РД-08-93

     

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ

Документ, регламентирующий деятельность надзора
в нефтяной и газовой промышленности

ПРАВИЛА
СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ
ГАЗА В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ

     
Дата введения 1994-01-01

     
     
     ВНЕСЕНО Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности
     
     УТВЕРЖДЕНО Госгортехнадзором России 28.09.1993 г. постановлением № 21
     
     Вторая редакция "Правил создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах" подготовлена ВНИИГАЗом совместно с ВНИПИГаздобычей, Госгортехнадзором России при участии специалистов Мострансгаза, Газпромгеофизики и др. организаций, взамен выпущенных ранее в 1986 г.
     
     При подготовке настоящих Правил учтены замечания и предложения заинтересованных организаций, внесены отдельные дополнения и в качестве приложения включено "Положение об авторском надзоре за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах".
     
     Правила обязательны для разведочных, научно-исследовательских, проектных и производственных организаций концерна "Газпром", занимающихся разведкой, проектированием и эксплуатацией подземных газохранилищ в пористых пластах.
     
     Редакционный совет:
     
     Арутюнов А.Е., Бузинов С.Н., Ворожбицкий В.М., Гергедава Ш.К., Дадонов Ю.А. (председатель), Драгунов Ю.М., Каменский В.В., Либерман Г.И., Парфенов В.И., Солдаткин Г.И., Солдаткин С.Г., Цикунков А.А.
     
     

РАЗДЕЛ 1

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Глава 1. Назначение, роль и классификация подземных хранилищ газа

     
     
     1.1. Подземные хранилища газа в пористых пластах являются составной частью Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и предназначаются для регулирования неравномерности газопотребления, образования резервного и оперативного запасов газа. По мере развития региональной газотранспортной системы назначение и роль создаваемых и действующих подземных хранилищ газа могут изменяться.
     
     1.2. Основанием для создания новых и расширения действующих подземных хранилищ газа являются соответствующая технологическая схема и технический проект обустройства. Заказчиком работ по проектированию и обустройству подземного газохранилища является региональное газотранспортное предприятие.
     
     1.3. По основному назначению подземные хранилища газа в пористых пластах подразделяются на оперативные и резервные. Оперативные газохранилища делятся на базисные (сезонные) и пиковые.
     
     Базисные газохранилища предназначены для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и по технологическому признаку характеризуются относительно стабильными режимами закачки и отбора газа.
     
     Пиковые газохранилища используются преимущественно для кратковременного регулирования подачи газа потребителям.
     
     Резервные газохранилища служат для образования внутри ЕСГ долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.
     
     1.4. По типу пористой среды, в которой создаются искусственные газовые залежи, различают газохранилища:
     
     а) в водоносных пластах;
     
     б) в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях (залежах).
     
     1.5. По сложности геологического строения газохранилища подразделяются на объекты:
     
     а) простого геологического строения, когда они характеризуются относительной выдержанностью литологического состава пород, их коллекторских свойств и продуктивности в пределах всей разведанной площади;
     
     б) сложного геологического строения, когда они характеризуются наличием тектонических нарушений, различием литологического состава пород, изолированностью блоков и зон фациального замещения, наличием участков с ухудшенной проницаемостью и другими факторами, осложняющими эксплуатацию.
     
     1.6. По форме залежи, образованной в пористой среде, газохранилища подразделяются на пластовые и массивные. По наличию в пределах разведанной площади 'изолированных друг от друга горизонтов или выдержанных пластов газохранилища делятся на однопластовые и многопластовые.
     

     1.7. В зависимости от типа структурной ловушки и амплитуды залегания пластов газохранилища подразделяются на:
     
     а) моноклинальные;
     
     б) малоамплитудные - в антиклинальных структурах, когда фиксируемая по данным разбуривания амплитуда ловушки равна или не более, чем вдвое превышает толщину пласта;
     
     в) с большой амплитудой ловушки, когда амплитуда вдвое и более превышает толщину пласта;
     
     г) в литологически экранированных ловушках.
     
     1.8. По степени проявления пластовой энергии различают газохранилища:
     
     а) с газовым режимом, когда отклонения от чисто газового режима не превышают 10%;
     
     б) с водонапорным режимом, когда отклонения от чисто газового режима превышают 10%;
     
     в) со смешанным режимом.
     
     1.9. По наличию в истощенном месторождении (залежи) жидких углеводородов различают газохранилища:
     
     а) без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышенного значения;
     
     б) с нефтяной оторочкой (промышленного значения);
     
     в) с остаточной нефтенасыщенностью;
     
     г) с остаточным газовым конденсатом.
     
     1.10. При создании газохранилища в нефтяном месторождении искусственные газовые залежи могут быть образованы в:
     
     а) газовой шапке нефтяной залежи;
     
     б) выработанной части нефтяной залежи.     

Глава 2. Основные требования, предъявляемые к разведке водоносных структур

     
     
     2.1. Разведка водоносных структур под подземные хранилища газа осуществляется на основании лицензии. Лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах горного отвода в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении ими заранее оговоренных требований и условий. Условия выполнения требований в данном случае определяются проектом разведки (доразведки), в котором указываются предельные границы участка, охватывающие все используемые при создании газохранилища скважины, в том числе и наблюдательные. Предоставление лицензии осуществляется через государственную систему лицензирования.
     
     2.2. Разведочная организация при изучении водоносной структуры должна обеспечить получение достоверных исходных данных, необходимых для оценки целесообразности и составления технологической схемы создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
     
     2.3. Определение фильтрационных, емкостных и других параметров пластов, а также предельных границ использования структурной ловушки, производится разведочной организацией на основе профильных и структурных построений по материалам бурения скважин, обработки результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.
     
     При оценке пригодности объектов должны быть использованы материалы гидрогеологических и гидрохимических исследований с тщательным учетом особенностей тектонического строения структурной ловушки.
     
     2.4. В результате изучения водоносной структуры и выбранных объектов должны быть:
     
     а) установлены наличие ловушки, способной аккумулировать газ в требуемых объмах, ее площадь и эффективный объем порового пространства;
     
     б) выявлены особенности геологического строения ловушки и основные геолого-физические характеристики выбранных объектов и перекрывающих их пластов в пределах всей разведуемой площади;
     
     в) получены гидрогеологические данные по вскрытым разведочными скважинами водоносным пластам с указанием степени их взаимосвязанности;
     
     г) определены химический состав, давление и температура пластовых вод по всему разрезу, выполнены газовая съемка и др. операции, необходимые для воспроизведения первоначального фона до закачки.
     

     2.5. Для получения достоверных исходных данных о фильтрационно-емкостных свойствах пластов по ограниченному числу разведочных скважин (от 3-х и более, в зависимости от размеров площади) производится отбор керна в интервале пласта-коллектора и перекрывающих пластов-покрышек. По пробуренным разведочным скважинам определяется продуктивная характеристика пластов с целью детализации объектов закачки газа, установления основного и вспомогательных контрольных горизонтов для наблюдения за герметичностью газохранилища и реализации технологических процессов. При необходимости выполняется комплекс исследований на устойчивость призабойной зоны, установление предельно допустимого пластового давления и других показателей, влияющих на выбор объектов (выявление тектонических нарушений, определение экранирующих свойств непроницаемых зон и участков).
     
     2.6. Комплекс промыслово-геофизических исследований должен обеспечивать оценку фильтрационно-емкостных свойств и фоновых значений разведываемых пластов и контрольных горизонтов, а также гидрохимические исследования от поверхности земли до пласта-коллектора, включая контрольные горизонты.
     
     

Глава 3. Гидрогеологические исследования на разведочных скважинах

     
     
     3.1. В ходе разведки водоносных структур гидрогеологическими исследованиями схватываются все водоносные горизонты изучаемой площади. К основным гидрогеологическим показателям относятся:
     
     а) статические уровни подземных вод и закономерности их изменения по площади;
     
     б) продуктивная характеристика, в том числе гидропроводность и пьезопроводность;
     
     в) растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь с углеводородами и литолого-фациальными свойствами пород;
     
     г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод.
     
     3.2. Для изучения гидрогеологической характеристики разреза по разведочным скважинам производятся:
     
     а) откачка пластовой воды до достижения постоянного удельного веса и химического состава;
     
     б) устьевые и глубинные замеры давления и температуры, статического уровня, снятие индикаторной характеристики и кривой восстановления давления не менее, чем на трех режимах;
     
     в) отбор глубинных проб воды для химического анализа, определение количества и состава растворенных газов;
     
     г) определение интервалов притока воды и коэффициента продуктивности исследуемых пластов.
     
     3.3. Подготовку скважин и гидрогеологическим исследованиям производят по планам, утвержденным руководством разведочной организации. Устья разведочных скважин оборудуются в соответствии с условиями проведения на них гидрогеологических исследований и промыслово-геофизических замеров в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности".
          

Глава 4. Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме подземного газохранилища в водоносном пласте

     
     
     4.1. Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме создания подземного газохранилища в водоносном пласте должны быть изложены в отчете разведочной организации о проведенных на площади геолого-разведочных работах с приложением необходимого графического материала.
     
     4.2. В отчете разведочной организации 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 как контрольные;
     
     д) тектоническое строение площади и характеристика структурной ловушки;
     
     е) литолого-физическая характеристика пластов-покрышек и плотных пород, залегающих над пластами-коллекторами;
     
     ж) техническое состояние фонда пробуренных скважин;
     
     з) оценка емкостной и фильтрационной характеристик объектов закачки газа;
     
     и) сведения о наличии полезных ископаемых на разведуемой площади;
     
     к) сведения о поглотительных горизонтах для сброса промышленных стоков.
     
