ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (ПРИКАЗ от 12 марта 2013 г. N 101)

1166͘ Наряду с автоматическим контролем обслуживающий персонал должен производить контроль

воздушной среды переносными газоанализаторами:

в помещениях, где перекачиваются газы и жидкости, содержащие вредные вещества, - через каждые

четыре часа;

в помещениях, где возможно выделение и скопление вредных веществ, и на наружных установках в

местах их возможного выделения и скопления - не реже одного раза за смену;

в помещениях, где не имеется источников выделения, но возможно попадание вредных веществ

извне, - не реже одного раза в сутки;

в местах постоянного нахождения обслуживающего персонала, там, где нет необходимости установки

стационарных газосигнализаторов, - не реже двух раз за смену;

в местах, обслуживаемых периодически, - перед началом работ и в процессе работы;

в резервуарном парке, в центре каждого каре резервуаров, а также вокруг обваловки на расстоянии 5 - 10

м от него на осевых линиях резервуара с подветренной стороны - не реже одного раза за смену;

при аварийных работах в загазованной зоне - не реже одного раза в 30 мин͘

После ликвидации аварийной ситуации в соответствии с ПЛА необходимо дополнительно провести

анализ воздуха в местах возможного скопления вредных веществ͘

XLIX͘ Требования к производству буровых работ на месторождениях с

высоким содержанием сернистого водорода

1167͘ Перед вскрытием (за 50 - 100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими сернистый водород,

и на весь период их вскрытия необходимо:

установить станцию геолого-технического контроля при бурении на месторождениях с концентрацией

сернистого водорода более 6%;

установить предупредительные знаки вокруг территории буровой (на путях, в местах возможного

прохода на территорию буровой);

проверить исправность приборов контроля содержания сернистого водорода в воздухе рабочей зоны,

наличие и готовность средств индивидуальной защиты (СИЗ);

обработать буровой раствор нейтрализатором;

провести проверку состояния противовыбросового оборудования;

иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том числе нейтрализующих сернистого

водород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

на месторождениях с объемным содержанием сернистого водорода более

6% организовать

круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

обеспечить наличие цементировочного агрегата на буровой и постоянную его готовность к работе;

определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях;

рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по ПЛА, быть ознакомлены с маршрутами

выхода из опасной зоны, что должно быть удостоверено их подписями в личных картах инструктажа͘

1168͘ Вскрытие пластов, содержащих сернистый водород, должно производиться после проверки и

установления готовности буровой и персонала к вскрытию пласта, проверки выполнения мероприятий по

защите работающих и населения в зоне возможной загазованности в случае аварийного выброса нефти и газа

120

(открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за проведение работ͘

Проверку должна осуществлять комиссия буровой организации под председательством ответственного

лица, утвержденного руководителем организации, при участии специалистов службы охраны труда и техники

безопасности, других специалистов и представителей противофонтанной службы

(противофонтанной

военизированной части)͘

Результаты проверки должны оформляться актом͘

1169͘ При бурении пластов, содержащих сернистый водород, необходимо контролировать наличие

сернистого водорода и сульфидов в буровом растворе͘ При их появлении необходимо дополнительно

обработать буровой раствор нейтрализатором͘

1170͘ Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений, соответствующих пункту 1133

настоящих Правил, следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в

коррозионностойком исполнении͘

На мостках буровой необходимо иметь опрессованную специальную трубу, по диаметру и прочностным

характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны͘ Труба должна быть окрашена в

желтый цвет и снабжена шаровым краном, находящимся в открытом положении͘ В манифольдную линию

противовыбросового оборудования включается факельная установка͘

1171͘ С целью раннего обнаружения газопроявлений должен вестись контроль изменения:

уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции;

механической скорости проходки и давления в нагнетательной линии;

уровня раствора в приемных емкостях;

газосодержания в растворе, содержания сульфидов и плотности бурового раствора͘

L͘ Требования к освоению и гидродинамическим исследованиям в

скважинах, вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый

водород

1172͘ Освоение скважин производится при обязательном присутствии представителя пользователя недр

(заказчика)͘

1173͘ Перед проведением освоения и исследования нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин

должен быть составлен план работы, утвержденный техническими руководителями пользователя недр

(заказчиком) и организации, уполномоченной на проведение этих работ͘

В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности,

включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания

сернистого водорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.

С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин͘

К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием

маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении

ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктах͘

1174͘ Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в

противоположные стороны͘ Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной

установкой с дистанционным зажиганием͘

Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть

смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления͘

121

Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и

провисаний͘ Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений͘

1175͘ К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и

затрубное пространства͘

Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами͘ Для нефтяных скважин с газовым

фактором менее 200 м3/т длина линии должна быть не менее 50 м͘ Во всех других случаях длина линии

глушения должна быть не менее 100 м͘

1176͘ Предохранительный клапан установки

(разрывная диафрагма) должен быть соединен

индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других

жидкостей͘ При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при

срабатывании одного из клапанов͘ При содержании сернистого водорода в газе более 6% должна быть

смонтирована специальная факельная система͘

1177͘ Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее

одного объема скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а

также запас материалов и химических реагентов для оперативного приготовления бурового раствора в еще

одном объеме͘

1178͘ В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование

эксплуатационных скважин͘ Разрешается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со

сжиганием газа, не более 45 часов на один объект͘

1179͘ При сжигании газа с наличием сернистого водорода должны быть обеспечены условия, при которых

концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного

хозяйства не превысит санитарных норм.

1180͘ Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время при

направлении ветра от ближайших населенных пунктов͘

1181͘ На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:

постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим

руководителем организации, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;

круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса͘

1182͘ При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

природного или попутного нефтяного газа;

двух- и многофазных пен, инертных к сернистому водороду и к углекислому газу;

инертных газов;

жидкости меньшей плотности, инертной к сернистому водороду и углекислому газу͘

Использование воздуха для этих целей запрещается͘

1183͘ Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам,

распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата͘

1184͘ Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период

паводка͘

122

1185͘ Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионностойкой,

цельной͘ При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором

сернистого водорода͘

1186͘ Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в

скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в

наветренную сторону͘

1187͘ Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в

изолирующих дыхательных аппаратах͘

1188͘ По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны

пройти специальную обработку по нейтрализации сернистого водорода͘

1189͘ По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сернистого

водорода и проверку герметичности устьевой арматуры͘

LI͘ Эксплуатация и ремонт скважин, вскрывших пласты, содержащие в

продукции сернистый водород

1190͘ Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии

длиной не менее 100 м, опрессованные с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого максимального

давления͘ Линии должны быть оборудованы обратными клапанами и иметь возможность подключения

контрольно-регистрирующей аппаратуры͘

1191͘ Запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного

оборудования, включающего:

посадочный ниппель для приемного клапана и глухой пробки;

пакер для предохранения эксплуатационной колонны, клапан циркуляционный, клапан ингибиторный,

приустьевой клапан-отсекатель͘

После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над

пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости͘

В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного

оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн͘

1192͘ Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на

струнах фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционным и

автоматическим͘

1193͘ В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана-отсекателя на

срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) завода-изготовителя͘

1194͘ Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе

не менее двух операторов, имеющих при себе дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи͘

Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале͘

1195͘ При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сернистый водород,

скважину необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-

отсекателя с пульта управления͘ При обнаружении утечки сернистого водорода из выкидной линии скважины

необходимо закрыть с пульта управления задвижку на выкидной линии, а также входную задвижку на

замерном устройстве͘ Об этих случаях необходимо оперативно сообщить руководителю объекта и работникам

противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)͘

1196͘ В процессе эксплуатации скважины должен осуществляться контроль межколонного давления͘

При обнаружении давления в межколонном пространстве эксплуатация скважины должна быть

123

прекращена͘ Решение о дальнейшей эксплуатации скважины принимается пользователем недр на основании

результатов исследований и принятию мер по выявлению и устранению причин возникновения межколонного

давления͘

1197͘ Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и

других внутрискважинных операций), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана

жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту на бурение скважины или плану работ,

обработанная нейтрализатором сернистого водорода͘ Ремонт на скважине следует проводить в соответствии

с утвержденным планом͘

1198͘ На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья,

необходимо установить противовыбросовое оборудование, в состав которого должен входить превентор со

срезающими плашками͘

1199͘ При появлении признаков нефтегазоводопроявления ремонтные работы на скважине должны быть

немедленно прекращены и приняты меры по ликвидации осложнения͘

1200͘ При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин,

противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины.

