Правила в нефтегазовой промышленной отрасли

Производственный Комбинат, Промышленность, Энергоресурсы

ПРАВИЛА В

НЕФТЕГАЗОВОЙ

ПРОМЫШЛЕННОЙ

ОТРАСЛИ

СОДЕРЖАНИЕ.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ, СФЕРА ДЕЙСТВИЯ И ЦЕЛЬ ПРАВИЛ.

1.2. ОБЩИЕ ОРГАНИЗАЦИОННО–ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ.

1.3. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ.

1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРРИТОРИИ, ОБЪЕКТАМ, ПОМЕЩЕНИЯМ, РАБОЧИМ МЕСТАМ.

1.5. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ ИИНСТРУМЕНТУ.

1.6. ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ БУРОВЫХ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСТАНОВОК.

1.6.1. ОРГАНИЗАЦИОННО–ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ.

1.6.2. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ.

Таблица 1. Класс и территория взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых объектов.

1.7. ТРЕБОВАНИЯ К СТАЛЬНЫМ КАНАТАМ.

1.8. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НАРУШЕНИЕ ПРАВИЛ.

2.ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

2.2. ПРОЕКТИРОВАНИЕСТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

2.3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ И ВЫШКОМОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ.

2.4. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ.

2.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА.

2.6. КОНСТРУКЦИЯ И КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН.

2.7. БУРЕНИЕ.

2.7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

2.7.2. СПУСКО ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ.

2.7.3. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ.

2.7.4. КОМПОНОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН.

2.7.5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ И ОСЛОЖНЕНИЙ.

2.8. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗО–НЕФТЕ–ВОДО–ПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ.

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования.

2.10. Испытание колонн на герметичность.

2.11. Освоение и испытание законченных бурением скважин.

2.12. Особенности строительства и эксплуатации скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород.

3. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ДОБЫЧЕ, СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА.

3.1. Общие положения.

3.2. Проектирование обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

3.3. Оборудование, аппаратура, технологические процессы.

3.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.

3.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосами.

3.6. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами.

3.7. Эксплуатация скважин гидро–поршневыми и струйными насосами.

3.8. Эксплуатация нагнетательных скважин.

3.9. Исследование скважин.

3.10. Депарафинизация скважин, труб и оборудования.

3.11. Повышение нефте–газо–отдачи пластов и производительности скважин.

3.11.1. Общие положения.

3.11.2. Закачка химреагентов.

3.11.3. Нагнетание диоксида углерода.

3.11.4. Внутрипластовое горение.

3.11.5. Тепловая обработка.

3.11.6. Обработка горячими нефтепродуктами.

3.11.7. Обработка забойными электронагревателями.

3.11.8. Термогазохимическая обработка.

3.11.9. Гидравлический разрыв пласта.

3.12. Ремонт и освоение скважин.

3.13. Сбор и подготовка нефти и газа.

3.13.1. Общие требования.

3.13.2. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата.

3.13.3. Насосные, компрессорные станции, блочно–комплектные насосные станции.

3.13.4. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты).

3.13.5. Дополнительные требования для установок низкотемпературной сепарации газа.

3.13.6. Промысловые трубопроводы.

Таблица 2. Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом.

Таблица 3. Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов.

3.13.7. Резервуары.

3.13.8. Системы утилизации промстоков.

4. ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ.

4.1. Общие положения.

4.2. Требования к геофизической аппаратуре, кабелю и оборудованию.

4.3. Геофизические работы при строительстве скважин.

4.4. Геофизические работы при эксплуатации скважин.

4.5. Прострелочно–взрывные работы.

4.6. Ликвидация аварий при геофизических работах.

5. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРОВОДОРОДА.

5.1. Общие положения.

5.2. Требования к персоналу.

5.3. Требования к территории и производственным объектам.

5.4. Требования к оборудованию и механизмам.

Таблица 4а Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно–коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости от абсолютного давления (Р а б с), парциального давления сероводорода (Р ) и его концентрации (С ) многофазного флюида «нефть–газ–вода» с газовым фактором менее 890 нм3/м3

5.5. Требования к проектам на разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, строительство скважин.

5.6. Бурение и крепление скважин.

5.7. Промыслово–геофизические работы.

