницаемость должна быть не менее 0,15 д для водоносных пластов при глубине их залегания до 1000 м и не менее 0,1 д для пород, слагающих выработанные залежи на глубинах, где достигнутое к моменту истощения месторождения давление позволяет производить закачку газа.

35. Для достоверной оценки пригодности объектов по емкостным и коллекторским свойствам плотность сетки разбуривания должна выбираться с учетом выдержанности пластов и характера распределения геолого-физических показателей по результатам бурения первоочередных скважин.

Освещенность керном интервалов пласта-коллектора и покрышки должна обеспечивать возможность оценки пригодности выбранных объектов. При этом вынос керна должен быть не ниже 75%. При вскрытии разведочными скважинами слабосцементированных коллекторов, вынос керна должен быть обеспеченье не менее 50%. При использовании выработанных залежей плотность сетки скважин и степень освещенности керном могут не устанавливаться, если информация по разработанным месторождениям (залежам) достаточна для оценки пригодности объектов.

36. Покрышка над выбранным объектом должна быть выдержанной по всей площади распространения пласта и мощность ее должна составлять не менее 2-3 м при глубине залегания до 600 м и 4-5 м при глубине свыше 600 м. Величины по каждому объекту проверяются расчетным путем по условиям недопустимости образования вертикальных трещин при максимальном давлении нагнетания газа.

37. Проницаемость покрышки по газу не должна превышать 10-4 мд, по данным лабораторных исследований, а по данным закачки газа степень разобщенности выбранного объекта и контрольных горизонтов должна обеспечиваться покрышкой при заданном превышении давления над гидростатическим.

38. Для обеспечения длительного функционирования хранилищ в разрезе площади, соответствующей контуру водоносной структуры, выше основной покрышки над пластом-коллектором должны быть выделены дополнительные прослои, обладающие герметизирующей способностью (на случай образования вторичных скоплений газа из-за возникновения заколонных перетоков и других причин).

39. Не допускается использовать водоносные пласты, если над основной и резервными покрышками отсутствуют водоносные горизонты, по которым в период создания и длительной циклической эксплуатации хранилища контролируются состояние и герметичность перекрывающих пород и заколонного пространства скважин. Для выработанных залежей истощенных месторождений, в процессе эксплуатации которых не были отмечены перетоки флюида, а в период эксплуатации хранилища давление нагнетания не будет превышать начального, допускается использовать их под хранилища без водоносных горизонтов над покрышками.

40. В пределах расчетного контура будущего хранилища не должно быть тектонических нарушений, вызывающих снижение герметичности основной и резервных покрышек. Герметичность выявленных нарушений, равно как и заколонного пространства скважин, должна быть проверена в период опытно-промышленной закачки газа путем заданного технологической схемой превышения рабочего давления в хранилище над гидростатическим.

41. Породы, слагающие объекты, должны быть устойчивыми против разрушения при перепадах давления и температурах, которые будут иметь место при создании и циклической эксплуатации хранилища. Для неустойчивых пород должны быть выполнены соответствующие исследования, подготовлены и установлены на забое скважин специальное оборудование и соответствующие фильтры.

42. По распределению проницаемости по напластованию и перпендикулярно напластованию объекты должны быть относительно однородными при мощности пласта 5-6 м, а при мощности свыше 6 м предельная анизотропность может возрастать пропорционально эффективной мощности пласта, но не свыше 4. При более высокой анизотропности объект должен быть разделен на прослои, зоны, участки, применительно к которым должна быть разработана конкретная и более детальная технология их освоения.

43. По технологическому назначению скважины на ПХГ подразделяются на:

а) эксплуатационные (для закачки и отбора газа);

б) нагнетательные (только для закачки газа);

в) наблюдательные (для наблюдений по основному пласту-коллектору);

г) контрольные (для наблюдений за герметичностью хранилища по вышезалегающим контрольным горизонтам);

д) разгрузочные (для разгрузки пластов);

е) поглотительные (для сброса промстоков);

ж) геофизические (без вскрытия пластов, используются для наблюдений за изменением газонасыщенности по разрезу скважины).

44. Бурение скважин различного технологического назначения на площади будущего ПХГ и непосредственно при его создании или последующем расширении должно производиться в соответствии с требованиями действующих на территории Республики Узбекистан технических, технологических и экологических правил и инструкций с учетом специфических особенностей создания и эксплуатации ПХГ в пористых пластах.

45. При подборе промывочной жидкости для бурения и цементирования скважин необходимо руководствоваться действующими инструкциями и методическими указаниями, составленными для условий бурения и цементирования газовых скважин.

46. Технология крепления обсадных колонн с учетом специфики эксплуатации ПХГ должна обеспечивать:

а) равномерное по всему стволу скважины распределение и подъем цементного раствора за колонной до устья;

б) полное замещение промывочной жидкости цементным раствором;

в) надежное разобщение проницаемых пластов по всему разрезу скважины.

47. Резьбовые соединения эксплуатационной колонны и лифтовых труб, независимо от качества крепления колонн и оснастки лифта, должна обеспечивать полную их герметичность по газу при проектных технологических параметрах эксплуатации ПХГ.

48. Вскрытие пласта-коллектора и закачивание скважин должно производиться на промывочной жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны. Глинистые растворы, особенно без спец. добавок, допускается использовать только в исключительных случаях.

49. При наличии в разрезе водоносной структуры, пласта-коллектора истощенного месторождения или залежи, сложенного слабосцементированными и рыхлыми породами, закачивание скважин должно предусматривать крепление призабойной зоны.

50. Конструктивное исполнение фильтров (подвесных и гравийно-намывных) должно обеспечивать возможность их регенерации (очистки от кольматирующего материала), капитального ремонта и замены их в процессе эксплуатации ПХГ.

51. При установке гравийно-намывных фильтров в расширенной части ствола скважины толщина гравийной обсыпки должна обеспечивать полное задержание мелкой фракции песка в течение длительной эксплуатации ПХГ. С этой целью средний размер гравия и ширина щелей фильтра-каркаса выбираются в зависимости от гранулометрического состава пород пласта-коллектора.

52. К наземному оборудованию скважин относятся:

а) фонтанная арматура с колонной головкой:

б) обвязочные трубопроводы, узлы замера давления и температуры;

в) вспомогательные сооружения и устройства для подачи ингибитора;

г) металлическое ограждение, площадка обслуживания, предупреждающие знаки и указатели.

53. Фонтанная арматура и колонная головка для эксплуатационных скважин выбираются с учетом максимального давления нагнетания газа, которые испытываются на прочность и герметичность при давлениях, предусмотренных техническими условиями.

54. На всех скважинах устанавливаемая фонтанная и запорная арматура которая должна отвечать следующим требованиям:

а) сохранения герметичности при многократном закрывании и открывании запорного элемента;

б) возможности полного закрытия и открытия при незначительных усилиях;

в) способности выдержать внутреннее давление, вдвое превышающее номинальное (по паспорту завода-изготовителя). Все изменения, вносимые в конструкцию или обвязку фонтанной и запорной арматуры, в обязательном порядке должны быть согласованы с заводом-изготовителем, проектирующей организацией и Государственной инспекцией «Саноатконтехназорат».

55. Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации ПХГ должно находиться под постоянным наблюдением операторов газопромысловой службы и поддерживаться в рабочем состоянии. Во время проведения профилактических осмотров особое внимание следует уделять фланцевым, резьбовым и сварным соединениям, состоянию набивки запорной арматуры (сальниковых уплотнений), межколонным давлениям. При обнаружении неисправностей или пропуска газа, скважина должна быть немедленно остановлена, после чего и приняты меры по замене неисправных деталей и узлов или передаче скважины в ремонт.