1201͘ Система автоматизации добывающих скважин и прискважинного оборудования должна

обеспечивать:

подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при возможных аварийных ситуациях,

сигнализацию об аварийных отклонениях технологических параметров;

автоматическое отключение скважин при нарушении режима;

контроль состояния воздушной среды на объектах промысла с дистанционным их отключением при

разгерметизации технологического оборудования (трубопроводов)͘

LII͘ Сбор и подготовка нефти, газа и газоконденсата, содержащих

сернистый водород

1202͘ В организации проводится проверка герметичности фланцевых соединений, арматуры, люков и

других источников возможных выделений сернистого водорода͘ Проверка проводится посредством

ежедневного обхода (объезда) каждого опасного объекта͘ Результаты обхода (объезда) должны быть

отражены в соответствующем журнале͘

1203͘ Для перекачки сред, содержащих сернистый водород, должны использоваться насосы с

бессальниковым исполнением или снабженные электромагнитными муфтами͘

1204͘ Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться

очистке, а при содержании сернистого водорода и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации͘

1205͘ До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять

мероприятия по дезактивации пирофорных отложений͘

Перед осмотром и ремонтом емкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для

предотвращения самовозгорания пирофорных отложений͘ По дезактивации пирофорных соединений должны

осуществляться мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ либо других методов, отмывающих

стенки аппаратов от этих соединений͘

1206͘ К работе внутри емкости и аппарата можно приступать, если содержание в них сернистого

водорода, нефтяных газов и паров нефти не превышает ПДК, и только в дыхательных аппаратах͘

Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений, осмотру и

ремонту такого оборудования должен быть изложен в специальной инструкции, утвержденной техническим

руководителем организации͘

124

1207͘ Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных работах все разбираемые

узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами͘

1208͘ Для предотвращения возгорания пирофорных отложений на стенках емкостей и аппаратов перед

подготовкой к осмотру и ремонту последние должны заполняться паром или водой по мере их освобождения͘

Подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в емкостях и аппаратах все время

поддерживалось давление несколько выше атмосферного͘ Расход пара следует контролировать по выходу

сверху емкости и аппарата͘

Во время пропарки аппаратов, емкостей, резервуаров температура поверхностей должна быть не выше

60 °C͘

1209͘ Продолжительность пропарки устанавливается соответствующими инструкциями для каждого

типоразмера оборудования индивидуально, но должна быть не менее 24 ч͘ Пропарка аппаратов должна

производиться при закрытых люках, резервуаров - при открытом дыхательном клапане͘

1210͘ В конце периода пропарки необходимо осуществить дезактивацию пирофорных отложений

(контролируемое окисление их кислородом воздуха) путем подачи в оборудование с помощью дозировочных

устройств (контрольных расходомеров) дозированной паровоздушной смеси с содержанием кислорода 3 - 8%

объемных (15 - 40% объемных воздуха) в течение 3 - 6 часов соответственно͘ По завершении пропарки

оборудование должно быть заполнено водой до верхнего уровня͘ После заполнения для обеспечения

медленного окисления пирофорных отложений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5

м/ч͘

При отрицательной температуре окружающего воздуха промывку (заполнение) оборудования следует

производить подогретой водой или водой с паром͘

1211͘ Для промывки оборудования и пропарки должны быть предусмотрены стационарные или

передвижные штатные устройства и коммуникации для подачи пара и воды͘

1212͘ По завершении промывки оборудование следует проветрить воздухом (первоначально при

небольшом поступлении пара)͘ Открывать люки для проветривания оборудования необходимо начиная с

верхнего, чтобы избежать интенсивного движения в нем атмосферного воздуха͘

1213͘ Работы по очистке оборудования от пирофорных отложений, осуществляемые механизированным

способом (например, через нижний люк-лаз с помощью скребка с заборным и отсасывающим устройством), не

требующим присутствия рабочих внутри оборудования, разрешается проводить без его предварительной

пропарки и дегазации согласно специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем

организации͘ При этом оборудование освобождают от горючего продукта, отключают от всех трубопроводов

заглушками, внутреннее пространство заполняют воздушно-механической пеной средней или высокой

кратности и в процессе производства очистных работ обеспечивают постоянство заполнения оборудования

пеной͘ При выполнении работ должны быть обеспечены условия, исключающие возникновение разряда

статического электричества͘

1214͘ Отложения, извлекаемые из оборудования, должны находиться под слоем воды или во влажном

состоянии в специальных емкостях, установленных вдали от мест возможного выделения и скопления горючих

паров и газов͘

1215͘ По завершении очистки оборудования пирофорные отложения должны быть удалены с территории

объекта во влажном состоянии в специально отведенное для этого место либо захоронены в землю в местах,

согласно лимитам на размещение отходов͘

1216͘ При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов с большим геометрическим объемом

необходимо секционировать их путем установки автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в

каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 - 4000 нм3 сернистого водорода͘

125

LIII͘ Требования к ведению промыслово-геофизических работ в скважинах,

вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый водород

1217͘ Промыслово-геофизические работы (далее - ПГР) в скважинах, где вскрыты пласты, содержащие

сернистый водород, должны проводиться по плану работ, утвержденному техническими руководителями

геофизической и буровой организации и пользователем недр

(заказчиком), согласованному с

противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

1218͘ ПГР могут проводиться только после проверки состояния скважины, оборудования и средств связи

с оформлением акта͘

Перед проведением ПВР во время шаблонирования скважины необходимо определить гидростатическое

давление в интервале прострела͘ Проведение ПВР разрешается только в случае, если замеренное

гидростатическое давление превышает пластовое не менее чем на 5 - 10%.

1219͘ Работы по испытанию пластов, содержащих сернистый водород, трубными испытателями в

процессе бурения скважин должны проводиться по планам, утвержденным пользователем недр͘

1220͘ Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника должно обеспечивать хороший

обзор рабочей площадки и возможность быстрого проветривания салона͘

1221͘ При работе в условиях, затрудняющих сигнализацию о наличии сернистого водорода (ветер, снег,

туман, сложные метеорологические условия), руководителем ПГР должен быть выделен работник для

наблюдения за этими устройствами, который должен быть проинструктирован и обеспечен необходимым СИЗ

и средством связи͘

1222͘ ПГР в осложненных условиях, а также ПВР по ликвидации аварий в скважинах должны выполняться

под непосредственным руководством ответственного лица геофизической организации͘

LIV͘ Требования к применению технических устройств и инструмента для

работы в средах с повышенным содержанием сернистого водорода

1223͘ Оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные,

обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сернистого водорода, должны выбираться с учетом

параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды͘ Области

использования оборудования в стандартном и устойчивом к сульфидно-коррозионному растрескиванию

исполнениях указаны в таблицах N 1 и N 2 приложения N 6 настоящих Правил͘

При эксплуатации оборудования должна обеспечиваться ингибиторная защита͘

1224͘ При отклонениях от установленных критериев выбора оборудования, по согласованию с

пользователем недр (заказчиком), разрешается использование стандартного оборудования в коррозионно-

агрессивной среде с обязательной подачей ингибитора коррозии и сокращения сроков проведения

контрольных испытаний (проверок)͘

1225͘ Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей сернистый водород, должна быть оборудована

сигнализатором верхнего предельного уровня жидкости и нижним пробоотборником͘

1226͘ Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора,

подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн, внутрискважинного

и другого оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сернистого водорода, должны применяться

ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной

активности продукции͘

1227͘ Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные трубы, лифтовые трубы,

трубопроводы, находившиеся в контакте с сернистым водородом, после их демонтажа перед повторным

использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии и опрессованы͘

1228͘ Применяемые трубы обсадных и лифтовых колонн должны проходить проверку по химическому

126

составу и другим показателям качества стали проводится в лабораторных условиях͘

1229͘ Контроль коррозионного состояния оборудования помимо визуального осмотра должен

осуществляться следующими методами:

установкой контрольных образцов;

по датчикам скорости коррозии;

по узлам контроля коррозии;

по водородным зондам;

ультразвуковой и магнитной толщинометрией͘

Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого вида оборудования и трубопроводов

устанавливаются в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций и

утверждаются техническим руководителем организации͘

В зависимости от абсолютного давления ( Pабс ), парциального давления сернистого водорода (P) и его

концентрации (C) для многофазного флюида "нефть - газ - вода" с газовым фактором менее и более 890 нм3/м3

должно применяться оборудование в стандартном и стойком к сульфидно-коррозионному растрескиванию

(СКР) исполнении в соответствии с приложением N 2 к настоящим Правилам͘

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

LV͘ Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников

на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода

1230͘ К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сернистого водорода допускаются

лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего

типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков

пользования средствами защиты органов дыхания͘

1231͘ Запрещается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего

дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа по безопасности͘

1232͘ Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с

обслуживающим персоналом по выработке практических навыков выполнения действий по ПЛА.