     4.3. Отчет разведочной организации, содержащий исходные геолого-гидродинамические данные, оформляется с приложением к нему следующего материала:
     
     а) ситуационного плана района с выделением на нем разведочной площади и нанесением газотранспортной системы и основных потребителей газа;
     
     б) структурных карт по кровле выбранных объектов и контрольных горизонтов, построенных на основе результатов бурения скважин;
     
     в) сводного стратиграфического разреза площади;
     
     г) геологических профилей вдоль и вкрест простирания структурной ловушки;
     
     д) карты равных мощностей выбранных объектов и пластов-покрышек над ними;
     
     е) карты эффективных мощностей пластов-коллекторов и контрольных горизонтов;
     
     ж) схемы корреляции разреза скважины;
     
     з) графиков изменения давления или уровня воды в наблюдательных скважинах при площадной гидроразведке;
     
     и) карты газового фона по данным геохимических исследований и фоновых замеров промыслово-геофизическими методами.
     
     4.4. В заключительной части отчета разведочной организации должны быть отражены основные выводы и предложения по использованию изученных объектов с указанием допустимых границ газонасыщенной зоны, т.е. внешнего контура газоводяного контакта, а также иных ограничивающих факторов, установленных в ходе разведочных работ.
     
     4.5. Исходя из сложности геологического строения площади и выявленных особенностей залегания пластов, перечень исходных данных к технологической схеме может быть видоизменен или дополнен сведениями, уточняющими модель будущего газохранилища или перспективы его расширения.
     
     4.6. При необходимости наращивания объема газохранилища за счет увеличения его площади и подключения дополнительных пластов, если исходная геолого-гидродинамическая информация в соответствии с требованиями настоящего раздела является недостаточной, должна быть осуществлена доразведка площади путем дополнительного разбуривания.
     

Глава 5. Использование истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений под подземные хранилища газа

     
     
     5.1. Для определения пригодности выработанных залежей истощенных месторождений под подземное хранилище газа создается комиссия из представителей заинтересованных ведомств и организаций, которая на основе изучения геолого-промысловой документации по разработке месторождения оценивает:
     
     а) остаточные запасы газа, нефти, конденсата и сопутствующих компонентов, степень и характер выработанности залежей;
     
     б) техническое состояние и пригодность к использованию существующего фонда скважин и промыслового оборудования.
     
     Принятое решение актируется и служит основанием для составления технологической схемы создания подземного хранилища газа на базе данного месторождения. Остаточные запасы углеводородов передаются на баланс газохранилища. В случае расхождения при оценке остаточных запасов газа и нефти, пригодности пробуренного фонда скважин и других исходных условий составляется соответствующий акт.
     
     5.2. При недостаточной изученности месторождения, низком качестве исходной геолого-промысловой и геофизической информации институтом-разработчиком технологической схемы должна быть составлена программа доразведки месторождения и повторного обследования пробуренного фонда скважин. Программа включает работы по дополнительному разбуриванию площади, объему и последовательности промысловых исследований, ремонту и восстановлению скважин, имеющих дефекты.
     
     5.3. На все виды работ, выполненных в соответствии с программой доразведки истощенного месторождения, в том числе и на результаты ремонтно-восстановительных операций, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований составляются акты и направляются институту-разработчику технологической схемы.
     
     5.4. Технические проекты по бурению скважин и планы ремонтно-восстановительных работ на скважинах, вскрывающих эксплуатационные горизонты истощенных месторождений, согласовываются с местными органами горного надзора.
     
     Вопросы использования пробуренного фонда, в том числе скважин, находящихся в длительной консервации после завершения разработки месторождения, решаются проектировщиком совместно с заказчиком работ по созданию газохранилища после их обследования.
     
     5.5. Основные и дополнительные требования к конкретным объектам - пористым пластам и пластам-покрышкам в отношении емкостно-фильтрационных свойств и герметизирующей способности должны отражаться в соответствующих технологических схемах, исходя из условий эксплуатации газохранилища.
     

РАЗДЕЛ II      
     
БУРЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН ПРИ СОЗДАНИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

     
Глава 1. Общие и специальные требования к бурению скважин

     
     
     1.1. По основному технологическому назначению скважины на подземных газохранилищах подразделяются на:
     
     а) эксплуатационные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые для закачки и отбора газа;
     
     б) нагнетательные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые только для закачки газа;
     
     в) наблюдательные и пьезометрические, вскрывающие пласт-коллектор в газовой и водоносной части, используемые для наблюдения за изменением давления и уровня;
     
     г) контрольные, вскрывающие вышезалегающие контрольные горизонты и используемые для наблюдения за герметичностью газохранилища;
     
     д) разгрузочные, вскрывающие пласт-коллектор или вышезалегающие горизонты и используемые для разгрузки отдельных пластов;
     
     е) поглотительные, вскрывающие проницаемые прослои и используемые для сброса пластовой воды и промышленных стоков;
     
     ж) геофизические, не перфорированные на пласт-коллектор и используемые для наблюдения за изменением газонасыщенности.
     
     1.2. Бурение скважин различного технологического назначения, в том числе и разведочных, должно производиться в строгом соответствии с проектом и действующими нормативами.
     
     1.3. Конструкция скважин обосновывается в технологической схеме и должна предусматривать возможность проведения необходимых исследований, профилактических и ремонтных работ, установки забойного оборудования и достижения проектных режимов закачки и отбора газа.
     
     1.4. Технология крепления обсадных колонн должна обеспечивать:
     
     а) равномерное по всему стволу распределение и подъем цементного раствора за колонной до расчетной высоты или до устья;
     
     б) полное замещение промывочной жидкости цементным раствором;
     
     в) применение обсадных труб с высокогерметичными резьбами.
     
     Не допускается эксплуатация скважин без надежного разобщения проницаемых пластов, залегающих выше газонасыщенного объекта.
     
     1.5. Вскрытие пласта-коллектора и заканчивание скважин должны производиться на промывочной жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны. Если пласт-коллектор сложен слабосцементированными и рыхлыми породами, скважина должна оборудоваться забойным фильтром или крепиться физико-химическим способом.
     
     1.6. Конструкция фильтра должна обеспечивать возможность его регенерации, капитального ремонта или замены в процессе эксплуатации газохранилища.
     

     Не допускается изготовление фильтра из разных металлов, вызывающих электролиз в пластовой воде.
     
     1.7. При установке гравийно-намывного фильтра гравийная обсыпка должна обеспечивать полное задержание мелкой фракции песка в течение всего периода эксплуатации газохранилища. Средний размер гравия и ширина целей каркаса выбираются в зависимости от гранулометрического состава пород пласта-коллектора.
     
     1.8. Передача скважин в эксплуатацию после выхода из бурения, спуск забойного оборудования и другие операции фиксируются соответствующим актом, составленным представителями заинтересованных организаций.
     
     

Глава 2. Наземное и подземное оборудование скважин

     
     
     2.1. К наземному оборудованию скважин относятся:
     
     а) фонтанная арматура с колонной головкой;
     
     б) обвязочные трубопроводы (обвязка), узлы замера давления, расхода, температуры и других показателей, фиксируемых на устье;
     
     в) вспомогательные сооружения и устройства для подачи в скважину ингибиторов гидратообразования;
     
     г) ограждение (при необходимости), площадка обслуживания, предупреждающие знаки и указатели.
     
     2.2. Устьевое оборудование определяется и устанавливается в соответствии с проектом обустройства скважин ПХГ.
     
     Все изменения, вносимые в конструкцию или обвязку арматуры, в обязательном порядке должны быть согласованы с проектирующей организацией.
     
     2.3. Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации газохранилища должно находиться под наблюдением газопромысловой службы и поддерживаться в исправном состоянии. Во время профилактических осмотров внимание следует уделять фланцевым, резьбовым и сварным соединениям, состоянию сальниковых уплотнений. При обнаружении неисправностей и пропусков газа эксплуатация скважины приостанавливается, при этом должны быть приняты меры по замене неисправных деталей и узлов или ремонту.
     
     2.4. К подземному оборудованию скважин относятся:
     
     а) лифтовая колонна с клапаном-отсекателем, пакером, разъединителем, циркуляционным и ингибиторным клапанами, а также другими предусмотренными техническим проектом устройствами;
     
     б) забойный фильтр с затворной трубой (при намыве гравия) и вспомогательными узлами, используемыми при установке фильтра;
     
     в) приспособления специального назначения для разобщения обводненных интервалов, изоляции пескующих пропластков и других операций.
     
     2.5. Конструкции подземного оборудования рассчитываются в зависимости от конкретных условий. Они должны обеспечивать:
     
     а) эксплуатацию скважины при проектных режимах закачки и отбора газа;
     
     б) проведение вспомогательных технологических операций, связанных с освоением, испытанием и ремонтом скважин;
     
     в) проведение профилактических работ по извлечению лифтовых труб и отдельных узлов подземного оборудования без глушения скважины (перекрытием пакера);
     

     г) ввод ингибитора через затрубье в лифтовую колонну и призабойную зону;
     
     д) возможность извлечения всего подземного оборудования без нарушения прочности и герметичности обсадной колонны;
     
     е) возможность проведения промыслово-геофизических замеров и других глубинных операций.
     