56. Вспомогательные системы и устройства, устанавливаемые на устье для автоматического перекрытия скважины, регистрации наличия песка в потоке газа и других целей, должны быть работоспособными в экстремальных условиях эксплуатации ПХГ (в условиях гидратообразования, выноса воды, резкого снижения или возрастания давления и расхода газа при соответствующем исполнении).

57. К подземному оборудованию скважин относятся:

а) лифтовая колонна с клапаном-отсекателем, пакером, разъединителем, циркуляционным и ингибигорным клапанами;

б) забойный фильтр с затворной трубкой (при намыве гравия) и вспомогательными устройствами, используемыми при установке фильтра;

в) приспособления специального назначения для разобщения обводненных интервалов, изоляции пестующихся пропластков и т. д.

58. Конструкции подземного оборудования рассматриваются и утверждаются заказчиком для каждого конкретного случая и должны обеспечивать:

а) надежное разобщение эксплуатационной и лифтовой колоны;

б) предотвращение открытого фонтанирования в случае разрушения устьевой арматуры, колонной головки и лифтовой колонны;

в) нормальную эксплуатацию скважины при проектных режимах закачки и отбора газа;

г) проведение технологических операций, связанных с освоением, испытанием и ремонтом скважин:

д) возможность проведения профилактических работ, связанных с извлечением части лифтовых труб и узлов подземного оборудования без полного глушения скважины (перекрытием пакера глухой пробкой и заполнением пространства над ним жидкостью для глушения скважины);

е) ввод и закачку ингибитора через затрубье в лифтовую колонну и призабойную зону пласта (при образовании гидратов на забое скважины);

ж) возможность извлечения всего подземного оборудования без нарушения прочности и герметичности обсадной колонны;

з) возможность проведения геофизических исследований.

59. При разведке водоносных пластов, а также обводненных залежей, находящихся в длительной консервации (когда исходная геолого-промысловая информация по залежи недостаточна для проектирования ПХГ), производят испытание водяных скважин, руководствуясь соответствующими инструкциями.

Методы и средства испытания водяных скважин должны быть отражены в программе, составленной разведочной или проектирующей организацией на основе предварительного изучения материалов геологических изысканий, сейсмической разведки, данных разработки месторождения, структурного и глубокого бурения, освоения скважин после их выхода из бурения и других видов работ, проведенных разведочными и геофизическими организациями на площади будущего ПХГ.

60. К основным параметрам водоносных пластов и обводненных залежей, которые необходимо определять при разведке, относятся:

а) статические уровни подземных вод, пластовые давления и закономерности их изменения по площади, разрезу и во времени;

б) продуктивная и емкостная характеристика пласта и исследуемых скважин, распределение гидропроводности, эффективной мощности и пористости в пределах разведуемой площади, коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважин;

в) гидрогеохимические характеристики пластовых вод;

г) температура пласта и распределение температуры по стволу скважины;

д) степень устойчивости пород, слагающих пласт-коллектор или продуктивный горизонт обводненной залежи в призабойной зоне исследуемых скважин;

е) остаточная (текущая) газонасыщенность обводненной залежи (наряду с геофизическими определяется гидродинамическими методами на основе данных о количестве отобранной воды и отсепарированного газа).

61. При наличии на устье водяных скважин избыточного давления испытания, при стационарных режимах фильтрации выполняются путем самоизлива с одновременной регистрацией установившегося расхода воды и устьевого давления. При этом необходимым условием является снятие показаний при 4-5 режимах самоизлива. Последнее достигается установкой регулируемого или сменного штуцера.

62. Перед испытанием продуктивных горизонтов обводненной залежи следует обращать внимание на техническое состояние скважин, особенно после длительной их консервации, возможность включения в работу техногенных (вторичных) залежей при создании депрессии на исследуемый горизонт, а также на остаточные запасы нефти, газа и конденсата, которые могут быть сосредоточены в недоперфорированных интервалах продуктивной части горизонта.

До начала испытания по скважине должны быть выполнены геофизические замеры по оценке газонасыщенных интервалов и состояния цементного камня, шаблонировка ствола скважины и предварительная очистка ствола кратковременной продувкой.

63. При отсутствии избыточного давления производят режимные откачки воды с помощью передвижного компрессора. Для установления режима следует менять подвеску лифтовых труб или создавать противодавление на устье скважины. Допускается изменять режим откачек путем регулирования подачи воздуха.

64. После завершения испытаний самоизливом или режимными откачками, сопровождаемыми утилизацией пластовой воды, проводят испытания при нестационарных режимах фильтрации. Они заключаются в снятии кривых восстановления давления после испытания скважины самоизливом и восстановления уровня после режимных откачек.

При невозможности испытать скважину режимными откачками следует провести испытания закачкой воды в пласт. Закачку воды рекомендуется применять в исключительных случаях, когда имеется уверенность в чистоте водяного столба в скважине и нагнетание воды не вызовет загрязнения призабойной зоны. Результаты проведения испытаний заносятся в дело скважины.

65. Основными задачами исследования газовых скважин при доразведке истощенных месторождений в процессе создания и эксплуатации искусственных газовых залежей в водоносных пластах являются:

а) определение или уточнение продуктивной характеристики скважин при переменных газогидродинамических условиях, вызванных эксплуатацией газовых залежей, закачкой и отбором газа, длительным простоем и другими явлениями;

б) оценка приемистости газонасыщенных пластов и коэффициентов фильтрационного сопротивления при забойной зоны скважин;

в) оценка степени устойчивости пород в призабойной зоне пласта и установление предельной депрессии, при которой не происходят разрушения скелета породы;

г) определение предельного дебита газовых скважин по условиям выноса воды, механических примесей, допустимых потерь давления;

д) оценка работоспособности фильтра и установленного в скважине забойного оборудования.

66. Исследованию газовых скважин должен предшествовать комплекс геофизических замеров по оценке технического состояния (акустический цементомер — АКЦ, определение цементного кольца — ОЦК, локация муфтовых соединений), интервалов перфорации, снятию фона по гаммакаротажу — ГК, нейтронногаммакаротаж — НГК и термометрии.

67. Исследование скважин с целью определения приемистости и продуктивной характеристики производится без выпуска газа в атмосферу путем замера расхода газа и соответствующего перепада давления при закачке и отборе.

Для уточнения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны исследование скважин проводят на 4-5 режимах, используя при этом индивидуальный шлейф, регулирующий штуцер, расходомер, сепаратор или специальный породоудовитель.

68. Исследование скважин с целью оценки устойчивости пород пласта-коллектора и предельного дебита, в исключительных случаях допускается производить с выпуском газа в атмосферу при обязательном соблюдении правил промсанитарии. При этом необходимо стремиться к максимальному ограничению продолжительности исследования.

69. Для оперативного обнаружения и регистрации песка в потоке газа при исследовании скважин рекомендуется использовать систему индикации песка. Допускается использовать породоуловители или сепараторы, с помощью которых должны контролироваться выносимые потоком газа механические примеси.

70. При определении предельного дебита скважины, устьевые замеры давления и температуры, регистрация расхода газа и водного фактора должны сопровождаться дебитометрией и замером пластового давления.

71. Последовательность и частота исследования газовых скважин определяются графиком их проведения с учетом предложений проектных организаций, ведущих оперативный контроль и авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, выполняются оперативно-производственной службой станции ПХГ и контролируются геологической службой станции или отделом ПХГ газотранспортной организации.

