Подземные хранилища газа

метки: Эксплуатация, Оборудование, Технологический, Газохранилище, Скважина, Подземный, Хранилище, Работа

1. Характеристика подземных хранилищ газа

Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.[1]

1.1 Классификация подземных хранилищ газа, По режиму работы ПХГ в пористых пластах подразделяются на:

• базисные — для обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности газопотребления, характеризующиеся относительно стабильными режимами в сезоне отбора газа;
• пиковые — для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся значительными изменениями суточной производительности в период отбора;
• газгольдерные — для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся кратковременными закачками газа в сезоне отбора;
• стратегические — для образования долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.

По назначению ПХГ делятся на базовые, районные и локальные:

— Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия.

— Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии).

— Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным — хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

Методы хранения газа

... характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, ... изменяется незначительно. Одно из больших достоинств хранения газа в кавернах -- высокая производительность скважины. ... %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности. Пиковое ...

По объекту эксплуатации подразделяются на ПХГ:

• в водоносных пластах;
• в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.

По количеству объектов подразделяются на ПХГ:

• однопластовые;
• многопластовые.

По виду пластовой энергии подразделяются на ПХГ:

• с газовым режимом (постоянный газонасыщенный поровый объем);
• с водонапорным режимом (переменный газонасыщенный поровый объем).[2]

1.2 Общие сведения о подземных хранилищах газа

В настоящее время наибольшее распространение получили ПХГ созданные в пористых пластах (истощенные месторождения и водоносные структуры).

Кроме пористых пластов пригодны для создания хранилищ и залежи каменных солей (создаваемые путем размыва так называемой каверны), а также в горных выработках залежей каменного угля и др. полезных ископаемых.

Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд мі. [1]

Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

Для подземного хранения газа используют естественные пористые и проницаемые коллекторы, а также непористые и непроницаемые породы. Подземное хранение газа является наиболее приемлемым и основным средством аккумулирования значительных объемов газа и регулирования подачи газа в соответствии с сезонной неравномерностью газопотребления.

В процессе подземного хранения газа могут быть решены следующие основные задачи:

• удовлетворение спроса на газ в период наибольшего газопотребления (пиковые нагрузки), связанного с отопительной нагрузкой в зимнее время;
• уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции;
• обеспечение благоприятных условий для наиболее экономичного режима работы источников газа и магистрального газопровода с постоянной пропускной способностью;
• создание необходимых запасов газа в определенных районах страны.

Наилучшими с точки зрения экономики и аккумулирующей способности являются хранилища, созданные в истощенных газовых и нефтяных месторождениях, так как отпадает необходимость детального изучения этого уже эксплуатируемого ранее месторождения и сооружения большего числа эксплуатационных скважин. Циклической эксплуатацией такого хранилища является промышленное заполнение его газом.

Сооружение подземных хранилищ в водоносных пластах связано с детальным изучением самого пласта и разведывательно-промышленной закачкой газа после строительства большого числа новых скважин.

На стадии планового задания на строительство магистрального газопровода рассматривается вопрос о наиболее приемлемых способах обеспечения равномерной работы газопровода независимо от сезонной неравномерности газопотребления. В связи с этим решается вопрос о необходимости, возможности и целесообразности строительства подземного хранилища газа. Решение этого вопроса связано с определением графика потребления газа по месяцам, неделям, суткам и часам. На основании этих данных определяется объем газа, необходимый для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления, который может быть определен тремя методами:

Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

... -прежнему — важнейший источник денег для страны. 1. Сбор и подготовка нефти и газа Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой ... установлены десятки, сотни как вертикальных резервуаров, так и горизонтальных, предназначенных для хранения нефти, их объемы уже увеличились до 50000 м³. Нефтяная промышленность развивается, производится и продается ...

• по числу градусной недостаточности и температуре и количеству тепла, необходимого на один градусо-день недостатка температуры;
• по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потребителей;
• по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.

Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с компрессорными закачкой и отбором должны иметь большой диапазон регулирования подачи — от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % при проектной приемистости коллектора. Диапазон рабочих давлений КС определяется пластовым давлением, давлением в подводящем газопроводе и потерями давления в пласте, скважинах и шлейфах. В зависимости от степени подвижности пластовых вод режим пласта приближается к газовому (для истощенных месторождений) или к водонапорному. Высокое давление закачки увеличивает эффективность ПХГ. Следует учитывать, что давление в призабойной зоне в период хранения может значительно падать.