Глава 3. Испытание скважин

     
     
     3.1. Испытание водяных скважин производят на основании планов освоения и испытания, составленных производственным предприятием в соответствии с проектом разведки.
     
     3.2. Водяные скважины с избыточным давлением при стационарных режимах фильтрации испытываются путем самоизлива с одновременной регистрацией установившегося расхода воды и устьевого давления. Необходимым условием является снятие показаний при 4-5 режимах самоизлива.
     
     При отсутствии избыточного давления производятся режимные откачки воды. Для установления режима изменяется подвеска лифтовых труб или создается противодавление на устье скважины. Допускается изменение режима регулированием подачи воздуха.
     
     3.3. При испытании водяных скважин самоизливом или режимными откачками должна обеспечиваться утилизация выносимой воды при невозможности утилизации выносимой пластовой воды, допускаются испытания скважин закачкой воды в пласт.
     
     Закачку воды рекомендуется применять в исключительных случаях, когда имеется уверенность в чистоте нагнетательной воды.
     
     3.4. Перед испытанием продуктивных горизонтов обводненной залежи следует обращать внимание на техническое состояние скважин, особенно после длительной их консервации, а также на остаточные запасы углеводородов, которые могут быть сосредоточены в недоперфорированных интервалах продуктивной части исследуемого горизонта.
     
     До начала испытаний по скважине должны быть выполнены геофизические замеры с целью оценки газонасыщенных интервалов и состояния цементного кольца за колонной, шаблонировка ствола или предварительная его очистка.
     
     3.5. Основными задачами испытания газовых скважин являются:
     
     а) определение или уточнение продуктивной характеристики при переменных газогидродинамических условиях, вызванных эксплуатацией газовых залежей, закачкой и отбором газа, длительным простоем и другими явлениями;
     
     б) оценка приемистости пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны;
     
     в) оценка степени устойчивости пород в призабойной зоне и установление предельной депрессии, при которой не происходит разрушения скелета породы;
     
     г) определение предельного дебита по условиям выноса воды, механических примесей, допустимых потерь давления;
     
     д) оценка работоспособности фильтра и установленного в скважине забойного оборудования.
     
     3.6. Испытанию газовых скважин должен предшествовать комплекс геофизические замеров по оценке технического состояния (АКЦ, СГДТ, локация муфтовых соединений), интервалов перфорации, снятию фона по ГК, НГМ, ИННК и термометрии.
     
     3.7. Испытание скважин с целью определения приемистости и продуктивной характеристики производится без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего перепада давления при закачке и отборе.
     
     Для уточнения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны испытание скважин проводят на 4-5 режимах, используя при этом индивидуальный шлейф, регулирующий штуцер, расходомер, сепаратор или породоуловитель.
     
     3.8. Испытание скважин с целью определения устойчивости пород пласта-коллектора и предельного дебита в исключительных случаях допускается производить с выпуском газа в атмосферу при обязательном соблюдении правил промышленной санитарии. При этом необходимо стремиться к максимальному ограничению продолжительности испытания.
     
     3.9. Для оперативного обнаружения и регистрации песка в потоке газа рекомендуется использовать систему индикации песка (Режим-П и др.). Допускается использовать породоуловители или сепараторы, с помощью которых могут контролироваться выносимые потоком газа твердые механические примеси.
     
     3.10. Последовательность и частота испытания газовых скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются графиком его проведения, согласованным с исполнителями авторского надзора. Испытания проводятся оперативно-производственной службой СПХГ, обобщаются и контролируются геологической службой.
     
     3.11. Испытания скважин должны сопровождаться замерами забойного давления, расхода и температуры газа. Пластовое давление в газохранилище должно определяться как средневзвешенное по площади искусственной газовой залежи.
     

РАЗДЕЛ III

     
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА      

     
Глава 1. Основное содержание технологической схемы создания и эксплуатации подземного газохранилища

     
     
     1.1. Работы по созданию подземных газохранилищ в пористых пластах выполняются поэтапно в соответствии с технологической схемой создания и эксплуатации и техническим проектом их обустройства.
     
     Технологическая схема и проект обустройства рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.
     
     Строительство новых и расширение имеющихся на территории газохранилища объектов (застройки), не предусмотренных технологической схемой или проектом обустройства и не связанных с функционированием газохранилища, категорически запрещается.
     
     1.2. Исходя из основного назначения газохранилища в технологической схеме приводится принципиальное решение задач, связанных с эффективным использованием порового объема и пластовой энергии, обеспечением оптимальной эксплуатации объекта, предотвращением обводнения, сохранением чистоты воздушного бассейна, поддержанием кондиционности газа и другими требованиями.
     
     1.3. Технологическая схема должна включать следующие разделы:
     
     1 раздел исходные геолого-промысловые данные, в соответствии с требованиями гл.4.
     
     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, минимального давления отбора и других технологических показателей, характеризующих приемлемые варианты создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
     
     III раздел - выбор и детализация оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа с разбивкой этапов функционирования и установлением очередности бурения скважин, обустройства и ввода объектов.
     
     IV раздел - объем и последовательность опытных, исследовательских и других видов работ, направленных на уточнение технологических показателей подземного хранилища газа.
     
     V раздел - мероприятия по контролю за эксплуатацией хранилища и обеспечению охраны окружающей среды.
     
     VI раздел - технико-экономические показатели создаваемого подземного хранилища газа.
     
     1.4. Первый раздел технологической схемы охватывает следующие вопросы:
     

     - краткие сведения о геологической изученности водоносной структуры или истощенного месторождения с указанием количества всех пробуренных скважин и их технического состояния;
     
     - краткая стратиграфия с указанием интервала и глубины залегания пластов (залежей) и перекрывающих пластов (покрышек);
     
     - тектоническое строение водоносной структуры или истощенного месторождения;
     
      - краткая физико-литологическая характеристика горизонтов (пластов);
     
     - результаты испытания скважин с указанием производительности по воде или по газу, рабочих и максимальных дебитов на единицу перепада давления, состояния забоя;
     
     - результаты разработки истощенного месторождения или пробной закачки воздуха в водоносный пласт;
     
     - данные по составу воды или остаточного газа;
     
     - состояние фонда ликвидированных скважин;
     
     - сведения об остаточных запасах нефти, конденсата и газа, остаточной газонасыщенности, емкости структурной ловушки или залежи;
     
     - гидрогеологическая характеристика, степень подвижности пластовых вод, режим работы залежи;
     
     - рекомендации по использованию пластов для контроля за герметичностью хранилища, сброса промстоков, водоснабжения и других полезных ископаемых с перечнем мероприятий по охране недр.
     
     1.5. Второй раздел схемы охватывает:
     
     - определение 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;
     
     - обоснование максимального давления в конце закачки и минимального давления в конце отбора, темпов закачки и отбора газа, продолжительности этапов создания хранилища, качественной характеристики нагнетаемого и отбираемого газа;
     
     - выбор количества, размещения и конструкции эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных и разгрузочных скважин на площади будущего хранилища;
     
     - оценку средней и максимальной производительности эксплуатационных скважин;
     

     - оптимизацию соотношения между числом эксплуатационных скважин, мощностью КС, объемами активного и буферного газа и другими технологическими показателями, обеспечивающими эффективность создания газохранилища.
     
     1.6. Третий раздел схемы охватывает вопросы, связанные с детальным рассмотрением оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа. Приводится серия табличных и графических данных, полученных при выполнении технологических расчетов.
     
     На основе сводных данных определяются очередность разбуривания, конструкции скважин и применяемого скважинного оборудования, объем и стадии обустройства КС, промысла и других сооружений подземного хранилища газа.
     
     1.7. Четвертый раздел схемы охватывает вопросы:
     
     - объема, видов и последовательность выполнения исследовательских работ;
     
     - периодичности и способов проверки соответствия фактических и расчетных показателей эксплуатации искусственной газовой залежи;
     
     1.8. Пятый раздел включает:
     
     - размещение и выбор числа необходимых контрольных скважин;
     
     - выделение контрольных горизонтов и их характеристику;
     
     - анализ специальных гидродинамических исследований по созданию системы обнаружения возможных мест перетока газа;
     
      - мероприятия по контролю за распространением газового контура;
     
     - программу работ, разработанную в соответствии с "Регламентом контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией ПХГ в пористых пластах".
     
     1.9. Шестой раздел схемы охватывает:
     
     - оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат на создание газохранилища по укрупненным показателям;
     
     - оценку удельных и приведенных затрат, себестоимости хранения газа, окупаемости по принятому варианту создания в сопоставлении со средними показателями аналогичных объектов;
     
     - рекомендации по повышению технико-экономической эффективности создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
     
     1.10. К технологической схеме прилагаются следующие графические материалы:
     
     - обзорная карта района с нанесенной на ней газотранспортной системой, месторождениями, действующими и проектируемыми хранилищами, а также основными потребителями;
     

     - структурные карты по кровле пласта-коллектора (залежи), вышезалегающим водоносным пластам;
     
     - геолого-геофизический (гидрогеологический) разрез месторождения (площади);
     
     - продольный и поперечный профили по пласту-коллектору (залежи) и контрольным горизонтам;
     
     - карта границ горного отвода с охватом всех законтурных скважин;
     
     - схема размещения всех пробуренных и намечаемых к бурению скважин с нанесенным на ней планом расположения наземных сооружений, зданий, газопроводов;
     
     - принципиальная схема подготовки газа;
     
     - конструкция скважин различного технологического назначения с указанием подземного оборудования;
     
     - графические и табличные показатели сопоставляемых вариантов создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
     
     1.11. В проекте обустройства должны быть предусмотрены все сооружения, необходимые для функционирования газохранилища, уточнены объем и стоимость всех работ, составлены сводные технико-экономические и другие показатели. Компрессорные агрегаты, газопромысловое и вспомогательное оборудование должны быть высокопроизводительными, надежными в эксплуатации и отвечающими современным требованиям. Особое внимание необходимо уделять герметичности узлов и соединений, снижению количества выбросов, внедрению ресурсосберегающих технологий, утилизации воды и газа, сбрасываемых при отдельных операциях.
     