72. Исследования газовых, газоконденсатных и газоводяных скважин должны сопровождаться замерами забойного давления, расхода, температуры с помощью глубинных приборов. Пластовое давление в хранилище должно определяться как средневзвешенное по площади искусственной газовой залежи.

73. При эксплуатации сооружений и оборудования ПХГ, выполнении контрольно-профилактических мероприятий в обязательном порядке должны быть соблюдены требования по охране недр и окружающей природной среды, противофонтанной безопасности и правила технической эксплуатации ПХГ.

Работы по сооружению ПХГ выполняются в соответствии с технологической схемой создания и эксплуатации, а также технической документацией на их обустройство, разработанной организацией, выполнившей проект по заданию заказчика.

Технологическая схема создания и эксплуатации, техническая документация на обустройство хранилища составляются специализированными научно-исследовательскими и проектными организациями.

74. Технологические схемы разрабатываются на основе предварительных технико-экономических проработок исходных геолого-промысловых данных разведочной организации с использованием дополнительных материалов бурения, промыслово-геофизических, газо-гидродинамических и специальных видов исследований, выполненных на площади будущего ПХГ.

75. Техническая документация на обустройство ПХГ может быть разработана по структурной ловушке или истощенному месторождению в целом, а также отдельно по объектам — водоносным пластам (горизонтам) или выработанным залежам. В последнем случае необходимо технико-экономическими расчетами обосновать очередность освоения горизонтов или залежей с учетом возможности расширения ПХГ как за счет освоения последующих объектов, так и за счет расширения площади.

76. В технологической схеме должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие: эффективное использование парового объема, максимальную производительность скважин и технологического оборудования, предотвращение преждевременного обводнения искусственной газовой залежи, сохранность горизонтов пресных вод, чистоту воздушного бассейна, кондиционность отбираемого и закачиваемого газа.

77. Технологические схемы создания и эксплуатации НХГ в установленном порядке рассматриваются и утверждаются нефтегазовой компанией, в ведении которой находится ПХГ.

На основе принятых показателей технологической схемы газотранспортной организацией — заказчиком (на балансе которого числится ПХГ) совместно с проектной организацией составляется и утверждается в задание на техническое проектирование (обустройство) ПХГ.

78. Дополнения и частичные изменения, направленные на сокращение сроков и повышение эффективности создания ПХГ, но не влияющие на основные показатели утвержденной технологической схемы, допускаются при условии согласования с организацией—автором технологической схемы и Государственной инспекции «Саноатконтехназорат».

При необходимости внесения коренных изменений в утвержденную технологическую схему последняя заново перерабатывается проектной организацией и в качестве уточненной схемы рассматривается и утверждается заказчиком.

79. Технологическая схема создания и эксплуатации ПХГ служит основой технического проекта на его обустройства. В ней приводится принципиальное решение основных технологических и технико-экономических задач, связанных с эффективным использованием парового объема и пластовой энергии, обеспечением оптимальной производительности скважин и наземного оборудования, повышением эффективности технологических процессов подготовки, закачки к отбора газа, а также с предотвращением потерь закачанного газа, утечек за контур хранилища, обводнения хранилища и загрязнения вышезалегающих водоносных горизонтов, сохранением чистоты воздушного бассейна и обеспечением требуемой кондиционности газа.

80. Технологическая схема должна включать следующие разделы:

I раздел — исходные геолого-промысловые данные, в том числе все показатели, выявленные в соответствии с требованиями пункта 4 настоящих Правил обоснование пригодности объекта для создания ПХГ, с учетом технического состояния всех скважин, имеющихся на площади (структуре) отводимой под ПХГ;

II раздел — обоснование объемов активного и буферного газа, максимального контура распространения газонасыщенной зоны, темпов закачки и отбора газа, продолжительности создания хранилища, числа скважин и их производительности, максимального давления нагнетания и минимального давления отбора и других технологических показателей, характеризующих с оптимальный вариант создания и эксплуатации подземного хранилища газа:

III раздел — детализация оптимального варианта создания и эксплуатации ПХГ с разбивкой этапов функционирования и установлением очередности бурения скважин, обустройства газохранилища и ввода объектов;

IV раздел — объем и последовательность опытных, промыслово-исследовательских и других видов работ, направленных на уточнение технологических возможностей подземного хранилища газа, организацию контроля и наблюдений за формированием искусственной газовой залежи, герметичностью покрышки пласта-коллектора и скважин;

V раздел — технико-экономические показатели создаваемого подземного хранилища газа.

81. Первый раздел технологической схемы создания ПХГ охватывает следующие вопросы:

а) краткие сведения о геологической изученности разведанной структуры или истощенного месторождения с указанием количества всех пробуренных скважин и их технического состояния;

б) краткая стратиграфия с указанием интервала и глубины залегания пластов (залежей) и перекрывающих пластов (покрышек);

в) тектоническое строение водоносной структуры или истощенного месторождения;

г) краткая физико-литологическая характеристика горизонтов (пластов), карты фациальной изменчивости;

д) результаты испытания скважин с указанием производительности по воде или по газу, рабочих и максимальных дебитов на единицу перепада давления, состояния забоя;

е) результаты разработки истощенного месторождения или пробной закачки воздуха в водоносный пласт;

ж) данные по составу воды или газа;

з) состояние фонда ликвидированных скважин;

и) сведения об остаточных запасах нефти, конденсата и газа, остаточной газонасыщенности (по данным БКЗ, БК, ПС, КС и др.), емкости структурной ловушки;

к) гидрогеологическая характеристика, степень подвижности пластовых вод, режим работы залежи;

л) рекомендации по доразведке площади, использованию пластов для контроля за герметичностыо хранилища, сброса промстоков, водоснабжения и других нужд, с перечнем мероприятий по охране недр при эксплуатации поглотительных скважин.

82. Второй раздел схемы охватывает следующие вопросы:

а) обоснование на основе структурных построений и соответствующих гидрогазодинамических расчетов объемов активного и буферного газа, контура распространения газа по площади, увязка этих объемов с данными о неравномерности газопотребления, пропускной способности газопроводной системы и другими данными, характеризующими состояние газоснабжения данного региона;

б) обоснование максимального давления в ПХГ в конце нагнетания и минимального давления в конце отбора газа, темпов закачки и отбора газа, продолжительности этапов закачки и отбора, качественная характеристика нагнетаемого и отбираемого газа;

в) выбор количества, обоснование размещения и конструкции эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных и разгрузочных скважин на площади будущего хранилища;

г) оценка средней и максимальной производительности эксплуатационных скважин;

д) оптимизация числа эксплуатационных скважин, мощность КС, объемов активного и буферного газа и других технологических показателей, обеспечивающих эффективность создания хранилища.

83. Третий раздел схемы охватывает вопросы, связанные с детальным рассмотрением оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа. В ней приводится серия табличных и графических данных, полученных в ходе выполнения технологических расчетов.

На основе сводных данных определяют очередность разбуривания конструкции скважин, применяемого скважинного оборудования, площади (залежи), обустройства КС, промысла и других сооружений подготовки газастанции подземного хранения газа.