5.8. Освоение и гидродинамические исследования скважин.

5.9. Эксплуатация и ремонт скважин.

5.10. Сбор и подготовка нефти, газа и газового конденсата.

5.11. Контроль воздушной среды.

5.12. Средства защиты органов дыхания.

5.13. Режимность производственных объектов.

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ К УСТРОЙСТВУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ФАКЕЛЬНЫХ СИСТЕМ.

6.1. Общие положения.

6.2. Устройство факельных установок.

6.3. Требования к территории и сооружениям.

6.4. Требования к оборудованию, коммуникациям, средствам автоматизации.

6.5. Требования безопасности к эксплуатации факельных систем.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ПЛАНИРОВАНИЕ АВАРИЙНОЙ ГОТОВНОСТИ, ПРОЦЕСС.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В НАСТОЯЩИХ ПРАВИЛАХ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ СОСЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (м).

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, м.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН ВОКРУГ ИСТОЧНИКОВ ОБРАЗОВАНИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. СУТОЧНЫЙ ОТЧЕТ ПО БУРЕНИЮ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ ПЛАНОВ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1. ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ, СФЕРА ДЕЙСТВИЯ И ЦЕЛЬ ПРАВИЛ.

1.1.1. Настоящие Правила распространяются на субъекты Компании «ГазТрансНефть» осуществляющие разведку и разработку нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений, залежей–термальных вод, создание и эксплуатацию подземных газовых хранилищ в пористой среде, проектирование производства и технологических процессов нефтегазового комплекса, конструирование и изготовление оборудования, инструмента, контрольно–измерительных приборов (КИП), подготовку кадров для выполнения этих работ.

1.1.2. Целью настоящих Правил является обеспечение промышленной безопасности и противоаварийной устойчивости предприятия и объектов нефтегазодобывающего производства.

1.1.3. Правилами установлены требования к созданию системы управления и контроля за промышленной безопасностью производства; разработке, сооружению, изготовлению и использованию производственных объектов, технических средств, технологических процессов; определен порядок взаимодействия предприятия с органами и с предприятиями и организациями в области обеспечения промышленной безопасности, охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.

1.1.4. На основе и в соответствии с требованиями настоящих Правил предприятие разрабатывает (корректирует ранее действующие) технические условия, инструкции по безопасности труда по видам работ, профессиям; по эксплуатации оборудования и инструмента; о порядке на рабочем месте, пользовании средства микро –защиты и т.п., обеспечивающими безопасность труда в конкретных условиях на протяжении всего цикла работ.

1.1.5. При выполнении работ, не регламентированных настоящими Правилами (земляные, строительно–монтажные, погрузочно–разгрузочные, электрогазосварочные работы, перевозка и перемещение грузов, работы с вредными веществами, источниками ионизирующих излучений, ликвидации открытых фонтанов и др.), предприятие должно руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными Председателем всемирного верховного совета и совета безопасности.

1.1.6. Требования безопасности к оборудованию, техническим средствам и технологиям, в том числе импортным, вступают в силу с момента введения в действие настоящих Правил. Эксплуатация оборудования, инструмента, приборов и применение технологических процессов, разработанных, выпущенных, приобретенных по контрактам до выхода настоящих Правил, разрешаются при условии обеспечения в необходимых случаях дополнительных мер безопасности. В этих случаях предприятие должно разрабатывать планы поэтапного вывода их эксплуатации не соответствующих действующим Правилам. оборудования, инструмента, приборов и технологических систем после выработки ими установленных сроков эксплуатации.

1.1.7. На нефтегазодобывающих объектах, построенных и принятых в эксплуатацию до вступления в действие настоящих Правил, разрабатываются (при необходимости) компенсационные меры безопасности, которые должны быть согласованы с соответствующим территориальным органом по месту нахождения объекта надзора.

1.1.8. Изменения и дополнения настоящих Правил осуществляются после рассмотрения соответствующих предложений, оценки их эффективности и утверждения.

1.2. ОБЩИЕ ОРГАНИЗАЦИОННО–ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ.

1.2.1. Предприятие осуществляет свою деятельность по указанным в пунктах законопроектах и локально нормативных правовых актов.

