Приложение 3. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ, УДОВЛЕТВОРЯЮЩИХ УСЛОВИЯМ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА" (РБ-2023)

1. Оценку риска рекомендуется проводить для каждой скважины с МКД. Возможно проводить оценку риска для групп скважин, объединяемых по близости показателей опасности МКД и уязвимости скважин и объектов окружающей среды.

2. Оценку риска рекомендуется проводить в следующих случаях:

- при первичном обнаружении МКД;

- при изменении хотя бы одного из факторов опасности или уязвимости;

- если это повлекло за собой изменение степени опасности или уязвимости;

- в рамках проведения ЭПБ скважин.

3. Оценку риска при первичном обнаружении МКД рекомендуется проводить силами эксплуатирующих организаций или с привлечением сторонних организаций.

4. Оценку риска сторонними организациями рекомендуется проводить на основании результатов исследований МКД и технического состояния скважин, предоставляемых эксплуатирующей организацией.

5. Результатом оценки риска может являться заключение по анализу риска на скважине, имеющей межколонные давления, которое оформляется по рекомендованной форме, приведенной в приложении N 5 к Руководству. При выполнении анализа риска в рамках проведения ЭПБ данное заключение может прикладываться к заключению ЭПБ.

6. Оценка риска может основываться на результатах контроля и анализа факторов риска, существенных для скважин с МКД.

7. Оценка риска может являться обоснованием решения о возможности (невозможности) дальнейшей эксплуатации скважины с МКД.

Оценка риска может решать следующие задачи:

- уточнение информации об основных опасностях и угрозах, провоцируемых межколонным проявлением на конкретной скважине;

- выбор и обоснование мероприятий по снижению риска аварий на скважинах с МКД;

- обоснование оптимального выделения средств на обслуживание и ремонт скважин с МКД в соответствии с уровнем риска.

Исходными данными для оценки риска могут являться:

- параметры межколонного проявления, полученные в результате газогидродинамических исследований скважин (показатели опасности);

- результаты геофизических исследований и технического диагностирования скважин с МКД, условия эксплуатации скважин (показатели уязвимости);

- признаки потенциально-опасного состояния скважин с МКД.

8. Возможность дальнейшей эксплуатации скважины с МКД рекомендуется в случае, если риск возникновения аварии находится на допустимом уровне (коэффициент риска аварии R, определенный в соответствии с пунктами 10 - 26 приложения N 3 к Руководству, меньше либо равен 0,3 и отсутствуют признаки потенциально-опасного состояния).

9. По результатам оценки риска по скважинам с МКД могут быть приняты следующие управленческие решения:

- продолжение эксплуатации скважины в текущем режиме с мониторингом параметров межколонных проявлений;

- проведение компенсирующих мероприятий, направленных на уменьшение опасности и (или) уязвимости;

- проведение ремонтных работ по устранению МКД с последующим вводом скважины в эксплуатацию;

- проведение ремонтных работ по устранению МКД с последующей ликвидацией скважины.

Идентификация и интегральная оценка опасностей

10. Опасность межколонных проявлений рекомендуется оценивать по интегральному коэффициенту опасности, учитывающему различные механизмы негативного воздействия межколонного флюида. Опасность может определяться по следующим факторам, выступающим в роли показателей опасности:

- величина межколонного давления;

- степень коррозионной агрессивности межколонного флюида;

- энергоемкостная характеристика источника МКД.

11. Интегральная опасность межколонного проявления может оцениваться для каждого межколонного пространства. Степень опасности по каждому из показателей рекомендуется устанавливать отдельно на том или ином уровне на основании результатов газо-гидродинамических исследований скважин с МКД и принимать по худшему из соответствующих отличительных признаков.

12. Степень опасности, вызванная воздействием межколонного давления на крепь и устьевое оборудование скважины, может оцениваться по отношению текущего межколонного давления к предельному давлению для данного межколонного пространства с признаками, приведенными в таблице N 1.