Закачиваемый в сводовую часть куполообразной структуры газ образует там газовый «пузырь», а вода оттесняется к краям структуры. При вытеснении воду из пласта можно удалить через разгрузочные скважины, а при оттеснении — перемещать по водоносной системе. Кровля может быть представлена плотными пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами при отсутствии трещин и разломов, что при толщине кровли 5- 15 м на глубине 300-1000 м достаточно для предотвращения утечек газа. Наиболее экономичным считают ПХГ на глубине 300- 600 м. В настоящее время ПХГ стремятся создать при каждом крупном районе потребления газа.

Технологическая схема подземного хранилища газа должна позволять производить сбор, замер количества, распределение и обработку газа при отборе и закачке его в хранилище. Перед закачкой в хранилище газ подвергают компримированию до необходимого давления (12-15 МПа).

Применяемые технологические схемы ПХГ отличаются в основном только способами очистки газа при закачке в пласт. Когда используют поршневые компрессорные агрегаты, при сжатии газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла. При попадании масла на забой скважины уменьшается сечение поровых каналов и снижается фазовая проницаемость для закачиваемого газа, что приводит к увеличению давления закачки и уменьшению расхода газа. Поэтому газ перед закачкой необходимо очищать от примесей компрессорного масла. При применении многоступенчатых центробежных компрессоров очистка газа от масла не требуется. Для уменьшения дополнительных температурных напряжений в металлической фонтанной арматуре, обсадной колонне и другом оборудовании скважины нагретый газ охлаждается.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе его из хранилища с потоком газа выносятся твердые примеси (частицы глины, песка и др.).

Поскольку газ должен поступать в газопровод очищенным, необходимо производить очистку и осушку газа.

1.3 Подземное хранение газа в России

В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:

• регулирование сезонной неравномерности газопотребления;
• хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;
• регулирование неравномерности экспортных поставок газа;
• обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в ЕСГ;
• Создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств при добыче или транспортировке газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России и расположены в основных районах потребления газа.

На территории Российской Федерации расположены 25 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах и 17 — в истощенных месторождениях. Все они показаны на карте, в приложении А.

В пределах ЕСГ РФ действует двадцать подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинское, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, Северо-Ставропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное. 7 созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское, Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения) Кроме того ведется строительство: В водоносных пластах: Беднодемьяновское. В отложениях каменной соли: Калининградское, Волгоградское

1.4 Характеристика ПХГ в России

Техническое перевооружение, реконструкция и расширение действующих объектов хранения, а также строительство новых ПХГ — одна из стратегических задач «Газпрома». Так, к сезону отбора 2015-2016 гг. планируется увеличение максимальной суточной производительности до 819,6 млн куб. м.

Задачи в области долгосрочного развития системы подземного хранения газа в России определены Генеральной схемой развития газовой отрасли на период до 2030 г. и направлены на увеличение суточной производительности ПХГ по отбору и объемов оперативного резерва газа в них.

В 2011 г. «Газпромом» утверждена Программа развития ПХГ Российской Федерации на период 2011-2020 гг., предполагающая увеличение суточной производительности до 1,0 млрд куб. м. В 2012 г. из российских ПХГ отобрано 44,3 млрд куб м газа, закачано 44,1 млрд куб. м газа, в том числе 100 млн куб. м буферного газа (Невское ПХГ).

Максимальная суточная производительность зафиксирована 20 декабря 2012 г. — 670,7 млн кубометров в сутки. [3]

Характеристика ПХГ в России приведена в таблице 1.4.1

Таблица 1.4.1 — Характеристика ПХГ

	По состоянию на 31 декабря
	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Количество объектов подземного хранения газа в России, ед.	25	25	25	25	25	25
Объем активной емкости по обустройству, млрд куб. м	64,94	65,20	65,20	65,41	66,70	68,16
Количество эксплуатационных скважин на ПХГ, ед.	2618	2615	2601	2564	2602	2621

2. Оборудование подземных хранилищ газа

К основному оборудования подземных хранилищ газа относятся:

• подземный резервуар
• обсадная колонна
• холодильник
• маслоотбойник
• компрессор
• узел замера газа
• фильтр сепаратор
• пылеуловитель
• установка осушки газа
• сепаратор
• теплообменник

Обсадная колонна — предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания).

Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом).