1.2.2. Проекты на разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа в пористой среде, строительство скважин на шельфе морей, месторождениях, содержащих агрессивные пластовые флюиды, высоконапорные горизонты с коэффициентом аномальности более 1,3, продуктивные отложения на глубинах 4000 м и более, подлежат согласованию с учредителем предприятия.

1.2.3. Предприятие должно представлять соответствующим органам в установленном порядке, декларацию промышленной безопасности.

Декларация промышленной безопасности проектируемого объекта разрабатывается в составе проектной документации и уточняется или разрабатывается вновь при обращении на эксплуатацию опасного производственного объекта.

1.2.4. Уровень промышленной безопасности при проектировании производства, сооружаемых на базе комплектного импортного оборудования или оборудования, изготавливаемого по иностранном производстве, должен быть не ниже устанавливаемого на основании требований настоящих Правил.

1.2.5. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду–допуску.

Перечень таких работ, порядок оформления нарядов–допусков, а также перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами, утверждаются техническим руководителем предприятия. Производство работ повышенной опасности должно осуществляться в соответствии с инструкциями, устанавливающими требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденными техническим руководителем предприятия.

1.2.6. На взрывопожароопасных объектах должен быть разработан план ликвидации возможных аварий (ПЛА) согласно Приложению 9 настоящих Правил, в котором с учетом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, исключению загораний или взрывов, безопасной эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварии.

Последовательность операций при планировании готовности производственных объектов к действиям V аварийной ситуации и оценку достаточности предусмотренных мероприятий следует проводить в соответствии с Приложением 2 настоящих Правил.

1.2.7. Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляется в зависимости от установленных для субъекта промышленной Компании «ГазТрансНефть», предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе.

1.2.8. Буровое, нефтепромысловое, геологоразведочное оборудование, а также оборудование для трубопроводного транспорта и технологии применяются на территориях, согласованных с учредителем предприятия.

1.2.9. Все действующие и вновь вводимые в эксплуатацию объекты нефтегазодобывающего профиля должны быть снабжены трафаретами на хорошо просматриваемых местах с указанием наименования объекта, его номера или индекса (при наличии) и владельца.

1.2.10. Запрещается находиться посторонним лицам на территории производственного объекта, обозначенной в установленном на предприятии порядке, без разрешения руководителя работ или администрации.

1.2.11. Ликвидация и консервация скважин осуществляется в порядке, установленном «Инструкцией о порядке ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами».

1.2.12. Предприятие должно организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

Сведения об организации производственного контроля и о работниках, уполномоченных на его осуществление, представляются в территориальный орган, обеспечивающий государственный надзор на данной территории.

1.2.13. При разработке проектов на строительство скважин и обустройство нефтегазопромысловых объектов, предприятие должно осуществить анализ опасности и риска проектируемого объекта.

1.2.14. Предприятия обязаны заключать договора об обслуживании с профессиональными противофонтанными службами или создавать собственные аварийно–спасательные службы (формирования). Объем и номенклатура услуг по профилактике и ликвидации открытых фонтанов устанавливаются договором, заключаемым с учетом действующих отраслевых положений и норм пользователем недр (предприятием) с профессиональной противофонтанной службой (формированием) с учетом требований законодательных актов.

1.3. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ.

1.3.1. К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

1.3.2. Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ и «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятия.

1.3.3. Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированном учебном учреждении предприятия.

1 3.4. К руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности. Это положение распространяется также и на иностранных специалистов.

1.3.5. Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в том числе практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска к самостоятельной работе должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения в учебных заведениях, за теоретический курс обучения засчитывается подтвержденный диплом по соответствующей специальности в рамках образовательной программы (справка для практикантов), а за производственный –месячная стажировка на рабочем месте.

1.3.6. Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения и аттестации в соответствии с требованиями “Положения о порядке подготовки и аттестации работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, стажировки на рабочем месте, проверки практических навыков, проведения необходимого инструктажа согласно ГОСТ и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается предприятием, но не может быть менее двух недель.

1.3.7. Рабочие комплексных бригад, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

1.3.8. Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала в учебно–курсовых комбинатах (УКК) и других специализированных учебных заведениях.