1233͘ При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения

сернистого водорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство, во

взрывобезопасном исполнении͘

1234͘ При срабатывании газосигнализаторов (газоанализаторов) о превышении содержания сернистого

водорода выше ПДК необходимо немедленно:

надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);

оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в опасной зоне людей;

принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА;

лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть опасную зону и направиться в

место сбора, установленное планом эвакуации͘

Руководитель работ

(объекта) или ответственный исполнитель должен подать сигнал тревоги и

оповестить вышестоящие организации͘

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом с

привлечением рабочих бригады и специалистов͘

127

1235͘ Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал сторонних организаций должен

пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером организации-заказчика, с

учетом места и вида работ, в порядке, установленном в организации-заказчике, и иметь индивидуальные

сигнализаторы͘

1236͘ Количество и типы средств индивидуальной защиты, средств индивидуальной защиты органов

дыхания на каждом объекте должны определяться проектной документацией, рабочим проектом на бурение

скважины с учетом специфики работ и отраслевых норм обеспечения работников спецодеждой, специальной

обувью и другими СИЗ͘ В случае производственной необходимости, с учетом особенностей производства,

условий труда и видов выполняемых работ, а также особенностей климатической зоны работодатель имеет

право выдавать работникам сертифицированные специальную одежду, специальную обувь и другие СИЗ сверх

установленных норм или изменять сроки их носки в целях обеспечения безопасности трудового процесса͘

Средства коллективной и индивидуальной защиты работников строительных и других организаций,

находящихся в пределах буферных зон, и порядок обеспечения ими на случай аварийного выброса газа

определяются проектной документацией, рабочим проектом на бурение скважины.

1237͘ Изолирующие дыхательные аппараты должны применяться обслуживающим персоналом при

выполнении операций, предусмотренных технологией производства работ в условиях возможного выделения

сернистого водорода, принятии первоочередных мер при возникновении аварийной ситуации͘

1238͘ Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам͘ К каждому аппарату

прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника͘ В паспорте

должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания͘

1239͘ Эксплуатирующая организация должна проверять газозащитные средства на предмет их

соответствия показателям, установленным изготовителем͘

1240͘ На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранению средств защиты͘

1241͘ На газоопасном объекте должен быть аварийный запас газозащитных средств, количество и типы

которых определяются с учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых

работ и согласовываются со службой газовой безопасности͘

1242͘ Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и специалисты должны пройти

проверку знаний требований нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от

чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей

среды и охраны труда͘

1243͘ Внутренний контроль соблюдения требований промышленной безопасности осуществляется

организациями с учетом специфических условий производства͘

1244͘ Программа обучения персонала объектов подготовки нефти и газа, содержащих сернистый

водород, в числе основных разделов должна дополнительно предусматривать следующее:

свойства и действие сернистого водорода и других вредных веществ на организм человека;

СИЗ, их назначение, устройство, правила пользования;

знаки безопасности, цвета сигнальные, сигналы аварийного оповещения;

порядок, методы и средства контроля воздуха рабочей зоны;

безопасные приемы и методы работы;

меры безопасности и порядок действий при возможных аварийных ситуациях и угрозе их возникновения;

методы и средства оказания доврачебной помощи пострадавшим͘

128

LVI. Требования к разработке технологического регламента

LVI͘I͘ Общие положения

1245͘ Технологический регламент

(далее - ТР) распространяется на разработку мероприятий и

выполнение работ, направленных на безопасную эксплуатацию ОПО.

1246͘ ТР на стадии проектирования и строительства, а также реконструкции разрабатывается проектной

организацией͘ ТР на ОПО, находящийся в эксплуатации, может разрабатываться эксплуатирующей

организацией͘

(п͘ 1246 в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

1247. ТР является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса

или отдельных его стадий (операций), режимы и рецептуру производства продукции, показатели качества

продукции, безопасные условия работы в соответствии с действующими нормативными техническими

документами.

1248͘ ТР должен обеспечивать безопасные условия работы, эксплуатацию оборудования в паспортном

режиме, экономичное ведение процесса, заданное качество продукции͘

1249. Ответственным за соблюдение требований ТР является главный инженер

(технический

руководитель) организации.

LVI͘II͘ Разработка, согласование и утверждение технологического

регламента

1250͘ ТР разрабатывается на каждый технологический процесс͘ Допускается разрабатывать

технологический регламент на ОПО в целом͘

(п͘ 1250 в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

1251͘ При проведении опытной эксплуатации, опробования нового оборудования на действующем ОПО

с утвержденными ТР разрабатывается отдельный ТР͘

Разрешается разработка дополнений к действующему ТР͘ Вопрос разработки отдельного ТР или

дополнения к действующему ТР решает организация, утверждающая ТР͘

1252͘ Исключен͘ - Приказ Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1͘

1253͘ ТР, разработанный в организации, подлежит согласованию с соответствующими техническими

службами и утверждается главным инженером (техническим руководителем) организации͘

LVI.III͘ Срок действия технологического регламента

1254͘ ТР разрабатывается на срок, равный 5 годам͘

В случае разработки ТР, указанного в пункте 1251 настоящих Правил, срок действия ТР ограничивается

двумя годами͘

1255͘ При наличии изменений и дополнений, внесение которых не затрудняет пользование ТР, или при

их отсутствии срок действия ТР продлевается еще на 5 лет, но не более одного раза͘

1256͘ По истечении двух пятилетних сроков ТР подлежит обязательному пересмотру͘ Согласование

пересмотренного ТР проводится в организации в соответствующих технических службах и утверждается

главным инженером (техническим директором) организации͘

1257͘ ТР пересматривается досрочно в случае:

введения в действие федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации новых

положений и ограничений, которые противоречат пунктам или разделам ТР;

129

аварий, происшедших по причине недостаточного отражения в ТР безопасных условий эксплуатации;

наличия принципиальных изменений в технологии, аппаратурном оформлении, внесение в ТР которых

потребует изменения значительного количества разделов и пунктов ТР͘

LVI͘IV͘ Порядок оформления и хранения технологического регламента

1258͘ Текстовая часть ТР оформляется на формате

4͘

1259͘ Каждому ТР присваивается номер или обозначение в порядке, принятом в организации͘

1260͘ Утвержденный ТР хранится в техническом отделе организации͘ Копии и выписки из ТР, заверенные

техническим отделом организации, передаются для руководства и ведения технологического режима

руководителям установок, а также другим заинтересованным организациям͘

LVI͘V͘ Порядок внесения изменений и дополнений в технологический

регламент

1261͘ В действующий ТР могут вноситься изменения и дополнения, связанные с изменением качества

сырья, необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования͘

При реконструкции и техническом перевооружении разрабатывается новый ТР.