Пример приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 — Обсадная колонна

Теплообменные аппараты подразделяются:

• по назначению: на теплообменники (Т), холодильники (X), конденсаторы (К),испарители;
• конструктивно: на аппараты с неподвижными трубными решетками (тип Н), с температурным компенсатором на кожухе (тип К), с плавающей головкой (тип П) и с U-образными трубами (тип У);
• по типу применяемых труб: гладкие трубы (Г), трубы с накатными кольцевыми канавками — диафрагмированные трубы (Д).

Кожухотрубчатые теплообменники представляют собой аппараты, выполненные из пучков труб, скрепленных при помощи трубных решеток и ограниченных кожухами и крышками с патрубками.

Трубное и межтрубное пространства в аппарате разобщены, а каждое из них может быть разделено перегородками на несколько ходов. Для повышения эффективности теплообмена оборудование может комплектоваться разнообразными интенсификаторами теплообмена, устанавливаемыми как в трубное пространство, так и в межтрубное.

Внутреннее устройство теплообменного аппарата зависит от проводимого в аппарате процесса и подбирается индивидуально под условия Заказчика. В аппаратах, предназначенных для проведения теплообменных процессов между газами, в межтрубном пространстве могут быть установлены специальные перегородки для увеличения турбулентности газового потока и повышения эффективности теплообмена.

Оборудование изготавливается для проведения всех видов теплообменных процессов. Пример теплообменника приведен на рисунке 2.

Рисунок 2 — Теплообменный аппарат

Фильтр — сепаратор газовый(рисунок 3) предназначен для подготовки природного газа к транспорту:

• на промысловых дожимных компрессорных станциях (ДКС) для защиты компрессорного оборудования от капельной влаги и механических примесей;
• при подготовке газа абсорбционным методом для улавливания капельной жидкости на выходе из установки подготовки газа;
• для тонкой очистки природного газа перед подачей на газотурбинную электростанцию;
• для защиты технологического оборудования, наиболее чувствительного к попаданию мелких аэрозолей и механических примесей;
• для очистки закачиваемого в пласт природного газа от компрессорного масла, уносимого из поршневых компрессоров на ПХГ;
• для предотвращения уноса гликолей на установках осушки газа.[3]

3. Технологическая схема закачки и отбора газа из подземного хранилища

Рассмотрим технологическую схема подземного хранилища газа (рисунок 4)

Рисунок 4 — Технологическая схема закачки и отбора газа из подземного хранилища( 1 — закачка газа; 2 — откачка воды; 3 — отбор газа)

В состав подземного хранилища входят компрессорные цехи, блоки очистки газа и газораспределительные пункты (ГРП).

На газораспределительных пунктах выполняют индивидуальный замер закачиваемого и отбираемого газа из скважин, а также очистку газа при отборе. Очистку газа осуществляют в газовых сепараторах, которые устанавливают на открытых площадках. Расходомеры и клапаны на каждой скважине монтируют в специальном помещении. При закачке газ с давлением 2- 2,5 МПа подают по отводу из магистрального газопровода, очищают в системе пылеочистки 1 и направляют в компрессорный цех 2 на компримирование до давления 12-15 МПа. Поскольку при сжатии его температура резко возрастает, то газ охлаждают в воздушных холодильниках 3 или градирнях. После этого газ поступает на очистку от компрессорного масла. Очистку производят в несколько ступеней: циклонные сепараторы 4 (обычно две ступени), угольные адсорберы 5 и, наконец, керамические фильтры 6. В первой ступени циклонных сепараторов улавливают сконденсированные тяжелые углеводороды и масло, во второй ступени — сконденсированные легкие углеводороды и скоагулированные частицы масла. В угольных адсорберах улавливают более мелкие частицы масла (диаметром 20-30 мкм).

В качестве сорбента используют активированный уголь в виде цилиндриков диаметром 3-4 мм и длиной 8 мм. Сорбент регенерируют паром. Тонкую очистку от масляной пыли проводят в керамических фильтрах, состоящих из трубок, изготовленных из фильтрующих материалов, один конец которых закрыт. Газ, пройдя все стадии очистки, содержит 0,4-0,5 г компрессорного масла на 1000 м ³ газа. Необходимость в этих процессах вызвана опасностью забивания газовых трактов гидратами при положительных температурах (288 К) и уменьшением проницаемости по- ровых каналов у забоя скважины за счет попадания в них частиц масла, что приводит к необходимости увеличения давления закачки и одновременно к уменьшению производительности при росте энергозатрат. Поэтому целесообразно применение поршневых компрессоров без смазки цилиндров, т. е. тех же газомотокомпрессоров или компрессоров с электроприводом, но оборудованных фторопластовыми кольцами с графитовым наполнением, или с использованием центробежных нагнетателей высокого давления с приводом от газотурбинных двигателей.