     1.12. При использовании на проектируемом объекте нескольких технологических процессов (подземного хранения газа и вторичной добычи нефти, частичного сайклинг-процесса и др.) в технологической схеме должны быть решены вопросы, связанные с обеспечением побочных процессов во взаимосвязи с основными, т.е. с функционированием совмещенного производства.
     
     1.13. 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 определиться технологической схемой создания подземного хранилища газа.
     
     1.14. На заключительной стадии работ по созданию подземного хранилища газа необходимо выполнить комплекс исследований, направленных на уточнение герметичности хранилища в целом и отдельных скважин, оценку количества защемленного и растворенного газа, определение эффективности работы наземного оборудования.
     

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

Глава 2. Установление дебитов, числа и размещения скважин на газохранилище

     
     
     2.1. Средние и рабочие дебиты эксплуатационных скважин устанавливаются на основе данных, полученных в процессе разведки водоносных пластов или разработки месторождения.
     
     При установлении среднего дебита отбора (производительности закачки) должны учитываться:
     
     - состояние и перспективы обустройства станции подземного хранении газа (по пропускной способности);
     
     - 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 и кольматации фильтра;
     
     - термобарические условия работы скважин, образование конденсационной воды, вынос пластовых вод и другие факторы, влияющие на интенсивность гидратообразования.
     
     2.2. Максимальный дебит скважин при отборе газа устанавливается в зависимости от следующих факторов:
     
     - устойчивости пород пласта-коллектора и условий, исключающих вынос песка, намытого за фильтром гравия и других твердых частиц, количество которых в потоке газа не должно приводить к образованию пробок в стволе скважины, разъеданию подземного и наземного оборудования и другим осложнениям;
     
     - условий образования конусов обводнения, избирательного вторжения по высокопроницаемым пропласткам;
     
     - необходимости поддержания требуемого давления на устье скважины, состояния забойного оборудования, пропускной способности лифтовых труб.
     
     2.3. Изменение производительности скважин и газохранилища в целом определяется условиями газонасыщения пласта-коллектора, от теснения вод, поддержания заданного давления и другими, вытекающими из особенностей проектируемого объекта. Эти условия должны учитываться при составлении технологического режима закачки и отбора газа по отдельным скважинам.
     
     2.4. Общее число эксплуатационных скважин определяется на основе оптимизации соотношения между мощностью КС, объемом буферного газа и другими показателями по минимуму капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
     
     Количество резервных эксплуатационных скважин для каждого конкретного объекта определяется индивидуально, исходя из геолого-гидродинамических и технологических особенностей объекта, условий его эксплуатации в рамках региональной газотранспортной системы.
     

     2.5. Размещение и необходимое количество наблюдательных, пьезометрических, контрольных, геофизических и поглотительных скважин назначаются в зависимости от размеров газонасыщаемой площади, особенностей геологического разреза. наличия смежных структурных поднятий, а также других специфических факторов, отмеченных в ходе разведочных работ.
     
     2.6. Для поддержания в процессе создания и эксплуатации газохранилища проектных режимов закачки и отбора газа в технологической схеме должны быть предусмотрены соответствующие мероприятия по эксплуатационному фонду скважин и основным узлам внутрипромысловой газосборной системы. Изменение количества и местоположения эксплуатационных скважин против установленных технологической схемой допускается только при согласовании с проектировщиком.
     

Глава 3. Система контроля и наблюдений

     
     
     3.1. Система контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземного хранилища, последовательность и частота наблюдений, контрольных замеров, отбора проб и других операций определяются технологической схемой и утвержденным для данного хранилища или объекта специальным регламентом, подготовленным на основе типового "Регламента контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах".
     
     Контроль за процессом заполнения хранилища, распространением газонасыщенной зоны, перераспределением репрессивной и депрессионной воронок, реагированием скважин осуществляется геологической службой СПХГ путем систематического анализа данных закачки и отбора газа, по результатам испытания скважин, промыслово-геофизическим замерам, визуальным наблюдениям.
     
     3.2. Контроль за созданием и эксплуатацией подземного хранилища газа предусматривает:
     
     - построение карт изобар при закачке и отборе газа;
     
     - построение графиков "закачка (отбор) - давление", изменения производительности (дебита) эксплуатационных скважин по циклам закачки и отбора газа;
     
     - определение зависимостей, характеризующих темпы и продолжительность отборов газа по циклам от активного объема, продолжительности нейтрального периода и др. факторов;
     
     - определение расчетным путем по промысловым данным количества газа в газохранилище по циклам или отдельно по периодам закачки и отбора;
     
     - систематические наблюдения за герметичностью газохранилища по контрольным горизонтам и по всем технологическим скважинам, находящимся под газом;
     
     - создание компьютерной системы контроля за распространением газа по пласту-коллектору.
     
     3.3. Для контроля и наблюдений предусматриваются замеры устьевого и забойного давления по эксплуатационным скважинам, температуры и расхода газа на газосборном пункте, интервалов и значений газонасыщенности по наблюдательным и геофизическим скважинам, водного фактора и наличия механических примесей в потоке газа (при необходимости).
     
     Периодичность замеров давления по эксплуатационным и наблюдательным скважинам устанавливается в зависимости от запроектированных темпов закачки и отбора газа, условий его распространения при закачке и ожидаемых темпов вторжения пластовых вод при отборе газа, размеров площади газонасыщения и других факторов, характерных для данного объекта.
     

     3.4. Замеры давления или уровня воды предусматриваются по системе контрольных скважин, вскрывающих водоносные горизонты над основной покрышкой пласта-коллектора, а в отдельных случаях, где это возможно, - и над резервными покрышками.
     
     Замеры давления, необходимые для построения карт изобар, должны быть предусмотрены по эксплуатационным, наблюдательным и пьезометрическим скважинам в периоды после прекращения закачки или отбора газа.
     
     3.5. При составлении технологической схемы создания газохранилища в сложнопостроенных структурах и массивных песчано-глинистых пачках, сообщающихся между собой, необходимы данные о распределении давления по вертикали. С этой целью в схеме должны быть предусмотрены несколько пар наблюдательных скважин, одна из которых вскрывает верхнюю, другая - нижнюю часть пачки и т.д. После выполнения функции наблюдательных эти скважины в период длительной эксплуатации газохранилища могут быть использованы в качестве эксплуатационных.
     
     3.6. Предусмотренная технологической схемой система контроля и наблюдений после окончания опытно-промышленной эксплуатации и вывода газохранилища на проектные показатели циклической работы может быть видоизменена в соответствии с новыми обстоятельствами, выявленными в начальной стадии создания газохранилища.
     
     

РАЗДЕЛ IV

     
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Глава 1. Основные положения по организации производства

     
     
     1.1. Эксплуатация газохранилища допускается только при завершенном обустройстве всех технологических узлов, обеспечивающих заданный режим закачки и отбора газа, наличии проектного количества контрольных и наблюдательных скважин, организации авторского надзора по прилагаемому "Положению об авторском надзоре за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах".
     
     1.2. Станция подземного хранения газа (СПХГ) в установленном порядке создается соответствующим газотранспортным предприятием.
     
     Структура и штатное расписание СПХГ формируются, исходя из основного назначения газохранилища и утвержденных проектных показателей.
     
     1.3. В общем случае в состав СПХГ входят:
     
     - газопровод-отвод к газохранилищу;
     
     - компрессорное хозяйство с газоперекачивающими агрегатами и вспомогательным оборудованием;
     
     - установки подготовки газа;
     
     - промысловая газосборная система;
     
     - скважины различного технологического назначения;
     
     - здания и сооружения.
     
     1.4. При газотранспортном предприятии на период обустройства, разбуривания площади и других подготовительных работ должны быть выделены ответственные специалисты, контролирующие их состояние и качество, осуществляющие приемку строительно-монтажных  работ, пробуренных скважин и установленного технологического оборудования.
     
     1.5. Ответственность за соблюдение основных технологических процессов закачки и отбора газа, состояние оборудования и скважин, своевременное выполнение планово-предупредительного и капитального ремонта, обеспечение режима экономии материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, соблюдение правил безопасности, охраны недр и окружающей среды возлагается на главного инженера и руководителей служб СПХГ.
     
     1.6. При эксплуатации газохранилища должны строго соблюдаться проектные показатели по режиму закачки и отбора газа, продолжительности нейтральных периодов, количеству и последовательности подключения скважин, периодичности испытаний, продувок, устьевых и глубинных замеров, а также других операций, запланированных по конкретным объектам.
     