1262͘ Изменения и дополнения подлежат согласованию с теми техническими службами организации,

которые имеют непосредственное отношение к ним, и утверждаются главным инженером (техническим

руководителем) организации͘ Изменение и их регистрация производится в соответствии приложением N 9 к

настоящим Правилам͘

LVI͘VI͘ Содержание технологического регламента

1263͘ Содержание разделов технологического регламента приведены в приложении N 10 к настоящим

Правилам͘

(п͘ 1263 в ред. Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

LVII͘ Ликвидация и консервация скважин, оборудования их устьев и стволов

(введено Приказом Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

LVII͘I͘ Общие положения

1264͘ Пользователь недр обеспечивает ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, а также

сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных

хозяйственных целях͘

1265͘ Консервация, ликвидация скважин осуществляются в соответствии с документацией, которая

разрабатывается:

в составе проектов поисков, разведки и разработки месторождений, подземных хранилищ нефти и газа,

мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод; рабочих проектов производства

буровых работ и реконструкции скважин;

в индивидуальной, групповой (группа скважин на одном месторождении) и зональной (группа скважин

на нескольких площадях и месторождениях с идентичными горно-геологическими и экологическими

характеристиками) документации на ликвидацию и консервацию скважин;

в индивидуальной документации для месторождений со сложным геологическим строением или с

высоким содержанием агрессивных и токсичных компонентов͘

В документации на ликвидацию и консервацию скважин для регионов и месторождений с однотипными

горно-геологическими и экологическими условиями определяются общие требования по ликвидации и

130

консервации скважин данного месторождения (площади) или нескольких однотипных месторождений͘

Детальное проведение работ по каждой конкретной скважине приводится в плане изоляционно-

ликвидационных работ͘

1266͘ В состав документации на ликвидацию скважин включаются следующие разделы:

общая пояснительная записка, включающая обоснование критериев и варианта ликвидации скважин,

вариант ликвидации (в зависимости от этапа бурения или эксплуатации скважин);

технологические и технические решения по ликвидации скважин, оборудования ствола скважин и устья;

порядок организации работ по ликвидации скважин;

мероприятия по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охраны

окружающей среды, зданий и сооружений͘

1267͘ Работы по консервации и ликвидации скважин (с учетом результатов проверки технического

состояния скважин) проводятся пользователем недр или его представителем (далее - пользователь недрами)͘

1268͘ Ликвидация и консервация скважин считается завершенной после подписания акта ликвидации или

консервации пользователем недр и территориальным органом Ростехнадзора͘

1269͘ Акты на ликвидацию, консервацию скважин представляются в территориальный орган

Ростехнадзора͘

1270͘ Дополнительные требования консервации и ликвидации скважин, пробуренных в морских

условиях устанавливаются Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности

"Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса", утвержденными приказом

Ростехнадзора от 18 марта 2014 г͘ N 105 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 17

сентября 2014 г͘, регистрационный N 34077)͘

1271͘ Ликвидация скважин на затапливаемой территории (за исключением водно-болотных угодий) и в

русле больших (судоходных) рек выполняется с учетом требований пункта 1297 Правил͘

1272͘ Оборудование, используемое при ликвидации и консервации скважин, применяется на территории

Российской Федерации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о техническом

регулировании и в области промышленной безопасности͘

1273͘ Контроль за состоянием устьев ликвидированных и законсервированных скважин осуществляет

пользователь недрами или уполномоченный им представитель в соответствии с действующими лицензиями

на пользование недрами͘

LVII͘II͘ Порядок ликвидации скважин

Категории скважин, подлежащих ликвидации

1274͘ Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на четыре

категории:

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам͘

1275. I категория - скважины или часть их стволов, выполнившие свое назначение͘ К ним относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи согласно проектным технологическим документам на разработку

131

месторождений и рабочим проектам на производство буровых работ или реконструкции скважин;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектным технологическим

документом на разработку месторождения или иному обоснованию нижнего предела рентабельности

эксплуатационных скважин, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата

или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный

(наблюдательный,

пьезометрический) фонд;

I-в) скважины или часть их стволов, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных

работ по испытанию различных технологий и объектов эксплуатации, ликвидации пожаров, фонтанов и

грифонов, после выполнения установленных проектным технологическим документом 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 вод͘

1276. II категория - скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам͘ К ним

относятся:

II-а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических

условиях - в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие

непромышленные притоки нефти, газа, воды, в том числе после интенсификации;

II-б) скважины, бурение которых прекращено 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, зоны аномально

низкого пластового давления (АНПД) и аномально высокого пластового давления (АВПД);

II-г) скважины, законченные бурением на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях

теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в геологических условиях, не соответствующих их

назначению;

II-д)

скважины

нагнетательные,

наблюдательные,

эксплуатационные,

йодобромные,

теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для закачки в пласт промысловых

вод, утилизации промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в

неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных

хозяйственных целях͘

1277. III категория - скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам

(аварийные), к которым относятся скважины, где прекращены бурение, работы по капитальному ремонту или

эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, устранить которые существующими методами

невозможно или экономически нецелесообразно:

III-а) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря

ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом и его элементами, аварии с обсадными трубами

и их элементами, прихваты бурильных и обсадных колонн, аварии с долотами и бурголовками, аварии с

забойными двигателями и турбобурами, 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 проектным технологическим документом на разработку месторождения

отработке этой скважиной, ликвидируется только аварийная часть ствола, а исправная передается

добывающему предприятию);

III-б) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации,

132

изолировать который не представляется возможным;

III-в) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны и на которых

отсутствуют техническая возможность и экономическая целесообразность их восстановления;

III-г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или

возникновением опасности оползневых явлений или затопления;

III-д) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин,

многолетнемерзлых пород и на которых отсутствуют техническая возможность и экономическая

целесообразность их восстановления;

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 пласта͘

1278. IV категория - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам͘

К ним относятся:

IV-а) скважины, законченные бурением и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных

и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

IV-б) скважины, не пригодные 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, но не более 15 лет от общего срока консервации, 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-е) скважины - специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач

проводится в соответствии с требованиями законодательства и настоящих Правил;

IV-ж) скважины, расположенные в зонах, где изменилось представление о геологической обстановке,

повлекшее 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 недр͘

1279͘ Организацией (пользователем недрами) определяется категория, по которой ликвидируется

скважина͘

Оборудование устьев и стволов скважин при их ликвидации͘ Общие

положения

1280. Ликвидация скважин с негерметичными обсадными колоннами, заколонными перетоками,

грифонами допускается только после их устранения͘ В акте на ликвидацию скважины указываются перечень

выполненных работ, результаты исследований по проверке надежности этих работ и вывод о непригодности

скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации͘ Акт составляется комиссией пользователя недрами с

133

участием представителя территориального органа Ростехнадзора͘

1281͘ При сложных горно-геологических условиях разреза или наличия в нем источников МПП и МКД,

ликвидация скважин достигается созданием системы флюидоупорных тампонажных экранов и мостов,

изолирующих источники МПП и МКД и восстанавливающих разобщенность вскрытых пород или их комплексов

друг от друга, нарушенную в процессе бурения скважины.

1282͘ Ствол скважины между цементными мостами и выше последнего моста заполняется нейтральной

жидкостью͘ Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью, высота столба которой

определяется с учетом местоположения скважины и решаемых технических задач͘

1283͘ До проведения ликвидационных работ проводится диагностика технического состояния скважины

по имеющейся геолого-промысловой информации с учетом последнего комплекса ГИС, выделяются

потенциально опасные пласты-источники МПП и МКД во вскрытом разрезе, изоляция которых должна быть

предусмотрена в документации на ликвидацию скважины.