1.3.9. Аттестация рабочих проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменении инструкций, относящихся к их рабочему месту и выполняемой работе, после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний.

1.3.10. Аттестация руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.

Руководящие работники, выполняющие работы на объектах, подконтрольных органам, должны пройти проверку знаний правил, норм и инструкций по безопасному ведению работ, устройству и безопасной эксплуатации оборудования в порядке, предусмотренном «Положением о порядке подготовки и аттестации работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты.

1.3.11. Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажей фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

1.3.12. На предприятиях должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными здравоохранением.

1.3.13. Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спец обувью, защитными касками (зимой – с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и анти–статичных материалов (типа «NОМЕХ III А»).

1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРРИТОРИИ, ОБЪЕКТАМ, ПОМЕЩЕНИЯМ, РАБОЧИМ МЕСТАМ.

1.4.1. Территория предприятия и размещение на ней сооружений, зданий, производственных объектов должны соответствовать проекту, разработанному с учетом требований. Территория предприятия, отдельных производственных объектов должна быть спланирована, ограждена (обозначена), застраиваться по генеральному плану. Режимность и характер охраны объектов определяется руководством предприятия.

1.4.2. Буровые, насосные и компрессорные станции, другие производственные объекты должны иметь надежное транспортное сообщение с базами материально–технического обеспечения и местами дислокации основных производственных служб предприятия.

1.4.3. На предприятиях, которые имеют подземные коммуникации (кабельные линии, нефте – газопроводы и т.д.), должны быть утвержденные руководством предприятия исполнительные схемы фактического расположения этих коммуникаций. Отклонения фактического расположения коммуникаций от проекта должны быть согласованы с разработчиком. Подземные коммуникации на местности обозначаются указателями, располагаемыми по трассе и в местах поворотов.

1.4.4. Трубопроводы в местах пересечения с автомобильными дорогами, переходами должны иметь знаки предупреждения об опасности. Трубопроводы в таких местах необходимо заключать в кожухи, оборудованные в соответствии с требованиями «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

1.4.5. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно–защитная зона, размеры которой определяются в соответствии с принятыми методическими рекомендациями. При наличии в продукции месторождений вредных примесей между промышленными объектами, добывающими, транспортирующими или перерабатывающими эту продукцию, и жилыми объектами должна быть установлена буферная зона, величина которой устанавливается при проектировании.

1.4.6. Отопление и вентиляция производственных, административных и бытовых зданий и помещений должны соответствовать нормам и правилам.

Категория зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности определяется предприятием на стадии проектирования в соответствии с действующей методикой.

1.4.7. Производственные объекты (цех, участок, установка и т.п.) должны вводиться в эксплуатацию в порядке, установленном действующим законодательством.

1.4.8. Персонал производственных объектов в зависимости от условий работы и принятой технологии производства должен быть обеспечен соответствующими средствами индивидуальной и коллективной защиты. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, предприятия.

1.4.9. На рабочих местах, а также в местах, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. На рабочих местах должны быть инструкции по безопасности труда по профессиям и видам работ, инструкции по пожарной безопасности, эксплуатации оборудования, агрегатов и т.п.

1.4.10. Контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровней шума, и вибрации, других вредных производственных факторов на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, а также “Положения о порядке проведения аттестации рабочих мест по условиям труда”.

1.4.11. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

1.4.12. Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены.

Искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок», и строительных норм.

1.4.13. В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ на открытых площадках – аварийное при эвакуационное освещение.

Светильники рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимых источников. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного)освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами. Выбор вида освещения производственных и вспомогательных помещений должен производиться с учетом максимального использования естественного освещения.

1.4.14. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений, систем освещения.

1.4.15. Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов – 0,75 м. Для передвижных и блочно–модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0,5 м.

1.4.16. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м лестницами с перилами.

1.4.17. Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60 (у резервуаров – не более50), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестниц для переноса тяжестей – не менее 1 м–Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2–5.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.

1.4.18. Лестницы тоннельного типа должны быть металлическими шириной не менее 60 см и иметь предохранительные дуги радиусом 35–40 см, скрепленные между собой полосами. Дуги располагаются на расстоянии не более 80 см одна от другой. Расстояние от самой удаленной точки дуги до ступеней должно быть в пределах70–80 см.

Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками, установленными на расстоянии не более 6 м по вертикали одна от другой.

Расстояние между ступенями лестниц тоннельного типа и лестниц–стремянок должно быть не более 35 см.

1.4.19. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости.

На площадках обслуживания, выполненных до выхода настоящих Правил, допускается просверливание отверстий диаметром не менее 2 см по периметру настила площадки, при этом расстояние между отверстиями должно быть не менее 25 см.

1.4.20. Работы, связанные с опасностью падения работающего с высоты, должны проводиться с применением предохранительного пояса.

1.4.21. Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже двух раз в год статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода–изготовителя, специальной комиссией с оформлением акта. При отсутствии таких данных в инструкции по эксплуатации испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.

1.4.22. Для пожаро–взрывоопасных производств (установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.) применение деревянных настилов запрещается.

1.4.23. Все потенциально опасные места объектов нефте–газодобычи (открытые емкости, трансмиссии и т.п.) должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон.

Открывать дверцы ограждений или снимать ограждения следует после полной остановки оборудования или механизма. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки на место и надежного закрепления всех съемных частей ограждения.

1.4.24. Высота перильных ограждений должна быть не менее 1,25 м (для приводных ремней не менее 1,5 м), высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек – не более 2,5 м.

При использовании перильных ограждений для приводных ремней с внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щиты. Допускается использование перильных ограждений для закрытия доступа к движущимся частям оборудования и механизмов, если имеется возможность установки ограждений на расстоянии более 35 см от опасной зоны.

1.4.25. Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не менее 1,8 м. Механизмы высотой менее 1,8 м ограждают полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30х30 мм. Сетчатое ограждение должно иметь металлическую оправу (каркас).

1.5. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ ИИНСТРУМЕНТУ.

1.5.1. Оборудование, инструмент и контрольно–измерительные приборы должны соответствовать требованиям «Положения о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования для магистрального трубопроводного транспорта и технологических процессов», и “Требованиям безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности”.

1.5.2. Эксплуатация оборудования, инструмента, контрольно–измерительных приборов должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными заводом–изготовителем. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируется в соответствии с технической документацией предприятий–изготовителей.

1.5.3. Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

1.5.4. Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы регулирования и противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

1.5.5. На грузоподъемных машинах и механизмах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования и грузоподъемность. На сосудах, работающих под давлением, паровых котлах должно быть обозначенное разрешенное давление.

1.5.6. Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу(эксплуатации), обеспечивающих его нормальную работу.

1.5.7. Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, в проекте необходимо предусматривать меры по ее снижению, исключению возможности значительного (аварийного) перемещения, сдвига, разрушения оборудования и разгерметизации систем.

1.5.8. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного, модернизированного, капитально отремонтированного оборудования осуществляется в соответствии с положением, разработанным предприятием.

1.5.9. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации.

1.5.10. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с ГОСТ.

1.5.11. При пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов и т.п.) должны предусматриваться меры по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, контроль за эффективностью продувки и т.д.), а также пробок в результате гидра–то–образования или замерзания жидкостей.

1.5.12. На металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ «Заземление».

1.5.13. Открытые движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов и т.п. ограждаются или заключаются в кожухи. Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении. Соответствующее требование устанавливается техническими заданиями на разработку и изготовление оборудования.

Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа.

Конструкция и крепление ограждения должны исключать возможность не преднамеренного соприкосновения, работающего с ограждаемым элементом.

Оборудование, арматура с источниками ионизирующего излучения должны быть оснащены защитными экранами в соответствии с требованиями ГОСТ.

1.5.14. Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна исключать возможность ожогов.

1.5.15. Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны быть максимально приближены к насосу (компрессору) и находиться в удобной и безопасной для обслуживания зоне.

1.5.16. На запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах, должны быть указатели положений «Открыто» и «Закрыто».

Запорная арматура, расположенная в колодцах, камерах или траншеях (лотках), должна иметь удобные приводы, позволяющие открывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец или траншею (лоток).

1.5.17. На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна предусматриваться установка обратного клапана или другого устройства для предотвращения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении и, при необходимости, предохранительного клапана.