84. Четвертый раздел схемы охватывает вопросы;

а) объема и последовательности выполнения исследовательских работ;

б) методов и средств контроля и наблюдений, проводимых в период создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

85. Пятый раздел схемы охватывает следующие вопросы:

а) оценка капитальных и эксплуатационных затрат на создание хранилища по укрупненным показателям;

б) оценка удельных и приведенных затрат, себестоимости хранения газа, окупаемости хранилища по различным вариантам создания или в сопоставлении со средними показателями по отрасли;

в) рекомендации по повышению технико-экономической эффективности создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

86. К технологической схеме прилагаются следующие графические материалы:

а) обзорная карта района с нанесенными на ней газотранспортной системой, месторождениями, действующими и проектируемыми хранилищами, а также основными потребителями;

б) структурные карты по кровле и подошве пласта-коллектора (залежи), вышезалегающим водоносным пластам;

в) геолого-геофизический (гидрогеологический) разрез месторождения (площади);

г) продольный и поперечный профили по водоносным горизонтам (залежи);

д) карта фациальной изменчивости пласта (залежи);

е) карта геохимической съемки площади;

ж) схема размещения всех пробуренных и намечаемых к бурению скважин с нанесеним на ней планом расположения наземных сооружений;

з) принципиальная схема подготовки газа;

и) конструкция скважин различного технологического назначения с указанием компоновки подземного оборудования и т.д.;

к) графические и табличные показатели сопоставляемых вариантов создания и эксплуатации ПХГ.

87. В проекте обустройства хранилища должны быть предусмотрены все сооружения, необходимые для его функционирования, уточнены объем и стоимость всех работ, составлены сводные технико-экономические и другие показатели. Компрессорные агрегаты, газопромысловое и вспомогательное оборудование должны быть высоко-производительными, надежными в эксплуатации и отвечающими современным требованиям. Особое внимание необходимо уделять герметичности узлов и соединений, снижению количества выбросов, внедрению ресурсосберегающей технологии всех операций, а также разработке экологических нормативов ПДВ, ПДО, ПДС.

88. При совмещении нескольких технологических процессов, например, подземного хранения газа и вторичной добычи нефти, частичного сайклинг-процесса и других, в технологической схеме должны быть решены вопросы, связанные с обеспечением побочных процессов во взаимосвязи с подземным хранением газа, функционированием основных сооружений подземного хранилища газа и побочного производства (нефтегазавого промысла, смежного хранилища и т. п.).

89. Сооружение подземных хранилищ газа, в зависимости от сложности строения объектов, геолого-физических особенностей формирования искусственной залежи может быть осуществлено поэтапно.

Целесообразность и продолжительность этапов, а также необходимость проведения опытно-промышленной эксплуатации отдельных горизонтов (залежей) должны определяться технологической схемой создания подземного хранилища газа.

90. На заключительной стадии работ по созданию подземного хранилища газа необходимо выполнить комплекс исследований, направленных на уточнение герметичности хранилища в целом, отдельных скважин, оценку количества защемленного и растворенного газа, определение эффективности работы наземного оборудования.

91. При появлении новых технологических решений и высокоэффективного оборудования может быть разработан проект обустройства хранилища с частичной или полной заменой наземного и подземного оборудования, установкой дополнительной аппаратуры, а также средств автоматического управления.

92. Средние (рабочие) дебиты эксплуатационных скважин устанавливаются на основе данных, полученных в процессе разведки водоносной структуры или разработки месторождения.

При установлении среднего дебита отбора (производительности закачки) должны учитываться:

а) состояние и перспективы обустройства станции подземного хранения газа;

б) физико-химический состав пород пласта-коллектора, возможности химического взаимодействия между породой, пластовой жидкостью, вводимыми в скважину ингибиторами и другими веществами, что может привести к солеобразованию, закупорке и пробкообразованию в стволе скважины;

в) термобарические условия работы скважин, образование конденсационной воды, вынос пластовых вод и другие факторы, влияющие на интенсивность гидратообразования.

93. Максимально допустимый дебит скважин устанавливается в зависимости от следующих основных факторов:

а) устойчивости пласта-коллектора и условий, обуславливающих или исключающих вынос песка, намытого гравия и других частиц, количество которых в потоке газа не должно приводить к образованию пробок, разъеданию подземного и наземного оборудования;

б) условий образования конусов обводнения, избирательного подтягивания пластовых вод по высокопроницаемым пропласткам, вторжения вод из пижезалегающих пропластков через литологические окна;

в) условий поддержания рабочего давления на устье скважины, возможностей и технического состояния газосборной системы;

г) возможностей конструкции скважины и скважинного оборудования (забойного или устьевого фильтра, системы регулирования).

94. Изменение рабочих дебитов эксплуатационных скважин во времени в пределах запланированного объема активного газа определяется с учетом изменения давления в хранилище и изменения условий отбора газа.

Изменение производительности скважин и хранилища в целом определяется условиями газонасыщения пласта-коллектора, оттеснения пластовых вод, поддержания заданного давления нагнетания и другими показателями. Эти условия должны учитываться при составлении технологических режимов закачки и отбора газа по хранилищу в целом и отдельным скважинам.

95. Общее число эксплуатационных скважин определяется технологической схемой. Количество резервных эксплуатационных скважин определяется в каждом конкретном случае индивидуально, исходя из геолого-технологических особенностей ПХГ и условий его эксплуатации в пределах данной газотранспортной системы.

96. Число и размещение наблюдательных, контрольных, геофизических, поглотительных скважин также определяется технологической схемой и устанавливается в зависимости от особенностей геологического строения пласта-коллектора (залежи), степени разобщенности контрольных (наблюдательных) горизонтов, размеров площади газонасыщения пласта (распространения залежи), наличия смежных структурных поднятий, куда может перетекать некоторое количество газа из основной ловушки, а также ряда других специфических факторов, отмеченных в ходе создания подземного хранилища газа.

97. Для поддержания среднего и максимального дебита скважин, предприятие, эксплуатирующее ПХГ, обязано обеспечить своевременное осуществление профилактического, текущего и капитального ремонта, производить смену и регенерацию фильтров, чистку ствола скважин и шлейфов, реконструкцию отдельных узлов и деталей.

Изменение числа эксплуатационных скважин против утвержденной схемы допускается по совместному решению с научными организациями, выполняющими работу по оперативному контролю за эксплуатацией ПХГ.

98. Система контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией ПХГ в целом или самостоятельных горизонтов (залежей), а также последовательность и частота наблюдений, контрольных замеров, отбора проб, проверки герметичности, соблюдение экологических норм и других операций, определяются технологической схемой.

Контроль за процессом заполнения хранилища, распространением газонасыщенной зоны, перераспределением репрессионной и депрессионных воронок, реагированием контрольных скважин осуществляет предприятие, эксплуатирующее ПХГ путем систематического анализа фактических данных по объектам закачки и отбора газа, результатам испытания скважин, промыслово-геофизическим замерам, визуальным наблюдениям за работой скважин.

99. Контроль за созданием и эксплуатацией ПХГ предусматривает:

а) построение карт изобар при закачке и отборе газа;

б) построение графиков «закачка (отбор) — давление», изменения производительности (дебита) эксплуатационных скважин по циклам закачки и отбора газа;

в) определение зависимостей, характеризующих темпы и продолжительность отборов газа по циклам от активного объема, продолжительности нейтрального периода и др. факторов.

Для указанных определений и построений систематически замеряются устьевые, пластовые давления на скважинах, температура и расход газа на газосборном пункте, интервалы и значения газонасыщенности по скважинам, водный фактор и наличие механических примесей в потоке газа.

Периодичность замеров пластового давления по эксплуатационным скважинам устанавливается геологической службой в зависимости от темпов закачки и отбора, условий растекания газа и вторжения пластовых вод, размеров площади газонасыщения и других факторов, характерных для данного ПХГ.

100. Периодические контрольные замеры давления (уровня) для оценки герметичности ПХГ должны производиться по наблюдательным скважинам, оборудованным на вышезалегающие водоносные горизонты. При этом необходимо убедиться в отсутствии гидратообразования (при попадании газа) и наличии сообщаемости ствола скважины с контрольным горизонтом.