Таблица N 1. Степень опасности по величине
межколонного давления

Степень опасности	Код	Отличительный признак
Малая	1	,
		где PМК - величина межколонного давления; [PМК] - величина предельно допустимого давления для рассматриваемого межколонного пространства (приложение N 4)
Средняя	2
Большая	3
Потенциально-опасное состояние	-

13. Степень опасности, вызванную коррозионной агрессивностью межколонного флюида, рекомендуется оценивать в зависимости от его физических свойств, химического состава и парциального давления агрессивных компонентов, в соответствии с признаками, указанными в таблице N 2.

14. Допустимое объемное содержание сероводорода и давление, при котором исключены СКРН, определяются в соответствии с приложением N 4 к федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности. "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденным приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 534, зарегистрированным Минюстом России 29 декабря 2020 г., регистрационный N 61888.

Таблица N 2. Степень опасности по величине коррозионной
агрессивности межколонного флюида

15. Степень опасности, обусловленная энергоемкостными характеристиками источника МКД, может оцениваться в зависимости от результатов стравливания флюидов из МКП в соответствии с признаками, указанными в таблице N 3.

Таблица N 3. Степень опасности по энергоемкостным
характеристикам источника МКД при эксплуатации скважины

Продолжение таблицы N 3

Примечание. qг - расход газовой фазы межколонного флюида при установившемся режиме стравливания из межколонного пространства, м3/сут; qж - расход жидкой фазы межколонного флюида при установившемся режиме стравливания из межколонного пространства, м3/сут.

16. Интегральная количественная оценка опасности межколонного проявления может характеризоваться коэффициентом опасности kоп, который представляет долю (вероятность) наиболее неблагоприятной обстановки (сочетания показателей опасности) для рассматриваемого межколонного пространства. При наиболее неблагоприятном сочетании показателей опасности коэффициент опасности равен kоп = 1, в остальных случаях 0 < kоп < 1. Коэффициент опасности определяется по формуле:

, (1)

где kоп - коэффициент опасности межколонного проявления;

- коэффициент значимости i-го показателя опасности;

ai - значение кода i-го показателя опасности;

- нормирующий множитель для кода i-го показателя опасности.

Нормирующий множитель вычисляется по формуле:

, (2)

где max ai - максимальное значение кода степени опасности для i-го показателя опасности.

Значения коэффициентов значимости и нормирующих множителей для соответствующих кодов показателей опасности приведены в таблице N 4.

Таблица N 4. Коэффициенты значимости и нормирующие множители
для показателей опасности

Показатель опасности	Степень опасности	Код (ai)		Коэффициент значимости
Величина межколонного давления	малая	1	0,111	0,4
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333
Степень коррозионной агрессивности межколонного флюида	отсутствует	0	0	0,2
	малая	1	0,111
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333
Энергоемкостная характеристика источника МКД	отсутствует	0	0	0,4
	малая	1	0,111
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333

Интегральная оценка уязвимости

17. Степень уязвимости рекомендуется определять степенью восприимчивости скважины и объектов окружающей среды к факторам опасности межколонных проявлений, приведенных в пункте 10 приложения N 3 к Руководству.

Свойство элементов скважины терять способность к выполнению заданных функций и возможность попадания людей и объектов окружающей среды под воздействие межколонных проявлений рекомендуется определять по следующим показателям уязвимости:

- техническое состояние обсадных колонн;

- особенности конструкции скважины;

- уровень развития системы мониторинга и контроля межколонных проявлений;

- особенности объектов окружающей среды, восприимчивых к факторам опасности межколонных проявлений.

18. Интегральная уязвимость, как правило, оценивается для каждого межколонного пространства с наличием МКД. Степень уязвимости по каждому из показателей устанавливается отдельно на том или ином уровне на основании результатов технического диагностирования скважины и условий ее эксплуатации и принимается по худшему из соответствующих отличительных признаков.