1284͘ МКД и МПП пластовых флюидов ликвидируются в процессе проведения работ по ликвидации,

начиная с нижней части ствола скважины͘ Осложнения и аварии, возникшие в процессе изоляционно-

ликвидационных работ в скважине, ликвидируются по дополнительным планам на ликвидацию скважин͘

1285͘ Установка флюидоупорных экранов, покрышек и цементных мостов, направленных на ликвидацию

МКД, ликвидацию и предупреждение возникновения МПП, восстановление герметичности геологического

разреза, проводится под избыточным давлением, величина которого принимается с учетом остаточной

прочности колонны͘

1286͘ Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб

с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень͘ Испытание

устанавливаемых цементных мостов проводится избыточным давлением согласно пункту 1285 настоящих

Правил͘

1287͘ При наличии в разрезе ликвидируемой скважины перспективных не опробованных ранее

интервалов или необходимости дренирования источника МПП и МКД по решению недропользователя

производятся их вскрытие, опробование и дренаж͘ Изоляция вскрытых интервалов производится путем

создания флюидоупорного изоляционного экрана и его закрепления закачкой тампонажного раствора в пласт

под давлением͘

1288͘ Разобщение комплексов горных пород, имеющих различные коэффициенты аномальности

пластового давления, предотвращение возникновения или ликвидации перетоков пластовых флюидов из

одного комплекса горных пород в другой обеспечивается установкой изоляционных экранов в интервалах

пород-покрышек, залегающих в подошве и кровле различных комплексов пород, отличающихся друг от друга

величиной коэффициента аномальности пластового давления или содержащимися в их составе пластовыми

флюидами͘

1289͘ При расположении скважины в любой технологической зоне, связанной с воздействием на

подземные резервуары (подземные хранилища газа, полигоны по закачке промышленных стоков, химических

отходов, агрессивных и токсичных компонентов и других) или в зоне их влияния, дополнительно

устанавливаются изоляционные тампонажные экраны в интервалах подошвенных и кровельных пород-

покрышек, ограничивающих вертикальную мощность технологической зоны͘

1290͘ При наличии в разрезе осадочного чехла месторождения зоны слабоминерализованных и питьевых

верхних вод или многолетнемерзлых пород в процессе ликвидации скважин создаются изоляционные экраны

(не менее одного) в подошвенных водоупорах и ниже интервала залегания многолетнемерзлых пород͘

1291͘ Документацией на ликвидацию скважин должно быть предусмотрено полное извлечение

внутрискважинного оборудования и бурового инструмента из ствола скважины до пробуренного забоя͘ При

отсутствии технической возможности извлечения внутрискважинного оборудования и бурового инструмента

из ствола скважины разрабатывается дополнение к плану изоляционно-ликвидационных работ͘

1292͘ На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1͘0 x 1͘0 x 1͘0 м (допускается

134

применение металлической опалубки диаметром не менее 0͘5 м и высотой 1͘0 м)͘ На тумбе устанавливается

репер высотой не менее 0͘5 м с металлической таблицей (далее - таблица), на которой электросваркой

указываются: номер скважины, дата ее ликвидации, месторождение (площадь), организации - пользователь

недр͘

1293͘ При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, и на

землях непромышленных категорий, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности,

оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера

скважины, месторождения (площади), организация - пользователя недр и даты ее ликвидации͘ Заглушка

покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей͘ Выкопировка

плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается

землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию

земельного участка͘

1294͘ При переводе земель из одной категории в другую (из категории земель сельскохозяйственного

назначения в категорию земель поселений, земель особо охраняемых природных территорий) устья скважин

переоборудуются в соответствии с пунктами 1292 и 1296 настоящих Правил͘

1295͘ 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 бурения скважин, разработки

месторождения, эксплуатации хранилища͘

1296͘ При расположении скважин на затапливаемой территории и в русле больших (судоходных) рек

колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины 10 метров ниже дна реки͘ Если на затапливаемой

территории исключена возможность прохождения судов и планируется ведение сельскохозяйственных работ

после окончания половодья, то колонна, кондуктор и направление извлекаются с глубины не менее 2 метра от

поверхности земли͘

Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

1297͘ Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических

условий вскрытого разреза производится путем установки в открытом стволе цементных мостов в интервалах

залегания высоконапорных минерализованных вод с коэффициентом аномальности больше

1͘1 и

низкопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов͘

Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого

такого горизонта͘

1298͘ 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 м͘

1299͘ В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием

башмака колонны не менее чем на 50 м выше и на 20 м ниже башмака колонны͘

1300͘ Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб

с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень͘ Установленный

в башмаке последней технической колонны цементный мост испытывается опрессовкой на давление,

указанное в плане работ͘

Результаты работ оформляются соответствующими актами͘

Открытый ствол между мостами и колонное пространство заполняются нейтральным буровым раствором

плотностью, установленной документацией на ликвидацию скважины, верхняя часть колонного пространства

заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью͘

1301͘ Извлечение верхней части технической колонны с не зацементированным затрубным

135

пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и продуктивных горизонтов͘ В этом случае в

оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже

места извлечения колонны͘

Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор - нейтральной

незамерзающей жидкостью͘

1302͘ При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-а) в не

обсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или

отворот не прихваченной части инструмента и его извлечение͘

При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической

колонны или кондуктора устанавливается цементный мост под давлением с перекрытием головы оставшегося

инструмента на 50 м͘ После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного

инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста͘ В башмаке технической

колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой

бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб, провести гидравлические испытания снижением

уровня или заменой на жидкость меньшей плотности͘ Выше моста колонное пространство заполняется

глинистым раствором, над которым верхняя часть колонны заполняется нейтральной незамерзающей

жидкостью͘

1303͘ При аварии с колонной бурильных труб, когда ее верхняя часть осталась в интервале ствола,

перекрытого технической колонной или кондуктором, производится извлечение части бурильной колонны,

находящейся выше башмака технической колонной или кондуктора, цементирование под давлением с

установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны͘ Оставшаяся часть

технической колонны заполняется глинистым раствором͘ Верхняя часть колонны заполняется нейтральной

незамерзающей жидкостью͘

Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной

эксплуатационной колонной

1304͘ Если по решению пользователя недр производится отворот не зацементированной части

эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м над головой

оставшейся части колонны͘ Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью͘

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической

колонны, если в этот промежуток попадают пласты-коллекторы, содержащие минерализованную воду или

углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением, в колонне

устанавливается цементный мост в интервале на 20 м ниже и выше интервала перфорации с последующей

опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и его затвердения͘

1305͘ При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной

колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и

качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного

моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии,

с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость

меньшей плотности͘ Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью͘

1306͘ Ликвидация скважин со смятой или смещенной эксплуатационной колонной производится путем

установки цементных мостов в интервалах перфорации, смещения и смятия колонн на 20 м ниже и на 50 м

выше последнего интервала перфорации, смещения или смятия колонн͘ Предыдущие интервалы перфорации

перекрываются цементными мостами с перекрытием на 20 м выше и ниже͘ Ствол скважины между мостами и

выше заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей

жидкостью͘

1307͘ При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (с целью

контроля за межколонными пространствами) оборудование устья ликвидированных скважин без установки

тумбы по схеме, согласованной с территориальным органом Ростехнадзора͘

136

1308͘ По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты с коэффициентом аномалии

давления менее 1,1, допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных

при условии, что мост перекрывает весь интервал перфорации и не менее чем на 50 м выше его͘ Испытания

моста проводят снижением уровня скважины или заменой на жидкость меньшей плотности͘ Ствол скважины

выше моста заполняется нейтральной жидкостью, верхняя часть кондуктора заполняется нейтральной

незамерзающей жидкостью͘

1309͘ При ликвидации скважины с аварийным оборудованием в стволе скважины необходимо

произвести установку цементного моста под давлением в интервалах перфорации и с перекрытием головы

оставшегося инструмента на 20 м͘ После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой

бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста͘

1310͘ Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком

и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне)͘

1311͘ После установки верхнего моста производится опрессовка межколонного пространства давлением

5 МПа͘

1312͘ Над кровлей верхнего пласта с рапой (если он не перекрыт кондуктором) устанавливается

цементный мост высотой 50 м͘

1313͘ При ликвидации скважин в результате аварии с внутрискважинным оборудованием (категория III-

а) и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот не прихваченной

части инструмента͘

При нахождении верхней части оставшегося в скважине оборудования ниже башмака кондуктора

необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося

инструмента на 50 м͘ После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного

инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста͘ В башмаке кондуктора

необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного

инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой͘ Дальнейшие работы проводятся в соответствии

с требованиями настоящих Правил͘

При аварии с внутрискважинным оборудованием, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола,

перекрытого кондуктором, 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 кондуктора͘

Порядок оформления документов на ликвидацию скважины

1314͘ Для оформления комплекта документов на ликвидацию скважины пользователь недрами или его

представитель создает комиссию͘ В комиссию включаются представители геологической службы, службы

бурения, главного инженера, службы промышленной и экологической безопасности͘ Председателем комиссии

назначается главный инженер или главный геолог пользователя недр͘ Дополнительно в комиссию могут

привлекаться необходимые специалисты (геолог, экономист, главный бухгалтер)͘ Решение комиссии о

ликвидации группы скважин

(скважины) является основанием для подготовки плана изоляционно-

ликвидационных работ на конкретную скважину͘

1315͘ В случаях отсутствия решений в документации на ликвидацию скважин по категории III-а, а также

последующего перебуривания аварийной части ствола скважины пользователь недр разрабатывает план

изоляционно-ликвидационных работ, который прикладывается к делу скважины.