После очистки от масла и охлаждения газ по газосборному коллектору поступает на ГРП 7, где направляется по отдельным шлейфам в скважины ПХГ 8 с предварительным замером количества закачиваемого газа в каждую нагнетательно-эксплуатационную скважину и накапливается в пористых структурах, оттесняя воду в случае водоносных пластов к краям структуры. Для ускорения процесса оттеснения воды и в случае геологических особенностей структуры целесообразно отбирать воду с краев структуры по разгрузочным скважинам 9 и закачивать ее после дегазации через поглотительные скважины в другие горизонты. ПХГ в истощенных залежах в результате депрессии давления также подвержены обводнению, но здесь обводнение может играть положительную роль, так как уменьшает буферный объем газа в ПХГ. Поэтому в процессе эксплуатации свойства коллектора систематически исследуют через газовые и наблюдательные скважины. В процессе хранения газ насыщается парами воды, поэтому при его выдаче, происходящей со снижением температуры газа, и его охлаждении, в шлейфах необходимо вводить в скважины 8 и шлейфы ингибиторы гидратообразования. хранилище газ закачка скважина

При отборе газ из эксплуатационных скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. Уменьшают давление газа с помощью редуцирующих штуцеров 16. Газ из скважин, поступающий на ГРП по индивидуальным шлейфам, выносит с собой песок и влагу, которые отделяются в сепараторах первой ступени 17, установленных до штуцера по ходу движения газа, и в сепараторах второй ступени 15, установленных после штуцера. После сепараторов газ подают на установку осушки 14, откуда направляют в магистральный газопровод при температуре точки росы. Осушку таза производят диэтиленгликолем. В ПХГ, расположенном в водоносном пласте, вытесненную воду при закачке газа сначала направляют в трапы высокого 13 и низкого 12 давления и далее насосом 10 в бассейн 11, откуда закачивают через поглотительные скважины в более удаленные пласты. [2]

4. Расчет количества эксплуатационных скважин

Рассчитаем количество эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд.м ³ и производительностью 35 млн.м³ /сут.

На старой промплощадке в настоящее время работает 31 скважина.

• Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ 3, 464 км;
• Диаметр проходного сечения шлейфаD = 150 мм;
• Среднее давление на устье скважины р _н = 40,4 кг/см² ;

• Среднее давление на входе в блок сепарации р _к = 36,2 кг/см² ;

• Средняя температура грунтаt _гр = — 3,5 ^о С;

• Средняя температура газа на устье скважиныt _н = 7,7 ^о С;

• Средняя температура газа на входе в блок сепарацииt _к = 4,9 ^о С;

• Средний суточный расход одного шлейфаQ = 0,542935 млн. м ³ /сут.

Для расчётов температуры и давления газа необходимо перевести в абсолютные величины:

• Т = (t + 273,15) К; Р = (р+ 1) кг/см ² .

Расчёт коэффициента гидравлической эффективности (Е)

;

кг/см ² ;

;

;

К;

;

Коэффициент сжимаемости газа

где: ;

• = 0,2344;
• тогда: =0,9144;

Коэффициент гидравлического сопротивления теоретический ()

=0,0147;

Коэффициент гидравлического сопротивления фактический ()

где:

• =0,3142;
• тогда: =0,0179;

Коэффициент гидравлической эффективности шлейфа

= 0,9056.

Расчёт коэффициентов гидравлического сопротивления и гидравлической эффективности «среднего» шлейфа выполнен для одного фактического режима работы шлейфов. В динамике все величины непрерывно меняются. Кроме того, расход газа по шлейфам напрямую зависит от перепада между давлением пласта и создавшимся давлением на замерном узле (в зависимости от режима работы газотранспортной системы).

Причём эти зависимости при отборе и закачке разные

На новой промплощадке ПХГ проектируем шлейфы Ду300 мм. Исходя из того, что газ из ПХГ идёт с влагой, и возможны гидратообразования, принимаем для новых шлейфов такую же эффективность. Давление газа на устье скважин для расхода 35 млн. м ³ /сут р_н = 37,9 кг/см² (при неизменном давлении газа на входе в блок сепарации).

Для упрощения расчётов, температуры газа (начальную и конечную) и грунта для шлейфа Ду300 мм принимаем такие же, как и в расчёте шлейфа Ду150 мм.