     1.7. Для отдельных газохранилищ технологической схемой может предусматриваться совмещение операций по доразведке объекта и опытно-промышленной закачке газа, выполнении технологических приемов по интенсификации работы скважин и т.п. В этих случаях институт-проектировщик должен представить соответствующую программу, утвержденную в установленном порядке.
     

Глава 2. Технологические требования к эксплуатации скважин

     
     
     2.1. По всем эксплуатационным скважинам газохранилища должен устанавливаться оптимальный режим, обеспечивающий проектные объемы закачки и отбора газа при условии:
     
     - предотвращения обводнения и выноса песка;
     
     - недопустимости образования гидратных и песчаных пробок на забое, в стволе, на устье и шлейфе;
     
     - поддержания работоспособности забойного фильтра и заданного устьевого давления.
     
     2.2. В зависимости от устойчивости пород пласта-коллектора, подвижности пластовых вод, диапазона изменения давления и других факторов при эксплуатации скважин устанавливаются режимы:
     
     - постоянного градиента давления (депрессии);
     
     - постоянного давления на устье;
     
     - стабильного дебита (скорости фильтрации) в призабойной зоне.
     
     2.3. Закачка и отбор газа производятся по колонне лифтовых труб. В отдельных случаях, если это предусмотрено технологической схемой или рекомендациями исполнителей авторского надзора, допускается кратковременный отбор газа по межтрубному пространству при отсутствии выноса песка.
     
     2.4. Спускаемые в скважину лифтовые трубы по технологическим требованиям должны обеспечивать:
     
     - снятие термобарических нагрузок с эксплуатационной колонны;
     
     - вынос с забоя жидкости и твердых примесей без образования песчаных пробок;
     
     - возможность задавливания скважины;
     
     - спуск и извлечение забойного оборудования;
     
     - предохранение эксплуатационной колонны от механических повреждений;
     
     - проведение промыслово-геофизических исследований.
     
     2.5. Технологический режим эксплуатации скважин на основе результатов их испытания может корректироваться. Вносимые изменения должны регистрироваться в журнале оператора газопромысловой службы. При всех нарушениях установленного режима работы скважин руководство СПХГ должно принять срочные меры к его восстановлению.
     
     

Глава 3. Требования к контролю за эксплуатацией скважин

     
     
     3.1. Контроль за состоянием и эксплуатацией скважин включает:
     
     - наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья;
     
     - наблюдения за изменением давления и температуры (по показаниям манометра и термометра);
     
     - замер межколонного давления;
     
     - продувку индивидуальных сепараторов на предмет обнаружения выносимой потоком газа жидкости, песка и других примесей;
     
     - периодический отбор и анализ проб газа и выносимой жидкости:
     
     - регистрацию расхода газа и перепада давления на газораспределительном пункте;
     
      - осмотр и проверку исправности метанолопровода, вентилей и других вспомогательных узлов.
     
     3.2. Контроль состояния скважин производится согласно графику и по мере оперативной необходимости. По всем обнаруженным отклонениям должны приниматься меры к их устранению, не допуская тем самым потерь газа, загрязнения территории и воздушной среды.
     
     3.3. Для контроля за эксплуатацией скважин дополнительно проводятся выборочные их испытания, по результатам которых уточняется технологический режим отбора газа, проверяется состояние призабойной зоны и ее продуктивная характеристика. При необходимости могут выполняться специальные исследования с целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной характеристики и условия эксплуатации скважин (вынос жидкости, песка, образование гидратных пробок и т.д.).
     
     3.4. По пьезометрическим, наблюдательным и контрольным скважинам периодически должны проверяться состояние призабойной зоны, наличие сообщаемости с пластом и чистота ствола. При обнаружении пробок, снижении степени сообщаемости, загрязнении ствола и призабойной зоны должны приниматься срочные меры к восстановлению работоспособности таких скважин.
     
     3.5. Периодическому обследованию подлежат поглотительные и разгрузочные скважины в отношении состояния забоя, сообщаемости с пластом, герметичности устья. Все предусмотренные обследования, контроль за эксплуатацией скважин и промысловые испытания должны сопровождаться визуальными наблюдениями за состоянием растительного или снежного покрова на прилегающей территории.
     
     3.6. Срок службы скважин на ПХГ определяется на основе анализа результатов специальных исследований.
     

Глава 4. Замер и учет количества газа при эксплуатации газохранилища

     
     
     4.1. До пуска газохранилища в эксплуатацию должны быть подготовлены узлы замера (и учета) закачиваемого и отбираемого газа, а также газа, используемого на хозяйственные нужды.
     
     4.2. Замеры суточных расходов индивидуально по скважинам и общего количества закачиваемого и отбираемого газа, регистрация и учет производятся соответствующей службой СПХГ. Баланс газа за каждый цикл и месяц и сезон составляется геологическим отделом при участии исполнителей авторского надзора за эксплуатацией газохранилища.
     
     
     4.3. Учитывается количество газа, затрачиваемого на проведение необходимых технологических операций, восполнение потерь, вызванных непредвиденными обстоятельствами, и т.д. Сведения по указанным затратам и потерям должны поступать в геологический отдел СПХГ.
     
     Данные об авариях с потерями газа должны сообщаться местным органам горного надзора. Списание всех видов затрат и потерь газа, превышающих нормативные (Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах), должно производиться ежегодно при подведении общего баланса газа на установленную дату.
     
     4.4. Геологический отдел СПХГ совместно с исполнителями авторского надзора периодически определяет расчетными методами количество газа в газохранилище. Эти  данные сопоставляются с регистрируемым балансом и результаты заносятся в журнал по учету газа. При значительном расхождении расчетных и учетных данных должны быть приняты меры к установлению причин расхождения и их устранению.
     
     

РАЗДЕЛ V

     
ОХРАНА НЕДР И ВОЗДУШНОЙ СРЕДЫ НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА

     
Глава 1. Общие положения по охране недр

     
     
     1.1. Охрана 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.
     
     1.2. Охрана недр - главное условие рационального ведения работ по созданию и эксплуатации газохранилища и является обязанностью коллектива СПХГ, буровой, геофизической и других организаций, ведущих горные работы.
     
     Основными лицами, ответственными за охрану недр, являются руководители газотранспортного предприятия и СПХГ.
     
     1.3. При бурении скважин на площади будущего или действующего подземного газохранилища должны быть обеспечены надежная их герметичность, 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 стабильной закачки и отбора газа, предотвращения межпластовых перетоков и поверхностных газопроявлений.
     
     1.4. Работы по созданию и эксплуатации подземных хранилищ газа могут выполняться только при условии надежного разобщения газонасыщенных пластов (залежей) от проницаемых водоносных горизонтов. Необходимо принять меры против прорыва вод и газа по высокопроницаемым пропласткам или через негерметичное заколонное пространство в контрольные горизонты. Особое внимание должно быть обращено на предотвращение межпластовых перетоков газа по стволу действующих и простаивающих скважин. Не допускается длительный простой законченных бурением эксплуатационных скважин.
     

Глава 2. Охрана недр при бурении скважин

     
     
     2.1. При бурении скважин на истощенных месторождениях и создаваемых подземных хранилищах газа должны быть приняты меры, обеспечивающие:
     
     а) предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразований, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенки скважины и межпластовых перетоков газа;
     
     б) надежную изоляцию в пробуренных скважинах всех проницаемых пластов;
     
     в) необходимую герметичность и высококачественное цементирование всех спущенных в скважину колонн.
     
     2.2. Все пласты с признаками вторичной газоносности (техногенные залежи), обнаруженные в процессе бурения по данным детальной газометрии (ДГС), анализа керна, геофизического каротажа должны быть тщательно изучены с целью сбора и  утилизации газа, а также для принятия мер по предотвращению потерь или создания в таких пластах дополнительных запасов газа.
     
     2.3. 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 "Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин" и "Инструкции по предупреждению открытого фонтанирования". Удельный вес промывочной жидкости для вскрытия газонасыщенных пластов устанавливается в зависимости от пластового давления и глубины залегания (по тем же правилам).
     
     2.4. Газонасыщенные и проницаемые водоносные пласты, вскрываемые скважинами, должны быть изолированы друг от друга путем качественного цементирования обсадных колонн.
     
     2.5. 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 постановки в скважине цементного моста. Герметичность и надежность постановки моста проверяется в обязательном порядке и результаты регистрируются многосторонним актом.
     
     2.6. Ликвидация разведочных и эксплуатационных скважин производится в установленном порядке в соответствии с "Положением о ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их содержание".
     

Глава 3. Охрана недр при эксплуатации подземных газохранилищ

     
     
     3.1. Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа в водоносных горизонтах (или выработанных залежах истощенных месторождений) должны производиться только по утвержденным техническим проектам. В проектной документации в обязательном порядке должны быть отражены мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды.
     
     3.2. 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 газохранилище.
     
     3.3. Эксплуатация газохранилища должна производиться при давлениях нагнетания и отбора, исключающих раскрытие трещин, разрушение скелета пород, подтягивание языков и конусов воды, разрушение цементного камня за колонной.
     
     Контроль за правильностью эксплуатации газохранилища должен основываться на систематических наблюдениях, проводимых в соответствии с настоящими правилами, и результатах исследований, выполняемых в рамках авторского надзора.
     
     3.4. При обнаружении в межколонном пространстве скважин давления или выделений вокруг них газа следует выяснить причину этих явлений и незамедлительно принять меры по их ликвидации. В каждом конкретном случае возможность использования таких скважин определяется по результатам анализа промыслово-геофизических исследований.
     
