кем утверждается акт разрешение на эксплуатацию скважины с межколонным давлением
Кем утверждается акт разрешение на эксплуатацию скважины с межколонным давлением
Обзор документа
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 января 2015 г. № 1 «О внесении изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. № 101»
В соответствии со статьей 4 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588; 2000, № 33, ст. 3348; 2003, № 2, ст. 167; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 19, ст. 1752; 2006, № 52,ст. 5498; 2009, № 1, ст. 17, 21; № 52, ст. 6450; 2010, № 30, ст. 4002; № 31, ст. 4196; 2011, № 27, ст. 3880; № 30, ст. 4590, 4591, 4596; № 49, ст. 7015, 7025; 2012, № 26, ст. 3446; 2013, № 9, ст. 874, № 27, ст. 3478), а также подпунктом 5.2.2.16(1) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. № 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32, ст. 3348; 2006, № 5, ст. 544; № 23, ст. 2527; № 52, ст. 5587; 2008, № 22, ст. 258; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, № 9, ст. 960; № 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6 ст. 888; № 14, ст. 1935; № 41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, № 29, ст. 4123; № 42, ст. 5726; 2013, № 12, ст. 1343; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 108, № 35, ст. 4773), приказываю:
1. Внести изменения в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. № 101 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 19 апреля 2013 г., регистрационный № 28222, Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2013 г. № 24), согласно приложению к настоящему приказу.
2. Считать не подлежащей применению Инструкцию о порядке ликвидации, консервации, скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденную постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 22 мая 2002 года № 22 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации от 30 августа 2002 г., регистрационный № 3759, Российская газета, 2002 № 174).
3. Пункты 8 и 24 прилагаемых изменений вступают в силу с 1 января 2017 г.
| Руководитель | А.В. Алешин |
Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 февраля 2015 г.
Регистрационный № 36191
Приложение
к приказу Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 12 января 2015 г. № 1
Изменения в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. № 101»
а) слова «ПЛА план локализации и ликвидации последствий аварий» заменить словами «ПЛА план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий»;
б) слова «СКН станок-качалка» заменить словами «СКН станок-качалка нефтяная»;
в) слова «УПС установка предварительного сброса» заменить словами «УПСВ установка предварительного сброса пластовой воды»;
г) слова «ГКС головная компрессорная станция» заменить словами «ГКС газокомпрессорная станция»;
д) слова «РВС резервуары вертикальные стальной» заменить словами «РВС резервуар вертикальный стальной»;
е) слова «ПТЭЭ правила техники эксплуатации электроустановок потребителей» заменить словами «ПТЭЭ правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»;
ж) дополнить абзацами следующего содержания:
«ГИС геофизические исследования скважин;
МПП межпластовые перетоки;
МКД межколонные давления.».
2. В пункте 1 Правил слова «22 декабря 2004 г.» заменить словами «29 декабря 2004 г.»
3. Пункт 4 Правил изложить в следующей редакции:
«4. Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатываются планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 августа 2013 г. № 730 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, № 35, ст. 4516). Специальные разделы ПЛА разрабатываются в соответствии с приложением № 1 к настоящим Правилам.
При возможности распространения аварийных разливов нефти и нефтепродуктов за пределы блока (цеха, установки, производственного участка) ОПО должны дополнительно разрабатываться, утверждаться и вводиться в действие планы по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.».
4. Пункт 7 Правил исключить.
5. Пункт 9 Правил изложить в следующей редакции:
«9. Все строящиеся ОПО должны быть снабжены информационными щитами на просматриваемых местах с указанием наименования объекта и владельца, номера контактного телефона. Для действующих и вводимых в эксплуатацию объектов, входящих в состав ОПО, дополнительно должны быть указаны их регистрационные номера согласно свидетельству о регистрации ОПО в государственном реестре.».
6. Пункт 10 Правил изложить в следующей редакции:
«10. Площадочные ОПО, для которых обязательным требованием является разработка деклараций промышленной безопасности, должны иметь ограждения и контрольно-пропускной режим.».
7. Пункт 11 Правил изложить в следующей редакции:
«11. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны:
иметь в наличии и обеспечивать функционирование необходимых приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента, а также иные технические средства, позволяющие дистанционно в режиме реального времени контролировать параметры, определяющие безопасность на ОПО;
осуществлять мероприятия по обеспечению дистанционного контроля процессов на ОПО, включающие регистрацию параметров, определяющих опасность технологических процессов, срабатывания систем защиты с записью в журнале событий, и передачу в Ростехнадзор данной информации в электронном виде.