Расчёт необходимого количества шлейфов и скважин Ду300 мм

Коэффициент гидравлического сопротивления теоретический () шлейфа Ду300 мм

=0,0128;

Коэффициент гидравлического сопротивления фактический () шлейфа Ду300 мм

=0,0156;

• =11,52;

Суточный расход одного шлейфа Ду300 мм

=2,058 млн. м ³ /сут;

• Необходимое количество шлейфов для суточного расхода 35 млн. м ³

=17.

Так как для статических замеров один раз в декаду шлейфы поочерёдно выключаются из работы, для стабильного расхода газа из ПХГ необходимо 17+1=18 шлейфов и 18 скважин.

Семнадцать новых шлейфов Ду300 мм смогут заменить 32 старых шлейфа Ду150 мм по производительности на тех же режимах работы.

Применение дожимного компрессорного цеха позволит увеличить давление пласта в конце сезона закачки до 80 кг/см ² , что, в свою очередь, даст возможность увеличить подачу газа в газотранспортную систему в сезон отбора. В результате: 7 млрд. м³ газа (3,5 млрд. м³ при отборе и 3,5 млрд. м³ при закачке), на которые летом уже затрачена работа, на половине пути по ГТС ООО «Тюментрансгаз» будут заложены на хранение, а зимой, с середины пути, с минимальными затратами, поданы в ГТС.[4]

5. Правила эксплуатации подземного хранилища газа

5.1 Общие требования

ПХГ предназначены для регулирования неравномерности газопотребления, связанной с сезонными колебаниями спроса на природный газ, а также для образования в основных газопотребляющих районах оперативного и стратегического резервных запасов для поддержания стабильности поставок газа, в т.ч. экспортных.

Техническое обустройство ПХГ обеспечивает бесперебойное функционирование технологических процессов закачки, хранения и отбора газа.

ПХГ включают: комплекс производственных зданий крупногабаритных установок; один или несколько цехов ГПА, газовый промысел с газосборными пунктами, внутрипромысловыми трубопроводами и комплексом скважин с подземным и устьевым оборудованием; установки подготовки газа, с распределительными, измерительными и регулирующими устройствами, газопровод подключения к МГ; системы автоматического контроля, защиты и управления; отопительное, химреагентное и другие вспомогательные хозяйства.

Задачи служб и основных производственных бригад, сферу их деятельности определяют в соответствии с положениями, утвержденными руководством службы ПХГ.

Функции и обязанности эксплуатационного персонала регламентируют типовые положения, должностные инструкции и руководство по обслуживанию и эксплуатации оборудования и агрегатов, составленные с учетом конкретных условий выполнения технологических операций и на основании типовых структур, утвержденных ЭО.

Эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом, ПБ 08-83-95 [5], ПБ 08-621-03[6] .

Изменение режима эксплуатации ПХГ выполняют по распоряжению ЦПДД.

5.2 Организация эксплуатации

Создание и эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом и ПБ 08-621-03[6] и включает следующие стадии:

• разведку структуры для создания ПХГ, включающую сейсмические исследования, структурное бурение, разведочное бурение скважин, промыслово-геофизические, гидродинамические (гидроразведка), геохимические и др. исследования;
• разработку технологического и технического проектов создания ПХГ;
• бурение скважин;
• пусконаладочные работы на промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режим эксплуатации;
• опытно-промышленную эксплуатацию ПХГ;
• циклическую эксплуатацию ПХГ;
• оформление горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.

При выполнении подготовительных работ перед вводом в эксплуатацию ПХГ, созданных в истощенных месторождениях, в процессе опытно-промышленной закачки газа в водоносный пласт или соляные каверны все смонтированные на территории ПХГ технологические установки, коммуникации и эксплуатационные скважины испытывают на прочность и на величину пробного давления согласно методам, определенным в соответствующих документах, на герметичность и работоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров. Наземное оборудование и технологические трубопроводы проходят базовое техническое диагностирование.

На стадии эксплуатации ПХГ технической частью работ на основных производственных объектах ПХГ руководит главный инженер (технический руководитель), геолого-промысловой частью — главный геолог. Техническое и методическое руководство работами в производственных цехах и на газовом промысле осуществляют начальники служб и подразделений в соответствии с должностными инструкциями, а также соответствующими инструкциями и руководствами по обслуживанию оборудования, составленными применительно к конкретным условиям эксплуатации ПХГ.

Технические операции по ремонту скважин проводят на основании утвержденного в установленном порядке плана работ (проекта), согласованного с геологической службой ПХГ и уполномоченными органами надзора и контроля Российской Федерации.