1316͘ В соответствии с решениями документации на ликвидацию скважин, ликвидируемых согласно

категориям I-б, I-в, IV-б, IV-д, составляется план изоляционно-ликвидационных работ, предусматривающий

мероприятия по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охраны

окружающей среды, на основании:

а) справки, содержащей сведения об истории бурения (с обязательным указанием дат начала и

прекращения бурения, испытания, работ по ликвидации аварии, а для скважин IV категории - консервации),

137

эксплуатации, включая основные величины, характеризующие эксплуатацию скважины (дебиты, давления,

накопленные отборы нефти, газа, воды), проводимых капитальных ремонтах, переводах и приобщениях,

проектной, фактической конструкции, причинах отступления от проекта, причинах ликвидации скважин (с

обоснованием);

б) выкопировки из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя, а

для эксплуатационных скважин - карты текущего состояния разработки месторождения;

в) сведений о том, когда и кем составлена проектная документация на бурение этой скважины

(проектный технологический документ на разработку месторождения или другой проектный документ, на

основании которого производилось бурение скважины), кто его утверждал, о фактической и остаточной

стоимости скважины;

г) диаграмм стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым

продуктивным пластам, а также заключения по проверке качества цементирования (акустическими или иными

методами);

д) результатов опрессовки колонн и цементных мостов на основании актов за подписью исполнителей;

е) результатов проверки технического состояния обсадных колонн на основании актов за подписью

исполнителей;

ж) заключения проектной организации, осуществляющей разработку документации на ликвидацию͘

1317͘ Акт ликвидации скважины (оформленный согласно приложению N 11 к настоящим Правилам)

совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные пользователем недр, а

также акты (в зимний период - графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земель и

акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с

мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим

причинам (кроме категории III-в), представляются в территориальный орган Ростехнадзора͘

Учет актов о ликвидации скважин осуществляют территориальные органы Ростехнадзора͘ Номер и дата

акта о ликвидации проставляются территориальным органом Ростехнадзора после его подписания͘

1318͘ Все материалы по ликвидированной скважине, включая подписанный сторонами акт на

ликвидацию, должны быть сброшюрованы, заверены печатью и подписями͘ Материалы хранятся у

пользователя недр͘

1319͘ Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин осуществляет

пользователь недр͘ Периодичность проверок устанавливается пользователем недр, но не реже одного раза в

два года (для скважин, ликвидированных после окончания бурения) и одного раза в год (для скважин

ликвидированных в процессе эксплуатации)͘ Необходимые ремонтные работы при обнаружении

неисправностей и нарушений требований по безопасному пользованию недрами, безопасности жизни и

здоровью населения, охраны окружающей среды осуществляются пользователем недр на основании планов

работ, составленных исполнителем работ и утвержденных пользователем недр͘

1320͘ Восстановление ранее ликвидированных скважин производится по соответствующей

документации и планам работ͘

1321͘ Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на

ликвидацию производится согласно настоящим Правилам в соответствии с документацией на повторную

ликвидацию и обоснованием на восстановительные работы͘

1322͘ При необходимости повторной ликвидации скважин все работы проводятся пользователем недр

или его представителем в соответствии с документацией по планам изоляционно-ликвидационных работ͘

LVII͘III͘ Порядок консервации скважин

138

Общие положения

1323͘ Консервация скважин производится в процессе бурения, после его окончания и в процессе

эксплуатации͘

1324͘ Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием

законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в

области промышленной безопасности и документации, разработанной пользователями недр или их

уполномоченными представителями исходя из конкретных горно-геологических условий͘

1325͘ Периодичность проверок состояния законсервированных скважин устанавливается пользователем

недр по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора, но не реже одного раза в год (для скважин,

законсервированных в процессе бурения, после окончания бурения и в процессе эксплуатации если в них

установлены цементные мосты) и одного раза в квартал (для скважин, законсервированных в процессе

эксплуатации если в них не установлены цементные мосты)͘ Результаты проверок отражаются в специальных

журналах по произвольной форме͘

1326͘ При обнаружении в ходе проверок или в других случаях недостатков (устьевое давление,

межколонные проявления, грифоны и другие) скважина должна быть выведена из консервации͘ Пользователь

недр обязан выяснить причины недостатков, разработать и реализовать мероприятия по их устранению по

планам, согласованным с территориальными органом Ростехнадзора͘

Дальнейшая консервация скважины может быть продлена после устранения причин появления

неисправностей и по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора͘

1327͘ Временная приостановка скважин в связи с экономическими причинами (до строительства системы

сбора и подготовки добываемой жидкости, отсутствие спроса на сырье, нерентабельность эксплуатации) может

осуществляться без консервации на срок до 6 месяцев с последующим продлением по согласованию с

территориальным органом Ростехнадзора, при условии выполнения мероприятий по безопасному

пользованию недрами, безопасности жизни и здоровью населения, охране окружающей среды на срок

приостановки скважин͘

1328͘ Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может

превысить) проектные сроки или превысила 15 лет (срок нахождения скважины в бездействии при этом не

учитывается) и по результатам наблюдения за ее состоянием (производственного контроля, экспертизы

промышленной безопасности, государственного экологического контроля) может возникнуть угроза нанесения

вреда жизни и здоровью людей, окружающей природной среде, имуществу, то по требованию

соответствующего органа государственного надзора и контроля или самостоятельно пользователь недр обязан

разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск аварий, или

ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящими Правилами͘

1329͘ На устье законсервированных скважин и временно приостановленных должны быть укреплены

таблички с указанием номера скважины, месторождения, времени начала и окончания консервации скважины

(приостановки) и пользователя недр͘

1330͘ Вывод скважин из консервации производится на основании плана работ, согласованного

пользователем недр с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).

Консервация скважин в процессе бурения

1331͘ Консервация скважин в процессе бурения производится в случаях:

консервации части ствола скважины, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере

работ - на срок до возобновления бурения;

разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для

восстановления путей;

несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных

139

показателей и утверждения нового (измененного) рабочего проекта производства буровых работ͘

1332͘ Порядок проведения работ устанавливается для случаев консервации скважин с открытым стволом

и консервации скважин со спущенной (неперфорированной) колонной͘

1333͘ Для консервации скважин с открытым стволом необходимо:

а) спустить бурильные или насосно-компрессорные (НКТ) трубы до забоя скважины, промыть скважину и

довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных рабочим проектом производства

буровых работ;

б) поднять бурильные трубы или НКТ до уровня башмака последней обсадной колонны, верхнюю часть

колонны заполнить незамерзающей жидкостью;

в) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;

г) провести консервацию бурового оборудования;

д) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала

и окончания консервации скважины и организации-владельца;

е) при наличии в интервале необсаженного ствола доказанных или потенциально возможных источников

МПП их изоляция на период консервации ведется согласно требованиям пунктов 1302 и 1303 Правил͘ В

башмаке последней колонны устанавливается цементный мост высотой не менее 20 м͘

1334͘ Для консервации скважин со спущенной (неперфорированной) колонной необходимо:

а) спустить в скважину бурильные трубы или НКТ до глубины искусственного забоя;

б) обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с рабочим проектом

производства буровых работ, добавить ингибитор коррозии;