8. Дополнить Правила пунктами 11.1 и 11.2:
«11.1 Перечень параметров (их количество и совокупность), определяющих опасность процессов и подлежащих дистанционному контролю, устанавливается организацией, эксплуатирующей ОПО, исходя из свойств обращающихся веществ и условий безопасного ведения технологических процессов.
11.2 Информация о регистрации параметров, определяющих опасность процессов, а также о срабатывании систем защиты (с записью в журнале событий), переданная в автоматизированную систему управления технологическими процессами эксплуатирующей организации (архивирование) и Ростехнадзор, хранится в течение 3 месяцев. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин обеспечивается их видеорегистрация с формированием видеоархива с использованием электронных средств носителей информации, обеспечивающих возможность передачи информации в Ростехнадзор.».
9. Пункт 21 Правил изложить в следующей редакции:
«21. В случае, когда длительность консервации зданий и сооружений ОПО может превысить сроки, предусмотренные документацией на их консервацию, такие объекты подлежат ликвидации или должны пройти экспертизу промышленной безопасности с целью продления сроков безопасной консервации и оценки угрозы причинения вреда имуществу, жизни или здоровью населения, окружающей среде.».
11. Пункт 46 Правил исключить.
12. В пункте 47 Правил слова «Правилами применения технических устройств на опасных производственных объектах, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 25 декабря 1998 г. № 1540 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, № 1, ст. 191; 2005, № 7, ст. 560),» исключить.
13. В пункте 70 Правил слова «прижимная планка» заменить словами «скоба зажима».
14. По тексту пунктов 78, 79, 82 Правил обозначение «кВт» заменить на обозначение «кВ».
15. В пункте 98 Правил слово «классификацию» заменить на слово «квалификацию».
16. В пункте 103 Правил слова «особо охраняемых природных территорий,» и слова «водоохранных зон,» исключить.
17. Пункт 105 Правил изложить в следующей редакции:
«105. Пуск в работу (эксплуатацию) буровой установки, вспомогательных сооружений и технических устройств на участке ведения буровых работ производится после завершения и проверки качества вышкомонтажных работ, опробования технических устройств, при наличии укомплектованной буровой бригады и положительных результатов испытаний и проверок, указанных в пункте 133 настоящих Правил. Готовность к пуску оформляется актом рабочей комиссии буровой организации, с участием представителей заказчика, подрядчиков и территориального органа Ростехнадзора.».
19. В пункте 116 Правил слова «и контроль состояния и охраны окружающей среды» исключить.
20. В абзаце пятом пункта 122 Правил слово «строительстве» заменить словом «бурении».
21. В абзаце втором пункта 123 Правил слово «крепление» исключить.
22. В пункте 124 Правил слова «Размещение бурового оборудования должно производиться на основе минимально допустимых расстояний между объектами и сооружениями буровой установки, приведенных в приложении № 4 к настоящим Правилам.» исключить.
23. Пункт 133 Правил изложить в следующей редакции:
«133. После монтажа буровой установки производятся испытания на герметичность нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем правления оборудованием и блокировок, проверки качества заземления оборудования и заземляющих устройств.».
24. В абзаце десятом пункта 181 Правил слова «хранения информации» заменить словами: «, обеспечивающими возможность хранения информации не менее 3 месяцев и ее передачу в Ростехнадзор.».
25. Абзац второй пункта 214 Правил изложить в следующей редакции:
«при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции).».
26. В пунктах 245, 246, 248, 262, 299, 421 Правил исключить слова «и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)».
27. Пункт 247 Правил исключить.
28. В пункте 253 Правил:
а) в абзаце первом исключить слова: «противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и»;
б) в абзаце третьем слова «по согласованию с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью)» исключить;
в) абзац восьмой изложить в следующей редакции:
«В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться.».
29. Абзац третий пункта 259 Правил изложить в следующей редакции: «Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками напряжением не более 12 В и аварийным освещением этого напряжения для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикатора веса бурильного инструмента, блока дросселирования и у аварийного блока задвижек.».
31. В пункте 295 Правил слова «задавочной жидкости» заменить словами «жидкости глушения».
32. В абзаце четвертом пункта 296 Правил слова: «, согласованной с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью)» исключить.
33. В пункте 306 Правил слова «, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью)» исключить.
34. Абзац шестой пункта 308 Правил исключить.
35. Пункты 327 и 328 Правил исключить.
36. В пункте 343 Правил слова «, буровой организацией» исключить.
37. В пункте 351 Правил слова «охрану окружающей природной среды» заменить словами «охрану окружающей среды».