     3.5. При уходе газа за пределы границ горного отвода, обнаружении газовых скоплений в вышележащих проницаемых пластах, разгерметизации основной покрышки или эксплуатационный колонны необходимо составить программу работ и согласовать ее с контролирующими органами.
     
     Дальнейшая эксплуатация газохранилища после реализации разработанной программы должна быть согласована с органами, выдавшими лицензию на пользование недрами.
     
     3.6. По эксплуатационным скважинам, где с потоком газа выносятся пластовая жидкость, нефть и конденсат, должен вестись учет жидкостного фактора. Состав жидкой фазы должен систематически анализироваться и регистрироваться в соответствующем журнале.
     
     3.7. После истечения установленного срока службы скважин должны производиться их обследование с актированием результатов при участии представителей заинтересованных организаций и приниматься решение о продлении срока эксплуатации или ликвидации. Вместо ликвидированных могут быть пробурены новые или сокращены скважины эксплуатационного фонда, исходя из конкретной ситуации по данному газохранилищу.
     
     3.8. При внедрении мероприятий по увеличению производительности скважин путем воздействия на призабойную зону должны быть обеспечены:
     
     а) целостность обсадных колонн и цементного кольца за ними;
     
     б) сохранность устойчивости пород в призабойной зоне;
     
     в) предотвращение преждевременного обводнения скважин и искусственной газовой залежи.
     
     3.9. Не допускается проводить интенсификацию в технически неисправных скважинах и при слабом разделе газонасыщенных и водоносных пластов. При обнаружении после интенсификации выноса песка эксплуатацию скважин следует прекратить и приступить к оборудованию их фильтром, креплению физико-химическими методами или ограничить по ним темпы отбора газа.
     
     3.10. Конструкция, число и местоположение поглотительных скважин для сброса и захоронения промстоков определяются технологической схемой или дополнениями к ней, согласованными с заказчиком.
     
     Все поглотительные скважины, вне зависимости от местоположения, должны быть герметичными по газу, опрессованы на рабочее давление хранилища. Они должны систематически проверяться на чистоту забоя, герметичность устьевого оборудования и заколонного пространства.
     
     3.11. В случае засорения забоя и отсутствия сообщаемости с пластом должны быть приняты меры к восстановлению приемистости поглотительной скважины. При обнаружении утечек жидкости через устьевое оборудование и фланцевые соединения необходимо отключить скважину и устранить утечки.
     
     3.12. При капитальном ремонте скважин необходимо восстановить герметичность колонн и устранить все неисправности, обнаруженные при их эксплуатации. Все мероприятия по предотвращению перетоков, восстановлению герметичности колонн следует проводить сразу после обнаружения дефектов.
     
     3.13. При обнаружении утечек и заколонных перетоков геологической службой СПХГ совместно с исполнителями авторского надзора с привлечением соответствующих специалистов должны быть установлены причины и выявлены пути миграция газа. Следует также определить состав газа, интенсивность миграции. В итоге должна быть составлена программа ремонтных работ и промысловых исследований по оценке качества ремонтно-восстановительных мероприятий.
     
     3.14. О всех случаях перетоков и выявленных дефектах, а также результатах работ по капитальному ремонту скважин, руководство СПХГ обязано сообщить в газотранспортное предприятие и местные органы горного надзора.
     

Глава 4. Предотвращение загрязнения воздушной среды

     
     
     4.1. Источниками загрязнения воздушной среды на территории газохранилища могут быть:
     
     а) продувочная свеча на территории компрессорного цеха, через которую производится продувка обвязочных трубопроводов, выпуск при технологической необходимости газа из коммуникаций;
     
     б) продувочная свеча на территории газохранилища, через которую производится продувка шлейфов, сепараторов и др. оборудования ;
     
     в) негерметичные скважины, неплотные задвижки арматуры, фланцевые соединения, сальниковые уплотнения и т.п.
     
     4.2. Источниками загрязнения воздушной среды на территории газохранилища могут быть скважины, осваиваемые после выхода из бурения и исследуемые с выпуском газа в атмосферу.
     
     4.3. Во избежание загрязнения воздушной среды на прилегающей территории в проектах обустройства должны быть заложены буферные санитарные зоны, границы которых определяются в зависимости от конкретных условий на территории газохранилища.
     
     4.4. Руководством СПХГ должны приниматься меры по максимальному сокращению выпусков газа в атмосферу и исследованию газовых скважин с подачей газа в магистральный газопровод или промысловый газосборный коллектор низкого давления.
     

Глава 5. Ответственность за нарушение правил охраны недр и окружающей среды

     
     
     5.1. Руководители СПХГ, допустившие нарушения норм и положений по охране недр и окружающей среды в ходе создания и эксплуатации газохранилища, несут персональную ответственность в установленном законом порядке.
     
     5.2. За искажение отчетности по использованию и допущенные сверхнормативные потери газа ответственность несет главный инженер СПХГ.
     
     5.3. За эксплуатацию хранилища с межпластовыми перетоками и утечками газа за пределы границ горного отвода и отсутствие должного контроля за герметичностью скважин и газохранилища ответственность возлагается на главного (старшего) геолога СПХГ.
     
     5.4. Ответственность за несвоевременное оформление и материально-техническое обеспечение ведения авторского надзора за эксплуатацией газохранилища несет главный инженер газотранспортного предприятия.
     
     5.5. Ответственность за невыполнение и отсутствие материально-технического обеспечения в соответствии с ПБ в НГДП, программ промыслово-геофизических и других работ по контролю за эксплуатацией и герметичностью ПХГ несут начальник и главный инженер СПХГ.
     
     5.6. Проектные организации и организации, утвердившие технологическую схему (проект) создания и эксплуатации (расширения, реконструкции) подземного хранилища несут ответственность за качество проектных работ в соответствии с действующим законодательством России.
     
     

Приложение
к "Правилам создания и эксплуатации
подземных хранилищ газа в пористых пластах"

     
     
ПОЛОЖЕНИЕ
ОБ АВТОРСКОМ НАДЗОРЕ ЗА СОЗДАНИЕМ И ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ
 ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ

I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

     
     1.1. Настоящее "Положение" является неотъемлемой частью "Правил создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах".
     
     Оно регламентирует порядок организации, выполнения и финансирования работ по авторскому надзору за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в условиях хозрасчетных отношений между заказчиком и исполнителем.
     
     1.2. "Положение" разработано применительно к работам, выполняемым в рамках авторского надзора, и предназначено специалистам газотранспортных предприятий, проектных и научно-исследовательских институтов, станций подземного хранения газа.
     
     1.3. В общем случае авторский надзор за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа осуществляется с целью:
     
     - систематического контроля соответствия проектным показателям фактических данных работы искусственных газовых залежей в истощенных газовых, газоконденсатных, газонефтяных и нефтяных месторождениях и водоносных пластах, скважин различного технологического назначения, подземного и наземного оборудования, установленного на хранилище:
     
     - периодического уточнения и установления допустимых и оптимальных режимов эксплуатации отдельных объектов и хранилища в целом, а при необходимости - всех газохранилищ, входящих в данную газотранспортную систему;
     
     - внедрения в производство усовершенствованных и новых технических и технологических разработок, а также различных мероприятий, направленных на повышение эффективности эксплуатации подземных хранилищ газа и улучшение их технико-экономических показателей в сравнении с проектными;
     
     - обеспечение скоординированного и научно-обоснованного введения всех видов исследовательских и опытно-промышленных работ по освоению и вводу новых объектов, подготовленных разведкой или переводимых под газохранилище истощенных месторождений.
     
     1.4. На организацию и выполнение работ по авторскому надзору соответствующее газотранспортное предприятие на хозрасчетной основе заключает договор с научно-исследовательским институтом или соответствующей организацией - автором научно-технической разработки.
     
     Объем работ по авторскому надзору в рамках газотранспортного предприятия ограничивается техническими и технологическими проблемами создания и эксплуатации конкретных объектов. Иные виды работ при их необходимости и целесообразности оформляются отдельным договором.
     

     1.5. Процесс создания и эксплуатации подземного хранилища газа должен обеспечиваться системой контроля и наблюдений, которая включает в себя объем, последовательность и частоту наблюдений контрольных замеров, отборов проб и других операций. Эта система включает гидрогазодинамические, термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-геофизические и другие виды исследований, в той числе и выполняемых специализированными организациями.
     
     На основании накопленного опыта создания и эксплуатации подземных хранилищ газа и с учетом возникающих задач для них составляются комплексные программы контроля и наблюдений на 3-5 лет, в которых обосновываются более конкретные направления исследований и наблюдений, пути решения возникающих задач и объемы работ. (Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах. ВНИИГАЗ, М.,1992).
     
     Разработка комплексных программ осуществляется совместно с представителями научно-исследовательского института, производственных организаций, эксплуатирующих подземные газохранилища, гидрогеологических, промыслово-геофизических партий.
     
     Указанные комплексные программы детализируются годовыми (цикловыми) планами-графиками исследований и наблюдений, которые являются основой оформления договоров между заказчиком - производственной организацией, эксплуатирующей подземное газохранилище, и исполнителями отдельных видов исследований. Заключение этих договоров производится отдельно от договоров на проведение авторского надзора.
     