Замеры давления, необходимые для построения изобар, определения режима работы искусственной газовой залежи, должны производиться по пьезометричееким, наблюдательным и эксплуатационным скважинам после прекращения закачки газа в пласт, перед началом и после прекращения отбора газа из пласта. Время начала замеров, объем работ по глубинным замерам давления устанавливаются геологической службой по согласованию с научной организацией, осуществляющей надзор за эксплуатацией ПХГ.

101. Для формирования искусственных залежей в сложно построенных структурах и массивных пачках, сообщающихся между собой, необходимо иметь данные о распределении давления также по вертикали. С этой целью необходимо оборудовать несколько сопоставительных пар наблюдательных скважин, одна из которых вскрывает верхнюю часть залежи, другая — нижнюю и т. п. После выполнения функции наблюдательных, эти скважины могут быть переведены в эксплуатационные.

102. Различные виды затрат на собственные нужды и потери газа (при испытании скважин, продувках, аварийном фонтанировании и утечке за контур) в обязательном порядке должны учитываться, регистрироваться в журналах и отражаться в соответствующих актах на списание газа.

103. Возможность использования вторичных (техногенных) залежей для целей ПХГ, образовавшихся в результате межпластовых перетоков, производится по согласованию с Государственной инспекцией «Саноатконтехназорат». Затраты газа на технологические операции должны списываться в соответствии с утвержденными нормативами.

104. Горный отвод под ПХГ должен оформляться до начала строительства хранилища в соответствии с действующим в Республики Узбекистан «Положением о порядке предоставления горных отводов для использования недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых», предусматривающее представления горных отводов для строительства и эксплуатации ПХГ, дающего право на пользование недрами (приложение № 1 к постановлению КМ РУз от 13 января 1997 г. №19).

105. Для получения горного отвода предприятие совместно с автором технологической схемы представляет в Государственную инспекцию «Саноатконтсхназорат» следующие документы:

а) пояснительную записку, в которой приводится:

административное положение;

цели и задачи ПХГ;

наименование организации, осуществляющей строительство и эксплуатацию;

общие сведения о территории над испрашиваемым горным отводом, т. е. наличие на ней предприятий, объектов и сельхозугодий;

дается обоснование границ хранилища, перечень и характеристика горизонтов, предназначенных под закачку газа.

Границы горного отвода для ПХГ определяются контурами распространения внешнего контакта при закачке в пласты максимального объема газа, предусмотренного проектным документом на строительство хранилища.

В случае если хранилище создается на базе истощенных нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений, приводятся сведения о величине остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти, конденсата, газа и сопутствующих компонентов. Прилагается акт передачи этих запасов на баланс предприятия, которое эксплуатирует хранилище.

В заключительной части записки дается перечень требований, которые должны выполняться предприятием при их строительстве и эксплуатации.

б) выписку из технологической схемы создания и эксплуатации хранилища, в которой приводится количество пластов и по каждому из них основные параметры:

активный и буферный объемы газа, период освоения, допустимые (максимальное и минимальное) давления в процессе эксплуатации;

площадь (га) распространения газа в пласте;

фонд скважин, намеченных к бурению, порядок разбуривания, конструкция скважин;

метод и периодичность испытания скважин, на герметичность, акт обследования состояния всех ранее пробуренных скважин.

в) заключение научно-исследовательского института (автора технологической схемы) о пригодности отработанных или водоносных горизонтов для использования их в целях подземного хранения газа, надежности и герметичности перекрывающих горных пород;

г) копию экологической экспертизы проектов;

д) заключение органов госгеоконтроля о пригодности выбранной структуры или горизонта для строительства и эксплуатации ПХГ, об отсутствии газопроводящих дизъюнктивных нарушений и других возможных природных источников утечек из хранилища;

е) копию протокола эксплуатирующий ПХГ компании, об утверждении технологической схемы создания и эксплуатации хранилища;

ж) справку о согласовании с владельцами земель, на территории которых намечается строительство хранилища;

з) согласие юридических лиц, в ведении которых находится действующее или временно законсервированное месторождение, на строительство хранилища в выработанных залежах этого месторождения;

и) справки хокимията и землепользователя о согласии на предоставление земельного участка под строительство хранилища и его объектов;

к) графический материал:

копия топографического плана с нанесенными границами горного отвода:

генеральный план застройки объектами ПХГ;

структурные карты по каждому пласту, который намечен под хранилище газа с указанием границ контура распространения газа;

сводный геологический разрез;

геологические профили в крест и по простиранию хранилища.

Вместо геологической карты необходимо прилагать карту фациальной изменчивости по каждому пласту, карту газовой съемки. Масштабы карт и профилей не должны быть мельче 1: 25000 (для наглядности при построении геологических профилей допускается изменение вертикального и горизонтального масштабов).

106. К моменту вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с проектными показателями должно быть завершено обустройство всех основных сооружений, обеспечивающих работу искусственной газовой залежи при заданной производительности закачки и отбора газа, установлена герметичность хранилища и всех видов скважин.

ПХГ организуется по распоряжению Кабинета Министров Республики Узбекистан соответствующей нефтегазовой компанией.

107. В состав ПХГ входят:

а) газопровод-отвод к хранилищу:

б) компрессорное хозяйство (один или несколько компрессорных цехов, установки осушки газа, вспомогательные машины и агрегаты);

в) газосборный пункт (пункты);

г) установки подготовки газа;

д) скважины различного технологического назначения;

е) внутрипромысловые трубопроводы и газосборные коллекторы;

ж) административно-хозяйственные, вспомогательные здания и сооружения.

108. ПХГ в лице начальника главного инженера, главного геолога несут полную ответственность за правильность учета газа и соблюдение режима эксплуатации ПХГ, подготовку скважин к сезону закачки и отбора газа, а также проведению запланированных геофизических исследований, своевременное выполнение планово-предупредительного и капитального ремонта оборудования, обеспечение режима экономии материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, внедрение мероприятий по охране недр и окружающей среды.

109. На СПХГ до начала эксплуатации хранилища должны быть подготовлены:

а) компрессорный цех на рабочее давление закачки газа;

б) установки по очистке от механических примесей и подготовкой газа;

в) установки по очистке газа от масла;

г) все устанавливаемое оборудование должно быть с учетом требований Закона «Об охране природы»;

д) внутри промысловые трубопроводы, коллекторы, сепарационные установки с регулирующей и запорной арматурой;

е) установки осушки газа, регенерации ДЭГа;

к) вспомогательные сооружения и оборудование (по проекту).

110. Порядок приемки в эксплуатацию технологических узлов, сооружений и оборудования, входящих в состав газохранилищного хозяйства, регламентируется соответствующими инструкциями и положениями.

111. Параметры эксплуатации ПХГ рассчитываются в процессе технологического проектирования. Технологической схемой определяются объем и продолжительность закачки и отбора газа, периодичность циклов и другие показатели, которые служат основой для выполнения задач, стоящих перед подземным хранением газа.

К началу циклической эксплуатации хранилища на всех скважинах, газораспределительных пунктах и производственных сооружениях должны быть установлены постоянное оборудование и необходимые приборы.

112. При эксплуатации хранилища должны строго соблюдаться все проектные технологические показатели (объемы закачки и отбора газа, количество действующих скважин и режим их эксплуатации и т. д.) и требования охраны недр и окружающей среды.

Не допускать оттока газа за пределы проектного контура и перетоков газа в другие горизонты. Обеспечивать постоянный контроль за содержанием в закачиваемом и извлекаемом газе воды, конденсата и других компонентов. Своевременно выполнять работы по ремонту скважин, забойного и устьевого оборудования, компрессорных агрегатов, установок по очистке и осушке газа.