38. В абзаце одиннадцатом пункта 353 Правил слова «работающих индивидуальными газоанализаторами» заменить словами «работающих в опасных зонах индивидуальными газоанализаторами».
39. В названии главы XXVIII Правил слова «, консервации и ликвидации» исключить.
40. Пункт 390 Правил изложить в следующей редакции:
«390. Специальная оценка условий труда должна осуществляться в соответствии с Федеральным законом от 28 декабря 2013 г. № 426-ФЗ «О специальной оценке условий труда» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, № 52, ст. 6991; 2014, № 26, ст. 3366).».
41. Пункт 400 Правил изложить в следующей редакции:
«400. Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, утвержденным техническим руководителем организации.».
42. Пункт 453 Правил дополнить абзацем следующего содержания:
«Параметры технологической жидкости глушения указываются в планах производства ремонтных работ.».
43. Пункт 460 Правил изложить в следующей редакции:
«460. Эксплуатационная колонна скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при увеличении габарита насоса должна быть проверена шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.».
44. В пункте 553 Правил, строке 3 графы «Объекты» приложения № 5 Правил, названиях графы 7 и строки 6 приложения № 6 Правил сокращение «УПС» заменить на «УПСВ».
45. В пункте 605 Правил слова «при Ру*10 МПа» заменить словами «при 2,5
Скорректированы правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Так, планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий разрабатываются для всех опасных производственных объектов (ОПО) I, II, III классов опасности.
Расширены требования к эксплуатирующим организациям. Они обязаны обеспечить дистанционный контроль процессов на ОПО, включающий регистрацию параметров, определяющих опасность технологических процессов, срабатывания систем защиты с записью в журнале событий, и передачу в Ростехнадзор данной информации в электронном виде. Перечень указанных параметров устанавливается эксплуатирующей организацией исходя из свойств обращающихся веществ и условий безопасного ведения технологических процессов.
Информация о регистрации этих параметров, а также о срабатывании систем защиты, переданная в автоматизированную систему управления технологическими процессами эксплуатирующей организации и Ростехнадзор, должна будет храниться в течение 3 месяцев. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин необходимо будет обеспечить их видеорегистрацию с возможностью передачи информации в Ростехнадзор.
Уточнены требования безопасности при производстве отдельных видов работ и эксплуатации ряда объектов.
Обновлены правила ликвидации и консервации скважин, оборудования их устьев и стволов.
Ряд перечисленных изменений вступает в силу с 1 января 2017 г.
Постановление Госгортехнадзора РФ от 22 мая 2002 г. N 22 «Об утверждении нормативного правового акта»
Постановление Федерального горного и промышленного надзора России
от 22 мая 2002 г. N 22
«Об утверждении нормативного правового акта»
Госгортехнадзор России постановляет:
1. Утвердить Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.
2. Направить Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.
Начальник Госгортехнадзора России
Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 августа 2002 г.
Регистрационный N 3759
Инструкция
о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов
РД 08-492-02
1.1. Инструкция определяет порядок ликвидации и консервации опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных, бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.
Требования настоящей Инструкции являются обязательными для всех предприятий и организаций, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию скважин и подконтрольных Госгортехнадзору России.
1.3. Пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также обеспечить сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях (статья 22 Закона от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах»).
1.4. Консервация, ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Госгортехнадзора России.
1.5. Проектная документация на консервацию и ликвидацию скважин может разрабатываться:
1.5.1. В составе проектов разведки и разработки месторождений, рабочих проектов на строительство скважин, проектов на создание подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод;
1.5.2. В качестве типовых проектов на консервацию и ликвидацию скважин для регионов с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями;
1.5.3. В качестве индивидуальных, групповых (группа скважин на одном месторождении) и зональных (группа скважин на нескольких площадях с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) проектов на ликвидацию и консервацию скважин.
Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы:
— Общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины;
— Технологические и технические решения по ликвидации скважины;
— Порядок организации работ по ликвидации скважины;
— Мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;
Структура и состав проектной документации на консервацию скважины должны включать следующие разделы:
— общая пояснительная записка. Варианты консервации (в процессе и по завершению строительства, эксплуатации). Сезонная консервация;
— технологические и технические решения по консервации скважины, оборудованию их устья;
— порядок организации работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности;
— мероприятия по охране недр и окружающей среды;
1.7. Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.
1.8. Материалы на ликвидацию скважин представляются в Госгортехнадзор России или его территориальный орган. Во всех случаях заключение должно быть принято в срок не позднее одного месяца после получения представленных материалов.
1.9. Ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора России.
1.10. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысила 15 лет, и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящей Инструкцией.