     1.6. Объем и перечень работ по авторскому надзору определяются совместно с заказчиком и исполнителем на основании раздела 2 настоящего "Положения", соответствующих пунктов "Правил создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах" и других документов, относящихся к организации и выполнению научно-исследовательских и опытно-промышленных работ на создаваемых и действующих газохранилищах.
     
     1.7. Оформление хоздоговора на выполнение работ по авторскому надзору и расчетные операции между заказчиком и исполнителем производятся в соответствии с действующим "Положением о договоре на создание (передачу) научно-технической продукции".
     
     1.8. Выполнение работ по авторскому надзору оценивается заказчиком на основе:
     

     - достижения соответствия основных проектных и фактических технологических параметров эксплуатации газохранилища, если отклонения были вызваны геолого-физическими, гидродинамическими и другими объективными причинами;
     
     - улучшения технико-экономических показателей газохранилища в сравнении с проектными, если они достигнуты за счет внедрения более совершенных или новых научно-технических разработок и мероприятий;
     
     - достижения оптимального режима эксплуатации газохранилища, если ранее он не обеспечивался запланированной закачкой газа, имеющимся фондом скважин, состоянием подземного и наземного оборудования и другими техническими и технологическими причинами;
     
     - снижения капиталоемкости создаваемых объектов и эксплуатационных расходов за счет внедрения усовершенствованных или новых технологических приемов, защищенных соответствующими патентами;
     
     - повышения надежности и безопасности эксплуатации, продления межремонтного периода работы установленного на газохранилище подземного и наземного оборудования, новых узлов и установок в технологической линии закачки и отбора газа;
     
     - улучшения экологической обстановки, дополнительного обеспечения требований охраны недр, не предусмотренных проектом, оздоровления условий на станции подземного хранения газа.
     
     1.9. Порядок отчетности исполнителя перед заказчиком за выполнение работ по авторскому надзору в дополнение к указанному в п.1.7 регламентируется настоящим "Положением".
     
     

2. ПЕРЕЧЕНЬ И ОБЪЕМ РАБОТ ПО АВТОРСКОМУ НАДЗОРУ

     
     
     2.1. В зависимости от сложности геологического строения объектов, степени их изученности, требований регулирования неравномерности газопотребления и резервирования запасов газа в рамках газотранспортной системы авторский надзор включает необходимый объем работ по текущему анализу и корректировке технологических параметров эксплуатации газохранилищ, моделированию отдельных гидрогазодинамических процессов, составлению различных мероприятий, направленных на повышение эффективности или стабилизацию работы подземных хранилищ газа.
     
     2.2. Промысловые исследования и эксперименты в рамках авторского надзора, как и все виды работ на станциях подземного хранения газа, должны выполняться при строгом соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.
     
     2.3. При создании подземных хранилищ газа объем работ по авторскому надзору предопределяется технико-экономическими и технологическими задачами, вытекающими из необходимости достижения проектных показателей при минимальных затратах средств и времени.
     
     2.4. После вывода объектов на циклический режим закачки и отбора газа объем работ по авторскому надзору определяется преимущественно технологическими задачами. Они связаны с установлением оптимального соотношения основных технологических параметров эксплуатации искусственной газовой залежи путем уточнения энергетического баланса пластовой водонапорной системы, повышением эффективности функционирования отдельных технологических узлов, снижением эксплуатационных затрат и другими мероприятиями.
     
     2.5. В период создания газохранилищ авторский надзор по п.2.3 включает работы по:
     
     - детализации геологического строения объектов по данным структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, промысловых гидрогазодинамических и геофизических исследований;
     
     - корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей пласта-коллектора, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы;
     
     - установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в пласте-коллекторе, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения порового объема структурной ловушки;
     

     - оценке герметичности технологических и наблюдательных скважин, основной и резервных покрышек над пластом-коллектором, выявлению межпластовой гидрогазодинамической сообщаемости;
     
     - обеспечению устойчивой работы подземного и наземного оборудования путем внедрения методов и средств оперативного контроля и предотвращения попадания механических примесей, песка и жидкости в промысловые коммуникации;
     
      - внедрению допустимых по экологическим критериям технологических процессов, методов, средств сбора и утилизации промстоков;
     
     - усовершенствованию технологических схем освоения сложнопостроенных объектов и последующей их эксплуатации.
     
     2.6. В период циклической эксплуатации газохранилищ авторский надзор по п.2.4 включает работы по:
     
     - периодической оценке соответствия проектным показателям фактических данных эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;
     
     - регулированию и оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин, потребной мощности компрессорных агрегатов, производительности установок подготовки газа;
     
     - определению объема и периодичности замеров по контрольным скважинам, необходимых для получения достоверной информации о работе искусственных газовых залежей;
     
     - установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся газотранспортных условиях и других отклонениях в исходной информации;
     
     - оценке по промыслово-геофизическим замерам и данным исследований баланса газа по хранилищу, отдельным изолированным зонам, эксплуатация которых производится по самостоятельной сетке скважин;
     
     - проведению контрольных и специальных видов промысловых исследований для оценки баланса газа, работоспособности забойных фильтров и других целей, в том числе и для совершенствования методов и средств диагностирования состояния скважин, регистрации выноса механических примесей, песка и жидкости;
     
     - интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин, сокращению затрат газа на технологические операции и другим научно-техническим мероприятиям, не требующим дополнительных капвложений;
     

     - совершенствованию технологических схем и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов применительно к проекту модернизации или реконструкции станций подземного хранения газа с учетом современных требований охраны недр и окружающей среды;
     
     - выдаче заключений по техническому состоянию и ликвидации скважин;
     
     - подготовке справок и заключений по текущему состоянию эксплуатации, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов.
     
     2.7. В общем случае работы по авторскому надзору включают только часть направлений, указанных в п.п. 2.5 и 2.6, которые могут быть выполнены исполнителем в период действия хозяйственного договора. Включение в утвержденный ранее договор иных работ, не предусмотренных календарным планом, допускается взамен равноценных по объему их выполнения.
     
     Все изменения, вносимые в календарный план, должны быть согласованы с исполнителем и подтверждены заказчиком в части финансирования работ в измененном варианте.
     
     2.8. В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливается с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов, а также технического состояния фонда скважин, инженерных сооружений и коммуникаций.
     

3. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО АВТОРСКОМУ НАДЗОРУ

     
     
     3.1. Выполнению работ по авторскому надзору предшествует согласование объема и сроков их исполнения, условий финансирования и материально-технического обеспечения, уровня разработок и масштабов внедрения. С этой целью предварительно составляются проекты технического задания и календарного плана по одному или нескольким объектам в составе газохранилища, одному или нескольким хранилищам в составе газотранспортного объединения.
     
     3.2. Включение в техническое задание и план работ одного или нескольких объектов, подлежащих авторскому надзору, определяется объемом и сложностью выполняемых работ, возможностями исполнителя и размером финансирования на текущий календарный год. По отдельным объектам, не имеющим отклонений от проектных показателей, авторский надзор по согласованию с заказчиком может быть предусмотрен в сокращенном объеме.
     
     3.3. Техническое задание на выполнение работ по авторскому надзору составляется по аналогии с заданием на научно-технические разработки и содержит следующие разделы:
     
     - основание для постановки работы;
     
     - цель и исходные данные для ее выполнения;
     
     - основные этапы и сроки завершения;
     
     - способы реализации результатов исследований;
     
     - перечень отчетной документации, предъявляемой по мере завершения этапов и работы в целом;
     
     - порядок рассмотрения и приемки работ;
     
     - технико-экономическое обоснование и ожидаемые результаты.
     
     По усмотрению заказчика и исполнителя в задании могут быть отражены и другие разделы, уточняющие условия проведения планируемой работы.
     
     3.4. В отличие от типового технического задания на научно-технические разработки в задании на авторский надзор должны быть конкретизированы постановка, цели и задачи планируемой работы с учетом состояния эксплуатации, перспективы развития и имеющихся данных по отечественным и мировым достижениям в области создания и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах.
     
     Настоящим "Положением" допускаются некоторые изменения по форме отчетности, порядку рассмотрения, оформлению приемки выполненных работ, их технико-экономическому обоснованию. Они могут следовать из постановки, цели и задач авторского надзора, специфики эксплуатации объектов. Все изменения должны быть отражены в условиях договора и техническом задании.
     
     3.5. На основе согласованного с исполнителем объема работ по авторскому надзору заказчик утверждает техническое задание и календарный план их выполнения на весь срок действия хозяйственного договора при необходимости и на текущий год, с которого начинается финансирование. Календарный план содержит разбивку запланированной работы на самостоятельные этапы с указанием их доли в общем объеме и стоимости выполнения в соответствии с установленной договорной ценой.
     

     3.6. В отличие от типового календарного плана на выполнение научно-исследовательских работ, этапы осуществления авторского надзора могут включать периодические или повторные по циклам исследования. Последние вызываются необходимостью оценки и установления причин расхождения расчетного и фактического объемов газа в пласте, потребностью корректировки основных технологических параметров и других показателей, изменяющихся в ходе развития, циклической эксплуатации или последующего расширения газохранилища.
     
     Отдельные этапы могут содержать работы по апробации в промысловых условиях имеющихся методов и средств контроля и наблюдений, требующих исследования на различных стадиях создания и эксплуатации объектов.
     