Запрещено проводить какие-либо работы на скважинах ПХГ без соответствующего согласования и контроля со стороны геологической службы.

При эксплуатации ПХГ один раз в пять лет проводят геолого-технологическое обследование (аудит) оценки эффективности функционирования наземного обустройства и герметичности ПХГ (шлейфов скважин, установок очистки, оценки газа, КС и др.).

По результатам геолого-технологического обследования (аудита) наземного обустройства разрабатывают:

• рекомендации по совершенствованию технологии и эксплуатации основных элементов наземного обустройства, их автоматизации;
• заключение о необходимости реконструкции наземного обустройства и модернизации объекта с целью замены устаревшего оборудования.

Ежегодно после завершения сезона отбора (закачки) силами эксплуатационных служб ПХГ проводить анализ эффективности работы промыслового оборудования всей технологической цепочки «скважина — магистральный газопровод». Результаты исследований и предложения по устранению «узких мест» утверждать на ежесезонных заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и исследованию недр.

5.3 Техническое обслуживание и ремонт

Периодичность и последовательность технического обслуживания устанавливают индивидуально для технологического узла или участка.

Аварийные скважины, не подлежащие восстановлению или капитальному ремонту, ликвидируют в соответствии с требованиями, установленными НД.

5.4 Техническое диагностирование

Задачами экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ являются:

• определение фактического технического состояния;
• определение возможности продления и продление сроков безопасной эксплуатации при выработке ими нормативного или ранее продленного срока эксплуатации;
• управление техническим обслуживанием и ремонтом по их фактическому техническому состоянию;
• систематизация и обобщение информации, получаемой в ходе экспертизы промышленной безопасности и диагностирования, с целью ее учета при выработке стратегии технического обслуживания, ремонта и реновации.

Организацию, планирование и проведение работ по экспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированию объектов ПХГ осуществляют в соответствии с Положением .

Техническое, методическое и организационное руководство проведения экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений объектов ПХГ осуществляет ОАО «Газпром».

Система обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования ПХГ включает комплекс НД по видам технических устройств, оборудования и сооружений, организационные мероприятия и экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ.

Работы по экспертно-диагностическому обслуживанию объектов ПХГ проводят на основании ежегодной Программы работ по экспертизе промышленной безопасности и диагностированию технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ ОАО «Газпром», составленной и утвержденной ОАО «Газпром».

Экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ состоит из:

• базового (первичного) технического диагностирования;
• периодического технического диагностирования;
• экспертного технического диагностирования, которое проводят в рамках выполнения работ по экспертизе промышленной безопасности объектов ПХГ.

ЭО, осуществляющие эксплуатацию ПХГ, Специализированные организации несут ответственность за достоверность и сохранность информации, полученной в ходе выполнения экспертно-диагностических работ.

5.5 Техническая документация

Служба ПХГ использует следующую техническую документацию:

• ситуационный план с производственными зданиями, сооружениями, скважинами, подземными и наземными коммуникациями, дорогами и подъездами;
• отдельные планы промышленных площадок и цехов с их основными коммуникациями;
• проект, рабочий проект, разработанный на основании технологического проекта;
• исполнительную техническую, строительно-монтажную и другую документацию, необходимую для обслуживания скважин, газопроводов и технологических объектов ПХГ.

Основные производственные службы и подразделения используют следующую документацию:

• паспорта производителя на установленное оборудование и аппаратуру;
• паспорта (формуляры) технического состояния и заключения экспертизы промышленной безопасности на установленное оборудование, технические устройства и сооружения;
• положения о службах, технологические регламенты установок и инструкции по техническому обслуживанию;
• должностные инструкции эксплуатационного персонала.

5.6 Требования безопасности при эксплуатации подземных хранилищ газа

Требования безопасности при эксплуатации объектов ПХГ обеспечивают выполнением требований технологического регламента по соблюдению режима закачки и отбора газа из ПХГ, что связано с выполнением требований настоящего стандарта, ПБ 08-83-95[5] , ПБ 08-621-03 [6]

Безопасность при эксплуатации фонда скважин и технологического оборудования обеспечивают в соответствии с ПБ 08-621-03[6]:

• своевременным устранением дефектов, выявленных по результатам выполненных работ по диагностике оборудования скважин, ГПА, установки подготовки газа;
• соблюдением технологического режима работы скважин и комплекса технологического оборудования;
• выполнением графика плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования объектов ПХГ;
• своевременным проведением диагностических и режимно-наладочных работ на ГПА.