19. Степень уязвимости по показателю, характеризующему техническое состояние обсадных колонн, ограничивающих межколонное пространство, рекомендуется определять в соответствии с признаками, приведенными в таблице N 5.

20. Степень уязвимости по показателю, характеризующему конструкцию скважины, рекомендуется определять в соответствии с признаками, указанными в таблице N 6.

Таблица N 5. Степень уязвимости в зависимости
от технического состояния межколонного пространства

Степень уязвимости	Код	Отличительный признак
Малая	1	Значения коэффициентов запаса прочности обсадных труб к эксплуатационным нагрузкам (с учетом МКД) превышают соответствующие рекомендуемые значения более чем в 1,2 раза
		,
		где - фактический коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление с учетом межколонного давления (в соответствии с Д.2.1 (приложение N 7), n'1 - рекомендуемый коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление (определяется в соответствии с приложением N 11).
		,
		где n'2 - фактический коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление с учетом МКД, n2 - рекомендуемый коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление. Значение величины утечки газа из МКП при опрессовке менее 10 м3/сут qут <= 10 м3/сут, где qут - величина утечки газа из МКП при опрессовке (определяется в соответствии с пунктом 23 приложения N 11 Руководства)
Средняя	2	Значения коэффициентов запаса прочности обсадных труб к эксплуатационным нагрузкам (с учетом МКД) превышают соответствующие рекомендуемые значения в 1,1 - 1,2 раза.
		, .
		Значение величины утечки газа из МКП при опрессовке от 10 до 70 м3/сут 10 < qут <= 70 м3/сут

Продолжение таблицы N 5

Степень уязвимости	Код	Отличительный признак
Большая	3	Значения коэффициентов запаса прочности обсадных труб к эксплуатационным нагрузкам (с учетом МКД) превышают соответствующие рекомендуемые значения менее чем в 1,1 раза
		; .
		Значение величины утечки газа из МКП при опрессовке более 70 м3/сут qут > 70 м3/сут
Потенциально-опасное состояние	-	n'1 < n1 или n'2 < n2.
		Грифоны вокруг устья скважины. Наличие межколонных/заколонных перетоков газа (подтвержденных ГИС). Негерметичность обсадной эксплуатационной колонны, фланцевых, резьбовых и сварных швов устьевой обвязки и приустьевого участка скважины, не восстанавливаемая методами технического обслуживания и текущего ремонта. Дефекты устьевой обвязки, образовавшиеся в процессе эксплуатации (вмятины, сколы, деформационные напряжения), снижающие несущую способность нагруженных элементов ниже требуемого (расчетного) уровня. Трещины всех видов и направлений. Неуправляемость запорно-регулирующих устройств устьевой обвязки одним оператором, не восстанавливаемая методами технического обслуживания и текущего ремонта при наличии МКД. Нарушение герметичности в затворах запорных органов устьевой обвязки и уплотнений по штоку, неустранимое методами технического обслуживания и текущего ремонта при наличии МКД

Таблица N 6. Степень уязвимости в зависимости
от конструктивных особенностей скважины

Степень уязвимости	Код	Отличительный признак
Малая	1	,
		где Vn - пустотный объем межколонного пространства, м3, Vмкп - расчетный объем пространства между двумя обсадными колоннами, м3. На скважине установлена стандартная колонная головка
Средняя	2
		На скважине установлен колонный фланец
Большая	3
		На скважине установлено нестандартное устьевое оборудование, имеется продольный или спиральный сварной шов на трубах, сваренных из листового проката, или нахлесточное сварное соединение с обсадной колонной
Потенциально-опасное состояние	-

21. Степень уязвимости, обусловленную уровнем развития системы мониторинга и контроля межколонных проявлений, рекомендуется определять в соответствии с таблицей N 7.

Таблица N 7. Степень уязвимости, обусловленная уровнем
развития системы мониторинга и контроля
межколонных проявлений

22. Степень уязвимости по показателю, характеризующему особенности объектов, восприимчивых к факторам опасности межколонных проявлений, рекомендуется определять в соответствии с признаками, приведенными в таблице N 8.