113. Эксплуатация скважин на ПХГ допускается только по лифтовым трубам. Эксплуатация скважин по эксплуатационной колонне не допускается.

114. Лифтовые трубы, спускаемые в скважину, должны обеспечить:

а) предохранение эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, вынос с забоя скважины жидкости и твердых примесей и предотвращение образования песчаных пробок;

б) условия для надавливания скважины;

в) спуск фильтра, пакера, клапана-отсекателя, управляющих устройств;

г) снятие термобарических нагрузок с эксплуатационной колонны.

115. В соответствии с технологическими условиями эксплуатации объектов на все действующие скважины должен быть установлен оптимальный режим, обеспечивающий запланированные объемы закачки и отбора газа с учетом следующих основных факторов:

а) предотвращение выноса песка;

б) предотвращения обводнения скважины в процессе отбора газа;

в) недопустимости гидратообразования и образования песчаных пробок в стволе скважины;

г) необходимости поддержания заданного устьевого давления;

д) работоспособности забойного фильтра.

116. В зависимости от состава пород пласта-коллектора (залежи), подвижности пластовых и подошвенных вод, диапазона изменения давления в хранилище и других определяющих факторов на период рабочего цикла устанавливается режим:

а) постоянного градиента давления или постоянной депрессии;

б) постоянного дебита или скорости фильтрации газа в призабойной зоне;

в) постоянного давления на устье скважины.

117. Технологический режим работы скважин составляется проектирующей организацией или другим юридическим лицом, ответственным за авторский надзор, согласовывается с руководством СПХГ и утверждается вышестоящей нефтегазовой компанией.

Основой для составления технологического режима служат результаты исследования скважины.

118. Режим работы скважины регулируется с помощью штуцера, устанавливаемого на газосборном пункте или на устье скважины. Изменения в режиме работы скважины должны фиксироваться в соответствующих журналах оператора газопромысловой службы и диспетчером. В случае нарушения установленного режима работы скважины руководством СПХГ должны приниматься срочные меры к его восстановлению.

119. Объемы закачки и отбора газа по отдельным горизонтам (залежам) и хранилищу в целом должны устанавливаться в строгом соответствии с утвержденным технологическим режимом.

120. Работники газопромысловой службы составляют графики оперативного наблюдения за состоянием и работой эксплуатационных, поглотительных, разгрузочных и других технологических скважин. При этом необходимо своевременно принимать меры по восстановлению технологического режима работы скважины, строго соблюдать меры по охране недр и окружающей среды, предотвращать осложнения в процессе эксплуатации подземного хранилища газа.

121. Контроль за эксплуатационными скважинами должен включать:

а) наблюдения за состоянием фонда эксплуатационных скважин;

б) наблюдения за изменением расхода, давления и температуры по эксплуатационным скважинам;

в) регистрацию межколонного давления (при его наличии);

г) наблюдения за выносом песка, воды и других примесей;

д) систематический отбор и анализ проб газа, воды (жидкости).

122. Повседневному наблюдению должно сопутствовать проведение регулярных исследований газовых скважин в процессе циклической эксплуатации ПХГ, которые подразделяются на текущие, контрольные и специальные.

Текущие исследования проводятся с целью установления технологического режима работы и проверки продуктивной характеристики скважин и состояния призабойной зоны.

Контрольные исследования проводятся с целью выборочной проверки состояния отдельных скважин.

Специальные исследования проводятся с целью выяснения причин, влияющих на продуктивную характеристику и условия эксплуатации скважин и хранилища в целом.

123. При проведении контрольных и специальных исследований уточняются причины разрушения пласта-коллектора и выноса песка на поверхность, а также наличие жидкости в стволе и призабойной зоне скважины. Эти исследования необходимо проводить с помощью сепарационной установки, с применением глубинных приборов и специальной аппаратуры.

124. При исследовании скважин на различных режимах, в особенности при больших расходах, газ желательно подавать в газопровод, газосборный коллектор или соответствующий утилизатор.

Выпуск газа в атмосферу допускается только в исключительных случаях, когда давление в газосборном коллекторе не позволяет получить необходимый диапазон расходов и депрессий или до подключения скважины к газосборному пункту.

125. По пьезометрическим и наблюдательным скважинам следует периодически проверять состояние забоя и при необходимости осуществлять работы по удалению пробок или дополнительную перфорацию колонны против пласта, используемого для наблюдений.

По каждой наблюдательной скважине следует строить графики зависимости изменения давления от времени, количества закаченного и отобранного газа.

126. Для проведения промыслово-геофизических исследований геологической службой СПХГ совместно с проектирующей организацией технологической схемы составляется программа проведения этих работ.

127. С момента начала освоения и пуска хранилища в промышленную эксплуатацию должны быть организованы замер и учет количества газа, используемого для создания хранилища, закачиваемого и отбираемого газа при эксплуатации, расход на технологические операции, а также учет всех видов потерь газа.

128. Замеры суточных расходов отдельно по скважинам и общего количества закачиваемого и отбираемого газа, ведение документации по учету газа производит геологическая служба СПХГ.

129. Учет количества газа, затрачиваемого на собственные нужды, проведение запланированных технологических операций и величины потерь, вызванных аварийными обстоятельствами, производят соответствующие службы станций. Сведения по указанным затратам и авариям должны поступать в геологическую службу не реже одного раза в месяц и регистрироваться в журнале баланса газа.

Списание безвозвратных объемов, вызванных выпуском газа при авариях, уходом за пределы газоводяного контура, перетоками, сверх нормируемых затрат производится после согласования с Государственной инспекцей «Саноатконтехназорат».

130. Геологическая служба СПХГ совместно с проектирующей организацией, осуществляющим авторский надзор, ежегодно на основании промысловых исследований определяют расчетным путем количество газа в хранилище. Полученные данные сопоставляются с отчетным балансом газа, и результаты заносятся в журнал по учету газа.

131. Порядок контроля за эксплуатацией ПХГ определяется технологической схемой.

По характеру выполнения контроль на действующем газохранилище осуществляется в две стадии:

а) при опытно-промышленной эксплуатации;

б) при циклической эксплуатации.

132. В период опытно-промышленной эксплуатации контроль за работой газохранилища осуществляет геологическая служба СПХГ совместно с проектирующей организацией—автором технологической схемы.

При этом контролируются герметичность хранилища, состояние скважин, уточняются темп заполнения пластов и формирование контура залежи, изменение давления. На каждый цикл закачки и отбора составляются программа наблюдений и промысловых исследований, технологический режим работы хранилища.

133. В период циклической эксплуатации контроль за работой хранилища также осуществляет геологическая служба СПХГ при периодическом участии проектирующей организацией, ведущих надзор за технологической схемой.

В этот период продолжаются наблюдения за состоянием скважин, изменением границы распространения газонасыщенной зоны, герметичностью хранилища, периодически проводится газовая съемка площади хранилища.

Геологической службой СПХГ строятся карты изобар, графики зависимости расхода газа от давления при закачке и отборе, профили приемистости и продуктивности пласта-коллектора.

134. Опытную закачку газа на объектах ПХГ, сооружаемых в пластах-коллекторах водоносных структур, выполняют, когда разведочным бурением установлены основные элементы структурной формы поднятия при наличии пласта-коллектора с хорошими емкостными, гидродинамическими и геофизическими параметрами и перекрытого надежной покрышкой.

135. Вокруг эксплуатируемых скважин на расстоянии ближе 50 м не должны быть буровая вышка и буровое оборудование.