в) приподнять колонну труб на

50 м от забоя, верхнюю часть скважины

(0 - 50 м) заполнить

незамерзающей жидкостью;

г) дальнейшие работы проводить согласно подпунктам "в", "г" пункта 1336 настоящих Правил͘

Консервация скважин по окончании бурения

1335͘ Консервации подлежат все категории скважин по окончании бурения на срок до их передачи

заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ,

месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в

соответствии с проектной документацией строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды͘

1336͘ Для консервации скважин по окончании бурения необходимо:

а) заглушить скважину жидкостью, обработанную ингибиторами коррозии с параметрами,

установленными документацией, и спустить НКТ с "воронкой";

б) в интервал перфорации при необходимости закачивается специальная жидкость, обеспечивающая

сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

в) установить цементный мост в интервале, установленном документацией на консервацию, опрессовать

его избыточным давлением на давление опрессовки эксплуатационной колонны;

г) поднять НКТ выше кровли консервационного моста (интервала перфорации), верхнюю часть скважины

заполнить незамерзающей жидкостью;

д) устьевое оборудование защитить от коррозии (метод защиты определяется планом работ на

консервацию);

140

е) при коэффициенте аномалии давления равном или выше 1,1 в компоновку НКТ включить пакер и

клапан-отсекатель, НКТ оставляется в скважине;

ж) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;

з) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках); на ограждении укрепить табличку с

указанием номера скважины, месторождения, пользователя недр, срока консервации; выполнить планировку

около скважинной площадки;

и) необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается

документацией на консервацию͘

Консервация скважины в процессе эксплуатации

1337͘ В процессе эксплуатации подлежат консервации:

эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина

пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации - на срок до

восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается

техническим проектом разработки месторождения (залежи);

эксплуатационные скважины в случае прорыва газа из газовых шапок к забоям - на срок до проведения

ремонтно-изоляционных работ;

эксплуатационные скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных техническим

проектом разработки месторождения

(залежи), а также нагнетательные скважины при снижении

приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или

разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с техническим проектом

разработки месторождения (залежи) или проведения работ по увеличению приемистости;

эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на

срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения

водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации;

скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при

изменении цены на нефть (газ, конденсат и других) или изменении системы налогообложения, если временная

консервация, по заключению проектной организации, не нарушает процесса разработки месторождения;

эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в

перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях - на

срок, согласованный территориальным органом Ростехнадзора;

эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных

органов надзора и контроля - на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей

среды;

эксплуатационные скважины до строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды;

скважины, подлежащие капитальному ремонту путем забуривания боковых стволов͘

1338͘ До ввода эксплуатационных скважин в консервацию необходимо:

а) поднять из скважины оборудование (при консервации сроком более одного года по скважинам,

оборудованным глубинным скважинным оборудованием, поднимается подземное оборудование);

б) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации, при наличии аварийного

оборудования нормализовать забой до головы аварийного оборудования;

в) проверить герметичность осадных колонн и отсутствие заколонной циркуляции, при наличии

негерметичности, заколонной циркуляции ликвидировать их с восстановлением забоя или установить и

141

оставить цементные мосты с перекрытием на 20 метров ниже и выше интервалов негерметичности;

г) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на

колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое

противодавление на пласт; верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

д) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных

колонн не должен превышать трех лет, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный

срок, - не более пяти лет͘

1339͘ Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации,

возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются планом работ на консервацию скважины.

1340͘ Срок консервации скважин после эксплуатации без установки консервационного моста над

интервалом перфорации - 3 года͘ Срок консервации скважин после эксплуатации с установкой

консервационного моста над интервалом перфорации - 5 лет͘ Срок нахождения в бездействии скважины перед

консервацией при этом не учитывается͘ Продление срока консервации скважин устанавливается

пользователем недр или его представителем по согласованию с территориальным органом Ростехнадзора͘

1341͘ В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует

провести необходимые разобщения этих горизонтов͘

1342͘ При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита

колонн и устьевого оборудования от их воздействия͘

1343͘ Прекращение (в том числе досрочное) консервации скважин в процессе бурения или эксплуатации

осуществляется на основании плана работ по выводу скважины из консервации͘

План работ должен включать в себя:

цель вывода из консервации;

геолого-технические характеристики скважины, в том числе сведения о соответствии устьевого

оборудования требованиям промышленной безопасности;

мероприятия по приведению устьевого оборудования в соответствие с требованиями промышленной

безопасности;

геолого-технологическое задание на производство работ;

порядок производства работ;

мероприятия по охране окружающей среды͘

Акт на вывод скважины из консервации представляется в территориальный орган Ростехнадзора͘

LVII.IV. Дополнительные требования к ликвидации и консервации скважин

на месторождениях с высоким содержанием сернистого водорода (более

6%)

1344͘ При ликвидации скважин (с эксплуатационной колонной или без нее) продуктивный пласт должен

перекрываться цементным мостом по всей его мощности и на 100 м выше кровли͘

Если эксплуатационная колонна в ликвидированную скважину не спущена, то в башмаке последней

промежуточной колонны дополнительно должен устанавливаться цементный мост высотой не менее 100 м͘

1345͘ Изоляция продуктивного горизонта производится устанавливаемым в стволе тампонажным мостом

по всей его мощности, а также на 50 м выше кровли и 20 м ниже его подошвы, с предварительной кольматацией

и продавкой тампонажного высокопроникающего материала в пласт в объеме, обеспечивающем заполнение

трещин каверн и пустот, образованных в процессе эксплуатации за счет обработок призабойной зоны пласта

142

(гидроразрыв пласта, кислотные и прочие обработки), с оттеснением пластового флюида от ствола скважины

на расстояние не менее 5-кратного начального диаметра скважины.

1346͘ В случае, когда по техническим причинам невозможна установка тампонажного моста в интервале

продуктивного горизонта выше продуктивного горизонта устанавливается не менее 2-х флюидоупорных

изоляционных экранов и тампонажных мостов͘

1347͘ При наличии в разрезе скважины второстепенных залежей, линзообразных скоплений

углеводородов и рапоносных линз с аномально высоким пластовым давлением, доказанных общеизвестными

методами и способами в процессе бурения, геофизического исследования, испытания или эксплуатации

скважины, проводятся работы по их изоляции установкой цементного моста в интервале залегания такой

залежи, а также на 50 м выше кровли и 20 м ниже его подошвы͘

1348͘ При наличии муфт ступенчатого цементирования или стыковочных устройств в последней

спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале муфт или стыковки секций

должен быть установлен цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки͘

1349͘ При наличии в конструкции скважины аварийного ствола (стволов) производятся работы по его (их)

изоляции͘ При этом создается флюидоупорная покрышка (в основном стволе) выше зарезки основного

рабочего ствола в интервале породы-покрышки, расположенной в непосредственной к нему близости͘

Сообщение заколонного пространства с его колонным пространством достигается технологическим окном в

обсадной колонне (колоннах)͘

1350͘ При проведении работ в интервале продуктивного пласта и иных, в продукции которых содержится

сероводород, скважина должна быть заполнена обработанным буровым раствором-нейтрализатором

плотностью, обеспечивающей безопасное ведение работ͘

1351͘ Материал, используемый для тампонажных растворов, должен быть коррозионностойким и

соответствовать требованиям, предусмотренным рабочим проектом производства буровых работ для

цементирования обсадных колонн в интервалах пласта, содержащего сероводород͘

1352͘ Растворы, используемые для установки тампонажных покрышек и экранов, должны обладать

повышенной стойкостью в условиях агрессивных сред (пластовая вода, рапа) и проникающей способностью,

обеспечивающей проникновение в микрозазоры, микротрещины и в пласты с низкой проницаемостью͘ При

этом тампонажный камень должен обладать флюидоупорными свойствами͘

1353͘ По окончании ликвидационных работ устье скважины должно оборудоваться колонной головкой и

задвижкой высокого давления в коррозионностойком исполнении, а также отводами для контроля давлений