     3.7. Для включения работ по авторскому надзору в план научно-исследовательского института необходимы:
     
     - утвержденный заказчиком хозяйственный договор;
     
     - протокол соглашения договорной цены, подписанный заказчиком и исполнителем.
     
     3.8. Хозяйственный договор содержит полное наименование договаривающихся сторон с указанием лиц, уполномоченных от заказчика и исполнителя. Далее следуют разделы:
     
     - предмет договора с основными требованиями и условиями выполнения работы;
     
     - стоимость работы и порядок расчетов в ходе ее выполнения или после завершения;
     
     - порядок сдачи и приемки с указанием сроков и условий выполнения обязательств;
     
     - ответственность сторон, в том числе и дополнительные санкции за неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств (по взаимному согласию);
     
     - прочие условия (по усмотрению договаривающихся сторон);
     
     - срок действия договора и юридические адреса сторон с указанием приложений, являющихся составной частью основного документа.
     
     3.9. Выполнение работ, в зависимости от их объема и сложности, организуется внутри соответствующего подразделения или группы специалистов с привлечением при необходимости соисполнителей. Участие соисполнителей по требуемому профилю оформляется отдельным соглашением между основным исполнителем и смежником.
     
     Ответственность за выполнение работ по авторскому надзору, их координацию, отчетность возлагается на руководителя хоздоговорной темы.
     

     3.10. Материально-техническое обеспечение запланированных работ, самостоятельное или совместное с заказчиком их исполнение, технологические возможности и другие вопросы предусматриваются техническим заданием и условиями договора.
     
     При невозможности выполнения части запланированных работ по техническим причинам допускается проведение иных мероприятий, обеспечивающих запланированный уровень эффективности технологических процессов.
     
     

4. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ РАБОТ,
 НЕ ОФОРМЛЕННЫХ ХОЗДОГОВОРОМ

     
     
     4.1. Состав дополнительных работ, относящихся к авторскому надзору, определяется в зависимости от потребностей, связанных с оперативным решением текущих вопросов создания и эксплуатации конкретных объектов. Ими могут быть: рассмотрение со сторонними организациями горно-геологических, технологических и экологических задач, составление различных заключений по проектам обустройства хранилища и бурению скважин и другие, относящиеся к реализации технологических разработок.
     
     4.2. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений Центральной рабочей комиссии РАО "Газпром", предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств.
     
     4.3. Для включения в состав действующего договора работ, указанных в п.п.4.1 и 4.2 на основе взаимного согласия заказчика и исполнителя составляются соответствующие протоколы.
     
     Выполнение всех видов дополнительных работ в рамках авторского надзора финансируется заказчиком по прилагаемому протоколу и измененному календарному плану текущего года.
     
     4.4. По аналогии с типовым "Положением о хозяйственном договоре на передачу научно-технической продукции" допускаются изменения в оплате заказчиком дополнительных работ в сторону увеличения договорной цены при необходимости их ускорения, передачи для внедрения заинтересованным организациям и других обстоятельствах, не предусмотренных начальными условиями договора и техническим заданием.
     
     4.5. Дополнительные работы и их финансирование должны производиться на основе протокола или иной письменной договоренности заказчика и исполнителя. В случае, когда они отсутствуют, а объем и трудоемкость выполняемых работ равнозначны запланированным ранее, по согласию заказчика может быть произведена их замена непосредственно перед подписанием акта приемки-сдачи.
     
     4.6. При необходимости включения в состав авторского надзора отдельных трудоемких работ, выполняемых сверх запланированных техническим заданием и календарным планом, также могут быть внесены изменения в действующий договор в сторону увеличения стоимости научно-технической продукции. Надбавка к договорной цене, в том числе и на выполнение сверхплановых работ, устанавливается заказчиком путем экспертной оценки ожидаемой эффективности от их реализации в ходе осуществления авторского надзора.
     
     4.7. Перенос сроков выполнения необходимых дополнительных работ, вызванный техническими причинами или невозможностью обеспечить заданный технологический регламент их проведения в планируемый период, согласовывается с заказчиком и аналогично переносу любого этапа может быть отражен в календарном плане без внесения изменений в хозяйственный договор.
     

5. ФОРМЫ ОТЧЕТНОСТИ ПО РАБОТАМ, ВЫПОЛНЯЕМЫМ В ХОДЕ АВТОРСКОГО НАДЗОРА

     
     
     5.1. В зависимости от сложности, объема и трудоемкости выполняемых работ техническим заданием и условиями договора определяются порядок и формы отчетности. Сроки представления заказчику отчетной документации по законченным этапам научных исследований, по завершенным дополнительным работам в рамках авторского надзора указываются в календарном плане.
     
     5.2. По результатам осуществления авторского надзора в общем случае представляются краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ и основных выводов, которые следуют из анализа состояния, сопоставления фактических и расчетных (проектных) технологических показателей создания, циклической эксплуатации или последующего расширения объектов.
     
     5.3. В ходе осуществления текущего авторского надзора по одному или нескольким объектам одновременно за каждый цикл эксплуатации исполнитель по требованию заказчика представляет два промежуточных отчета по результатам анализа завершенных периодов закачки или отбора газа. В отчетах должны быть отражены вопросы, указанные в п.5.2, а также все вытекающие из анализа рекомендации, необходимые для оперативного решения производственных задач и планирования очередных мероприятий по газотранспортному предприятию.
     
     5.4. В случае продолжительных работ, связанных с длительными наблюдениями или повторными по циклам промысловыми исследованиями, исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по завершенному этапу. До окончания запланированного объема исследований по требованию заказчика могут представляться поквартально краткие информационные или промежуточные за текущий календарный год отчеты с предварительными выводами и предложениями.
     
     5.5. При финансировании запланированных календарным планом работ по авторскому надзору путем авансовых перечислений окончательные расчеты производятся по их завершении после представления заказчиком заключительного отчета или соответствующей научно-технической разработки, подготовленной в рамках хозяйственного договора.
     
     5.6. Заключительный отчет по завершенной работе включает следующие разделы:
     
     - введение, где указывается основание для постановки и выполнения работы, состояние объекта к началу осуществления авторского надзора, объем и последовательность выполненных работ, краткое содержание основных разделов и ответственные исполнители;
     

     - краткая геолого-физическая и гидродинамическая характеристика объекта, состояние изученности, фонд скважин, схема обустройства и основные технологические параметры эксплуатации по проекту;
     
     - фактические показатели закачки и отбора газа по объекту в целом, действующему фонду скважин, водному фактору, выносу песка, состоянию подземного и наземного оборудования;
     
     - данные по контролю и наблюдениям, изменению газонасыщенности, распространению газонасыщенного контура, обводнению эксплуатационных скважин, заколонным и межколонным газопроявлениям, промысловым исследованиям;
     
     - анализ показателей закачки и отбора газа, сопоставление их с проектными или утвержденными на данный сезон, оценка баланса газа, пластовых потерь и технологических затрат;
     
     - выводы и предложения, рекомендации по дальнейшей эксплуатации объекта.
     
     По отдельным объектам авторского надзора в состав заключительного отчета могут быть включены и другие разделы, затребованные заказчиком.
     
     

6. ФИНАНСИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ И ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ РАБОТ ПО АВТОРСКОМУ НАДЗОРУ

     
     
     6.1. Порядок и приемлемые для заказчика и исполнителя формы финансирования определяются условиями хозяйственного договора и прилагаемыми к нему документами. В календарном плане указываются сроки завершения этапов и суммы перечислений в денежном выражении и в процентах от стоимости запланированных работ.
     
     Изменения сроков выполнения и размеров финансирования, вызванные заменой отдельных видов работ и другими причинами, подтверждаются соответствующими письменными соглашениями.
     
     6.2. По аналогии с финансированием научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок авторский надзор может оплачиваться заказчиком путем авансового и последующего перечислений за завершенные этапы или поэтапно по мере представления промежуточных отчетов и оформления актов приемосдачи в зависимости от продолжительности выполнения запланированных основных и дополнительных работ.
     
     6.3. При продолжительном авторском надзоре производится поэтапное финансирование с начальным авансовым перечислением и последующей оплатой завершенных этапов в соответствии с календарным планом.
     
     При менее продолжительных работах по авторскому надзору условиями договора может быть установлено разовое авансовое перечисление с последующим закрытием расходов актом приемосдачи.
     
     Оплата основных и дополнительных работ, завершенных в неполном объеме, производится пропорционально фактическому выполнению.
     
     6.4. Размер финансирования авторского надзора устанавливается заказчиком на основе:
     
     - утвержденного и согласованного с исполнителем технического задания;
     
     - калькуляции необходимых затрат в соответствии с действующими нормативами;
     
     - стоимость научно-технических разработок, используемых в ходе авторского надзора или при выполнении дополнительных работ в рамках авторского надзора (оценивается экспертно).
     
     6.5. При установлении договорной цены на выполнение основных и дополнительных работ по авторскому надзору по статье стоимости НИР включаются разработки, связанные также с внедрением:
     
     - методов и средств контроля и наблюдений за технологическими процессами создания и эксплуатации объектов, разработанных исполнителем ранее или непосредственно перед началом работ;
     

     - новых технологических приемов и способов эксплуатации газохранилищ в пористых пластах в соответствии с требованиями охраны недр и окружающей среды;
     
     - других мероприятий, требующих постановки и проведения исследований и расчетов.
     
     
     
     Текст документа сверен по:
     официальное издание
     М.: ВНИИ ПИГаздобыча, 1994