Площадка обслуживания фонтанной арматуры должна быть ограждена.

136. Общее руководство эксплуатацией СПХГ осуществляет нсфтегазовая компания, в ведении которой находится СПХГ. Техническое и методическое руководство эксплуатацией конкретных СПХГ должно осуществляться руководством этих СПХГ.

137. Руководство и эксплуатационный персонал СПХГ несут ответственность за соблюдение режима эксплуатации ПХГ, подготовку скважин к проведению запланированных гидродинамических и геофизических промысловых исследований, за своевременное выполнение технического обслуживания ремонта оборудования и скважин; за выполнение мероприятий по охране недр и окружающей среды, охране труда, противофонтанной и противопожарной безопасности.

138. Периодичность технического обслуживания и ремонта сооружений и оборудования устанавливается руководством СПХГ по согласованию с вышестоящей нефтегазовой компанией и в соответствии с действующими нормативными документами.

139. Разработчик технологического проекта совместно с геологической службой ПХГ должен осуществлять контроль технологических параметров эксплуатации ПХГ и проводить специальные промысловые исследования по сохранению и увеличению производительности нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также снижению затрат газа на технологические операции.

140. Эксплуатация ПХГ, включая бурение, испытания, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт, промысловые и геофизические исследования скважин, сбор и внутри промысловая транспортировка газа и жидкого углеводородного сырья должна осуществляться в соответствии с действующим законодательством Республики Узбекистан, Правилами безопасности в нефтегазовой промышленности, Инструкциями по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве. эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, и иными нормативными документами, государственными стандартами, технологическими, ведомственными и другими правилами и положениями, а также указаниями и положениями органов надзора и контроля.

141. Для ликвидации ледяных пробок должна быть установлена метанольная ёмкость, насос с разводкой трубы и опусками с капельницей над каждой струной. Метанольная ёмкость должна иметь металлическую ограду высотой 2 м с обшивкой на верху (3 ряда) по периметру и в средней части колючей проволоки.

142. Планы работ по ведению отдельных ответственных технологических этапов работ и технологические регламенты согласовывает Узгоснефтегазинспекция.

143. Все внутрипромысловое оборудование, включая газопроводы, коллектора, шлейфы и скважины должно быть обеспечено электрохимзащитой.

144. Осушка и очистка газа на ПХГ от жидких и твердых механических примесей осуществляется в соответствии с требованиями соответствующего стандарта.

145. Оборудование для осушки и очистки газа на ПХГ необходимо эксплуатировать в соответствии с инструкцией, составленной АК «Узтрансгаз» на основе инструкций заводов-изготовителей оборудования, соответствующими регламентирующими документами и правилами.

146. В процессе эксплуатации оборудования очистки газа необходимо периодически удалять в дренажные емкости скопившиеся примеси и учитывать их количество, контролировать давление газа и температуру в оборудовании и аппаратах.

147. В целях защиты изоляции коллекторов и шлейфов от горячего газа на нагнетающем газопроводе компрессорной станции должны быть смонтированы аппараты воздушного охлаждения газа.

148. Задача охраны недр при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа состоит в предотвращении потерь газа и пластовой энергии. Эта задача решается совокупностью организационных и геолого-технических мероприятий на этапах разведки, создания и промышленной эксплуатации подземных хранилищ газа.

149. Основными лицами, обязанными разрабатывать и внедрять все необходимые меры по охране недр, являются руководящие и инженерно-технические работники геолого-разведочных, газодобывающих и газотранспортных организаций, непосредственно или косвенно связанные с бурением, обустройством и эксплуатацией скважин различного технологического назначения на создаваемых и действующих подземных хранилищах газа.

150. При бурении скважин на площади будущего или действующего подземного хранилища газа должны быть обеспечены: надежная герметичность скважин, перекрытие интервалов поглощений и обвалов, разобщение проницаемых горизонтов, правильное вскрытие пласта-коллектора (залежи), качественное состояние технических и эксплуатационных колонн, прочное и герметичное крепление всех узлов и соединений на устье скважины с целью создания условий для бесперебойной закачки и отбора газа и предотвращения открытых фонтанов, перетоков и других видов осложнении.

151. Работы по созданию и эксплуатации подземных хранилищ газа могут выполняться только при условии надежного разобщения газонасыщенных пластов (залежей) от проницаемых водоносных горизонтов. Необходимо принимать меры против преждевременного обводнения пласта-коллектора в результате прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам или через негерметичное заколонное пространство. Особое внимание должно быть обращено на предотвращение межпластовых перстоков газа по стволу действующих и простаивающих скважин. Нельзя допускать длительного простоя вышедших из бурения эксплуатационных скважин.

152. При бурении скважин на ПХГ, создаваемых на истощенных месторождениях, должны быть приняты меры, обеспечивающие:

а) предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразований, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенки скважины и межпластовых перетоков газа в процессе проводки, освоения и последующей работы скважины;

б) надежную изоляцию в пробуренных скважинах всех проницаемых и водоносных (газоносных) пластов;

в) необходимую герметичность и высококачественное цементирование всех спущенных в скважину колонн.

153. Все пласты с признаками вторичной газоносности (техногенные залежи), обнаруженные в процессе бурения по данным детальной газометрии (ДГС), анализа керна, геофизического каротажа, непосредственных газопроявлений, должны быть тщательно изучены с целью устранения причин образования, сбора и утилизации газа или создания в таких пластах дополнительных объектов хранения газа.

154. Вскрытие водоносных пластов (залежей), особенно при наличии газа в хранилище, во всех скважинах должно производиться при установке на устье противовыбросового оборудования в соответствии с требованиями действующих правил и инструкций по предупреждению открытого фонтанирования, техники безопасности и технологии проводки скважин. Удельный вес промывочной жидкости для вскрытия газонасыщенных пластов устанавливается в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта (по тем же правилам).

155. Газонасыщенные и проницаемые водоносныс пласты, вскрываемые разведочными скважинами, должны быть изолированы друг от друга и от других проницаемых пластов путем качественного цементирования обсадных колонн.

156. При последовательном опробовании и испытании в разведочных скважинах проницаемых горизонтов «снизу-вверх» каждый из них должен быть испытан отдельно. После завершения исследований горизонт изолируется путем установки в скважине цементного моста. Герметичность и надежность установки моста проверяется в обязательном порядке, и результаты регистрируются многосторонним актом.

157. Ликвидация разведочных скважин производится при условии тщательного рассмотрения в установленном порядке всех необходимых материалов по ликвидации скважины и в соответствии с положением о ликвидации скважин.

158. Создание и эксплуатация подземных хранилищ газа в отдельных водоносных горизонтах (или выработанных залежах истощенных месторождений) должны производиться по утвержденным технологическим схемам и техническим проектам на их обустройство. В проектной документации на сооружение подземных хранилищ газа в обязательном порядке должны быть отражены мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды.

159. При освоении отдельных водоносных горизонтов (залежей) должны быть выдержаны условия исключающие взаимодействие осваиваемого под подземное хранилище газа горизонта (залежи) с остальными горизонтами (залежами), используемыми в качестве контрольных, поглотительных и подлежащих в будущем к освоению под подземное хранилище газа.

160. Создание и эксплуатация подземных хранилищ газа должны производиться при давлениях нагнетания и отбора, исключающих раскрытие трещин, разрушение скелета пород в призабойной зоне скважин, подтягивание языков и конусов воды к забою работающих скважин, разрушение цементного камня за колонной.