в трубном и межколонном пространствах͘ Вокруг устья скважины оборудуется площадка размером 2 x 2 м с

ограждением͘ На ограждении устанавливается металлическая табличка, на которой обозначается номер

скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения, а также надпись

"Опасно, сероводород!"͘

1354͘ После проведения ликвидационных работ через месяц, 6 месяцев и далее с периодичностью не

реже одного раза в год пользователем недр должен проводиться контроль давлений в трубном и

межколонном пространствах, а также контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на

содержание сероводорода͘ Результаты замеров оформляются соответствующими актами͘

1355͘ При появлении давления на устье скважины должны проводиться дополнительные изоляционные

работы по специальному плану, согласованному с проектной организацией и утвержденному пользователем

недр͘

1356͘ Консервация скважин достигается установкой тампонажных мостов͘ Интервалы установки

тампонажных мостов, количество мостов и требования к их прочности и другим свойствам определяются

документацией на консервацию скважин и планами консервационных работ, составленными с учетом

конкретных геолого-эксплуатационных характеристик и исходного технического состояния скважин͘

1357͘ При консервации скважины интервал перфорации или открытого ствола заполняется нейтральной

жидкостью, не приводящей к кольматации продуктивного пласта͘ После установки цементного моста трубное

143

Приложение N 1

к Федеральным нормам и правилам

в области промышленной безопасности

"Правила безопасности в нефтяной

и газовой промышленности",

утвержденным приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 12͘03͘2013 N 101

ТРЕБОВАНИЯ К СПЕЦИАЛЬНЫМ РАЗДЕЛАМ ПЛАНА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ

ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

1͘ План локализации и ликвидации последствий аварий (далее - ПЛА) должен быть составлен на каждый

ОПО или его взрывопожароопасный участок, цех или иное подразделение͘

2͘ В ПЛА должны предусматриваться:

2͘1͘ Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей͘

2͘2͘ Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией͘

2͘3͘ Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные

действия производственного персонала при возникновении аварий.

2͘4͘ Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий͘

2͘5͘ Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами͘

3͘ ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из специалистов, назначенных приказом по предприятию͘

ПЛА пересматриваются 1 раз в три года͘ При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в

ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения͘

4͘ ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при

наличии актов проверки:

состояния систем контроля технологического процесса;

состояния вентиляционных устройств;

наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических

средств для ликвидации аварий в их начальной стадии;

исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения͘

5͘ ПЛА должен содержать:

5͘1͘ Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном

объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за

выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации

аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений͘

5͘2͘ Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии͘

5͘3͘ Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии͘

145

5͘4͘ Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема)͘

5͘5͘ Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, необходимых для ликвидации

аварий, находящихся в аварийных шкафах

(помещениях), с указанием их количества и основной

характеристики͘

6͘ В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

6.1. Способы оповещения об аварии (например, сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь,

телефон), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии͘

6͘2͘ Действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуацию людей и проведение

предусмотренных мероприятий͘

6͘3͘ Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции

(при наличии)͘

6͘4͘ Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования,

аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ͘

6͘5͘ Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в

загазованную и опасную зоны͘

6͘6͘ Способы ликвидации аварий в начальной стадии͘ Первоочередные действия технического персонала

по ликвидации аварий (пожара), предупреждению увеличения их размеров и осложнений͘ Осуществление

мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий͘ Порядок взаимодействия с

газоспасательными и другими специализированными службами͘

7͘ Ознакомление с ПЛА производственно-технического персонала должно быть оформлено

документально в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте под роспись͘

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

8͘ Полные экземпляры ПЛА должны находиться в диспетчерской предприятия, у газоспасателей и в

службе промышленной безопасности предприятия, у руководителя структурного подразделения (цеха)͘

Оперативная часть ПЛА должна быть вывешена на рабочем месте, определенном руководителем объекта

(участка)͘

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

9͘ Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному

положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия͘

10͘ Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения

мероприятий ПЛА, кроме случаев, установленных настоящими Правилами, определяется организацией с

учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год͘

11͘ Результаты учебно-тренировочных занятий по плану ликвидации аварий должны заноситься в

журналы регистрации учебно-тренировочных занятий по ПЛА под роспись персонала участвующих в занятии͘

146

Приложение N 3

к Федеральным нормам и правилам

в области промышленной безопасности

"Правила безопасности в нефтяной

и газовой промышленности",

утвержденным приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 12͘03͘2013 N 101

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

Помещения и пространства

Класс

п/п

взрывоопасности

Закрытые помещения, в которых установлены открытые технические устройства, аппараты, емкости или имеются выходы для паров

Зона 0

нефти и легковоспламеняющихся газов (рис͘ 1), а также каналы, шахты, где возможны выход и накопление паров нефти или горючего

газа, огороженные подроторные пространства буровых установок (рис͘ 2, 5, 9).

Открытые пространства радиусом 1,5 м вокруг открытых технических устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный

Зона 0

нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис͘ 4), вокруг устья скважины (рис͘ 2), а также вокруг окончания

труб, отводящих попутные или другие легковоспламеняющиеся газы (рис͘ 8а).

Пространство внутри открытых и закрытых технических устройств и емкостей, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный

Зона 0

нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис͘ 1, 4, 7, 8).

Закрытые помещения для хранения шлангов для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей͘

Зона 0

Закрытые помещения, в которых установлены закрытые технологические устройства, оборудование, аппараты, узлы регулирующих,

Зона 1

контролирующих, отключающих устройств, содержащие нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, горючие газы, где образование

взрывоопасных смесей возможно только в случае поломки или неисправности оборудования͘ Закрытые помещения насосных для

сточных вод͘

Примечание: помещения, в которых размещаются буровые насосы с подпорными насосами, трубопроводами ЦС и манифольдом и нет

другого оборудования или аппаратов, могущих явиться источником взрывоопасных смесей, и которые отгорожены от других

взрывоопасных помещений классов 0 и 1 стеной, относятся к взрывобезопасным͘

149

Открытые пространства:

Зона 1

радиусом 1,5 м от зоны 0 по п͘ 2 (рис͘ 8а) и радиусом 3,5 м от зоны 0 (рис͘ 4);

вокруг любых отверстий (двери, окна и прочее) из помещений зон 0 и 1, ограниченные расстояниями 3 м во все стороны (рис͘ 1);

вокруг отверстий вытяжной вентиляции из помещений зон 0 и 1, ограниченные радиусом 3 м͘

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

Пространство под ротором, ограниченное цилиндром радиусом 3 м от оси скважины, на всю высоту до низа при открытом подроторном

Зона 2

пространстве (рис͘ 2, 3) вокруг фонтанной арматуры, ограниченные расстоянием 3 м во все стороны (рис͘ 5)͘

(в ред͘ Приказа Ростехнадзора от 12͘01͘2015 N 1)

Пространство вокруг буровой вышки, простирающееся во все стороны на высоту вышки для бурения скважин на море и

Зона 2

месторождениях, содержащих сернистый водород, в соответствии с параметрами, приведенными на рис͘ 2.

Пространство вокруг буровой вышки, при открытом и огражденном подроторными пространствами в соответствии с классом и

Зона 2

границами (рис͘ 3).

Примечание: помещение буровой лебедки, отделенное от подроторного пространства и буровой площадки стеной, является

взрывобезопасным͘

10.

Открытые пространства вокруг закрытых и открытых технических устройств, оборудования в соответствии с классом и границами зон

Зона 2

взрывоопасности на рис͘ 6, 7.

11.

Полузакрытые пространства, в которых расположена фонтанная арматура, в пределах ограждения͘

Зона 2

12.

Открытые пространства вокруг окончания отводов газов (паров) из закрытых технических устройств, емкостей, аппаратов в соответствии

Зона 2

с классом и границами зон взрывоопасности на рис͘ 8в.

13.

Полузакрытые пространства, в которых установлены технические устройства, оборудование, аппараты, узлы отключающих устройств,

Зона 2

содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах

ограждения͘

14.

Пространство вокруг агрегата для ремонта скважин в соответствии с параметрами на рис͘ 9.

Зона 2

150

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (ПРИКАЗ от 12 марта 2013 г. N 101) - часть 4