1.11. Специфические особенности консервации и ликвидации скважин на континентальном шельфе морей определяются действующими нормативными актами.
1.12. Оборудование, используемое при ликвидации и консервации скважин, применяется на территории Российской Федерации по специальным разрешениям Госгортехнадзора России.
1.13. К работам по ликвидации и консервации скважин допускается персонал, соответствующий специальным требованиям.
II. Порядок ликвидации скважин
2.1. Категории скважин, подлежащих ликвидации
Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:
I-а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений;
I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;
I-в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;
I-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования.
I-д) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.
II-а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;
II-б) скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;
II-в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы);
II-г) скважины, законченные строительством на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях («сухими», не давшие притока и т.п.);
II-д) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях.
III-a) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию;
III-б) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;
III-в) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде;
III-г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной опасности оползневых явлений или затопления;
III-д) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;
III-е) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления;
III-ж) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта.
IV-а) скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;
IV-б) скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт;
IV-в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию, или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;
IV-г) скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов;
IV-д) нагнетательные скважины при прекращении их приемистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости;
IV-ж) скважины, расположенные в зонах, где изменилась геологическая обстановка, повлекшая за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности, и возникло несоответствие эксплуатации скважин статусу этих зон;
IV-з) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за возникновения форс-мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр.
2.2. Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
2.2.1. Общие положения
2.2.1.1. Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической базы и индивидуальным планом изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения с учетом требований настоящей Инструкции.
2.2.1.2. Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, строящихся, эксплуатирующихся на месторождениях, залежах и подземных хранилищах, в продукции которых содержатся агрессивные и токсичные компоненты в концентрациях, представляющих опасность для жизни и здоровья людей, должны проводиться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации и по проектам, разработанным и согласованным в порядке, предусмотренном настоящей Инструкцией, с учетом действующих санитарных норм и правил.
2.2.1.3. Конкретный план действий по ликвидации скважин в процессе строительства и скважин, законченных строительством на континентальном шельфе, разрабатывается пользователями недр, с учетом местных условий, требований настоящей Инструкции и других нормативных документов и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора России.
2.2.1.4. Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации к ликвидации планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России.
2.2.1.5. Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану (п.2.2.1.1. настоящей Инструкции) с оформлением акта на проведенные работы и результаты исследований по проверке надежности выполненных работ и вывода постоянно действующей комиссии о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации.
2.2.2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны
2.2.2.1. Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1,1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов.
Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта.
2.2.2.2. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.
2.2.2.3. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.
2.2.2.4. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней технической колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки.
Результаты работ оформляются соответствующими актами.
2.2.2.5. Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородосодержащих горизонтов.
В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны.
2.2.2.6. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-a) в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента.
2.2.2.7. При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Дальнейшее оборудование ствола производить аналогично пп.2.2.2.4, 2.2.2.5 настоящей Инструкции.
Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне).
2.2.2.8. На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 х 1 х 1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей (именуемой далее по тексту «таблицей»), на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие-пользователь недр, дата ее ликвидации.
Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.
Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.
2.2.2.10. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважин, разработки месторождения, эксплуатации хранилища.
2.2.3. Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
2.2.3.1. Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом.
При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервале башмака кондуктора (технической колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью.
2.2.3.2. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия по п.2.2.3.1 и установка цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны и на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны.
2.2.3.3. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн и на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн.
2.2.3.4. Устья ликвидируемых скважин со спущенной эксплуатационной колонной оборудуются в соответствии с пп.2.2.2.8 и 2.2.2.9 настоящей Инструкции.
2.2.3.5. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (с целью контроля за межколонными пространствами) оборудование устья без установки тумбы по схеме, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.2.3.6. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты (Ка Приложение 1
Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 22 мая 2002 г. N 22 «Об утверждении нормативного правового акта»
Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 августа 2002 г.
Регистрационный N 3759
Настоящее постановление вступает в силу по истечении 10 дней после дня его официального опубликования
Текст постановления опубликован в «Российской газете» от 14 сентября 2002 г., N 174, в Бюллетене нормативных актов федеральных органов исполнительной власти от 7 октября 2002 г., N 40
В настоящий документ внесены изменения следующими документами:
Приказ Ростехнадзора от 12 января 2015 г. N 1
Изменения вступают в силу по истечении 10 дней после дня официального опубликования названного приказа
© ООО «НПП «ГАРАНТ-СЕРВИС», 2021. Система ГАРАНТ выпускается с 1990 года. Компания «Гарант» и ее партнеры являются участниками Российской ассоциации правовой информации ГАРАНТ.