Контроль за правильностью эксплуатации скважин и подземного хранилища газа должен основываться на регулярных наблюдениях, проводимых в соответствии с настоящими правилами и специальными программами, разработанными для конкретного хранилища.

161. При обнаружении в процессе закачки и при отборе газа в межколонном пространстве скважин давления или газопроявлений около устья скважин следует выяснить причины этих явлений и незамедлительно принять меры по их ликвидации. В каждом конкретном случае эксплуатация дефектных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационной колонны и фланцевых соединений) не допускается.

162. В скважинах, в которых обнаружены утечки и межпластовые перетоки, должны быть проведены ремонтные работы по их устранению. При невозможности устранения — скважина должна быть ликвидирована с соблюдением мер по изоляции газонасыщенных горизонтов. Ликвидацию скважин необходимо производить в соответствии с положением о ликвидации скважин.

163. При обнаружении скопления газа в вышележащих горизонтах (пластах), появлении газа на поверхности (грифоны), перетоках газа за пределы замыкающей изогипсы, вызванных превышением давления нагнетания, разгерметизации перекрывающих пород, эксплуатационных колонн или других причин, необходимо:

а) прекратить закачку газа;

б) снизить давление в горизонтах (пластах);

в) составить план по ликвидации утечек газа.

Дальнейшая эксплуатация ПХГ должна быть согласована с Государственной инспекцией «САНОАТКОНТЕХНАЗОРАТ»

164. Для контроля и своевременного обнаружения утечек и межпластовых перетоков газа с момента начала закачки газа одновременно с замерами давления по скважинам должны проводиться:

а) наблюдения за скважинами, вскрывающими вышезалегающие горизонты, количество которых устанавливается технологической схемой;

б) обследования эксплуатационных скважин и площади хранилища для обнаружения газовыделений.

165. По всем эксплуатационным скважинам, которые вместе с газом дают воду, должен вестись ежесуточный учет выносимой жидкости. Состав жидкости систематически должен анализироваться, а результаты химического анализа должны быть зарегистрированы в специальном журнале химической лаборатории.

166. Срок службы эксплуатационных скважин в зависимости от условий их работы и качества крепления устанавливается соответственно проектирующей организацией — автором технологической схемы.

После истечения этого срока производится обследование скважины с составлением многостороннего акта и принимается решение о продлении срока ее эксплуатации или ликвидации. Вместо ликвидированных бурятся новые или сокращается фонд скважин в зависимости от конкретной ситуации к моменту их ликвидации.

167. Порядок переопрессовки скважин после определенного срока их эксплуатации устанавливается проектирующей организацией—автором технологической схемы в соответствующих рекомендациях, разрабатываемых в ходе выполнения работ по авторскому надзору.

168. Основными условиями охраны недр при внедрении различных мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин путем воздействия на призабойную зону, являются:

а) сохранность обсадных колонн и целостность цементного кольца в зацементированном интервале;

б) недопущение разрушения пласта в призабойной зоне;

в) предотвращение преждевременного обводнения скважин и искусственной газовой залежи в результате избирательной отработки пласта.

169. Если до обработки призабойной зоны разрушение скелета пласта и вынос породы не наблюдались, а после обработки началось поступление в скважину частиц породы, необходимо эксплуатацию скважины прекратить и приступить к оборудованию ее фильтром или закреплению призабойной зоны связывающими материалами.

170. Основным критерием охраны недр при капитальном ремонте скважин является обеспечение их нормального функционирования (установление сообщаемости с пластом, достижение проектной производительности, восстановление герметичности), а также устранение всех неисправностей, обнаруженных при эксплуатации скважины.

171. Не допускаются при эксплуатации подземных хранилищ газа межпластовые перетоки, вызванные некачественным цементированием колонн и негерметичностью резьбовых соединений. Все мероприятия по предотвращению перетоков, восстановлению и повышению герметичности колонн следует проводить сразу после обнаружения дефектов.

172. При появлении утечек и межпластовых перетоков газа геологической службой СПХГ при методической помощи института—автора технологической схемы должно быть установлено по какой причине, и между какими пластами происходит движение газа. Одновременно необходимо установить состав газа, направление перетока и расход, если утечки газа зафиксированы по контрольным горизонтам. На основе полученных данных должна быть составлена программа работ по ремонту дефектных скважин и оценке качества ремонтно-восстановительных мероприятий.

173. О всех случаях межпластовых перетоков и скважинах с выявленными дефектами, а также результатах работ по капитальному ремонту скважин руководство станции обязано сообщить в региональный орган Государственной инспекции «САНОАТКОНТЕХНАЗОРАТ».

174. Источниками загрязнения воздушного бассейна на территории хранилища могут быть:

а) продувочная свеча на территории компрессорного цеха, через которую производится продувка обвязочных трубопроводов, выпуск газа из коммуникаций при технологической необходимости;

б) продувочная свеча в промысловой части СПХГ, через которую производится продувка шлейфов, сепараторов и других технических узлов;

в) негерметичные скважины, неплотные задвижки арматуры, фланцевые соединения, сальниковые уплотнения и т. п.

г) промышленные выбросы отработанных газов компрессорной установки, огневых регенераторов ДЭГ, котельных установок и иных источников сверхнормативного воздействия на окружающую среду.

175. Источниками загрязнения воздушного бассейна на территории ПХГ.

могут быть также осваиваемые после выхода из бурения скважины в период их исследования и открытые фонтаны.

176. Во избежание загрязнения воздушного бассейна на прилегающей территории должны быть заложены санитарные зоны, границы которых определяются в зависимости от конкретных условий эксплуатации ПХГ.

177. Лица, допускающие нарушение норм и положений по охране недр и окружающей среды в процессе создания и эксплуатации подземных хранилищ газа, несут ответственность в установленном законом порядке.

178. СПХГ должна иметь следующую документацию:

а) горный отвод, земельный отвод (под трассу газопроводов-отводов, КС, скважины и подъезды к скважинам, объектам, зданиям и сооружениям);

б) ситуационный план СПХГ, на который наносятся нагнетательные, эксплуатационные, поглотительные, наблюдательные, геофизические, контрольные и разгрузочные скважины, а также шлейфы и внутрипромысловые трубопроводы с ГРС и КС и проезды к скважинам хранилища и другие подземные и надземные коммуникации;

в) структурные карты пласта-коллектора ПХГ, профили геологического строения площади (по двум основным осям складки);

г) планы промышленных площадок, включая КС, ГРС, с наземными и подземными коммуникациями;

д) исполнительную техническую документацию ПХГ;

е) паспорта фонтанных арматур, скважин, находящихся на балансе СПХГ, скважин других организаций, находящихся на ее территории;

ж) технологический проект создания и эксплуатации ПХГ, а также дополнения и изменения, внесенные в проект в ходе создания и эксплуатации хранилища;

з) технический проект обустройства ПХГ;

и) инструкции по обслуживанию оборудования;

к) должностные инструкции;

л) другую документацию на технологическое оборудование и сооружения в соответствии с настоящими Правилами;

м) постоянно пополняющуюся документацию (журналы, сводки и т. д.) по учету газа и попутных компонентов, планово-предупредительным и ремонтным работам, а также по вопросам ТВ и ОТ, пожарной и противофонтанной безопасности, охране недр и окружающей среды;

н) план ликвидации возможных чрезвычайных и аварийных ситуаций.

Настоящие «Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах» согласованы с Государственным комитетом Республики Узбекистан по геологии и минеральным ресурсам, Государственным комитетом по охране природы Республики Узбекистан, «Узгоснефтегазинспекцей», Узбекской военизированной частью противофонтанной и газовой безопасности и АК «Узтрансгаз».