Таблица N 8. Степень уязвимости в зависимости
от особенностей объектов, восприимчивых к факторам опасности
межколонных проявлений

Продолжение таблицы N 8

23. Интегральная количественная оценка уязвимости каждого межколонного пространства характеризуется коэффициентом уязвимости kу, который представляет долю (вероятность) наиболее неблагоприятной обстановки (сочетания показателей уязвимости) для рассматриваемого межколонного пространства. При наиболее неблагоприятном сочетании показателей уязвимости коэффициент уязвимости равен Kу = 1, в остальных случаях 0 < Kу < 1,

Коэффициент уязвимости определяется по формуле:

, (3)

где kу - коэффициент уязвимости межколонного пространства;

- коэффициент значимости i-го показателя уязвимости;

bi - значение кода i-го показателя уязвимости;

- нормирующий множитель для кода i-го показателя уязвимости.

Нормирующий множитель определяется по формуле:

, (4)

где max bi - максимальное значение кода степени уязвимости для i-го показателя уязвимости.

Значения коэффициентов уязвимости и нормирующих множителей для соответствующих кодов показателей уязвимости приведены в таблице N 9.

Таблица N 9. Коэффициенты значимости и нормирующие множители
для показателей уязвимости

Показатель уязвимости	Степень опасности	Код, (bi)		Коэффициент значимости,
Техническое состояние межколонных пространств	малая	1	0,111	0,3
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333
Особенности конструкции скважины	малая	1	0,111	0,2
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333
Уровень развития системы мониторинга и контроля МКД	отсутствует	0	0	0,3
	малая	1	0,111
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333
Особенности объектов, восприимчивых к факторам опасности МКД	малая	1	0,111	0,2
	средняя	2	0,222
	большая	3	0,333

Интегральная оценка риска

R = kоп · kу. (5)

25. Уровень риска можно оценить по величине коэффициента риска аварии в соответствии с данными таблицы N 10.

Таблица N 10. Уровень риска аварии скважин
с межколонными давлениями

26. Уровень риска рекомендуется оценивать для каждого межколонного пространства с МКД. Уровень риска по скважине в целом рекомендуется оценивать по межколонному пространству с наихудшим уровнем риска. Пример интегральной оценки риска аварии на скважине с МКД приведен в приложениях N 6 и N 7 к Руководству.

Ранжирование скважин с межколонными проявлениями
по уровню риска

27. В области значений R <= 0,15 уровень риска рекомендуется оценивать как малый. Значения критериев риска не превышают предельно допустимых для работоспособного состояния скважины. Дальнейшая эксплуатация возможна без проведения каких-либо дополнительных технических и организационных мероприятий по снижению уровня риска при обеспечении контроля за межколонными давлениями.

28. В области значений 0,15 < R <= 0,3 уровень риска рекомендуется оценивать как умеренный. Имеются незначительные отклонения от условий безопасной эксплуатации, которые, однако, не препятствуют возможности выполнения скважиной заданных эксплуатационных функций. Дальнейшая эксплуатация скважины возможна при выполнении мероприятий по снижению уровня риска, конкретный перечень которых вытекает из анализа факторов, обуславливающих максимальные значения показателей опасности и уязвимости.

29. В области значений 0,3 < R <= 0,5 уровень риска рекомендуется оценивать как большой. Имеются отклонения от условий безопасной эксплуатации, которые могут привести к возникновению аварийной ситуации. Скважину рекомендуется вывести из эксплуатации для проведения технических (капитальный ремонт, замена оборудования) и организационных мероприятий по снижению риска аварии.

30. В области значений R > 0,5 или при наличии признаков потенциально-опасного состояния ситуация на скважине оценивается как критическое состояние. Скважину рекомендуется вывести из эксплуатации для проведения работ по ликвидации межколонных проявлений с последующим вводом в эксплуатацию или ликвидации скважины.