1.5.18. Насосы, применяемые для нагнетания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны оснащаться средствами предупредительной сигнализации о нарушениях параметров работы, влияющих на безопасность. Предельные значения параметров безопасной работы должны быть установлены технологическими регламентами и инструкциями по эксплуатации оборудования.

1.5.19. Нагнетательные трубопроводы после их монтажа, а также после ремонта с применением сварки должны быть спрессованы в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

1.5.20. Лебедки, краны и другие грузоподъемные механизмы должны иметь ограничители грузоподъемности, а также надежные тормозные устройства и фиксаторы, не допускающие самопроизвольного движения груза и самого механизма. Это требование не распространяется на ручные тали (лебедки).

1.5.21. В комплекте оборудования, механизмов должны быть предусмотрены специальные приспособления или устройства для замены быстроизнашивающихся и сменных деталей и узлов, обеспечивающие удобство и безопасность работы.

1.5.22. В крепежных узлах и деталях машин и оборудования должны быть предусмотрены приспособления (контргайки, шплинты, клинья и др.), предотвращающие во время работы самопроизвольное раскрепление и рассоединение. Необходимость применения и тип приспособлений определяется проектно–конструкторской документацией.

1.5.23. Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления и приборы), а также с превышением рабочих параметров выше паспортных запрещается.

1.5.24. Решение о выводе из эксплуатации оборудования, инструмента, контрольно–измерительных приборов должно приниматься с учетом показателей физического износа, коррозии или результатов дефектоскопии.

Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются разработчиком или предприятием–изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации.

Предприятие имеет право самостоятельного проведения работ по освидетельствованию, испытанию и продлению сроков службы принадлежащего им оборудования в рамках внутреннего контроля промышленной безопасности при наличии специально оснащенных лабораторий, соответствующих методик и согласования сроков продления с местными органами.

1.5.25. Ремонт оборудования должен проводиться только после его отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

1.6. ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ БУРОВЫХИ, НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСТАНОВОК.

1.6.1. ОРГАНИЗАЦИОННО–ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ.

1.6.1.1. Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП), “Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (ПТБЭ).

1.6.1.2. Ячейки распредустройства буровых установок, рассчитанных на напряжение 6 к В, должны быть оборудованы блокировкой, исключающей возможность:

– Проведения операции с разъединителем при включенном масляном выключателе или высоковольтном контакторе;

– Включения разъединителя при открытой задней двери ячейки;

– Открывания задней, двери: при включенном разъединителе.

1.6.1.3. Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной линии электропередачи напряжением 6–10 к В (при наибольшем его отклонении) до помещения насосной, бытовых и других сооружений буровой установки должно быть не менее 2 м, а для воздушных линий напряжением до 1 к В – не менее 1,5 м.

1.6.1.4. Пересечение воздушных линий электропередачи с растяжками вышки не допускается.

1.6.1.5. Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть выполнены в соответствии с п. 1.5.12 настоящих Правил и заземлены, занулены в соответствии с требованиями ПУЭ.

1.6.1.6. Для определения технического состояния заземляющего устройства должны проводиться:

– Внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

– осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (выявление обрывов и неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов;

– измерение сопротивления заземляющего устройства (с составлением акта);

– проверка цепи «фаза–ноль»;

– проверка надежности соединений естественных заземлителей;

– выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства, находящегося в земле.

1.6.1.7. Ремонт оборудования с приводом от электродвигателя можно проводить только после выполнения организационных и технических мероприятий, исключающих возможность случайного включения электропривода.

1.6.1.8. Для обеспечения ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки со снятием напряжения на вводе каждой питающей линии следует предусматривать линейный разъединитель.

1.6.1.9. Каждая буровая установка, взрыво– и пожароопасный объект при добыче, сборе и подготовке нефти, газа и газового конденсата, ремонте скважин на нефть и газ должны быть обеспечены переносными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении.

1.6.1.10. Обслуживание электроприводов буровых установок должен осуществлять электротехнический персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже IV.

1.6.1.11. Одиночно установленное оборудование должно иметь самостоятельные заземлители или присоединяя к общей заземляющей магистрали установки при помощи отдельного заземляющего провода. Запрещается последовательное включение в заземляющую шину нескольких заземляемых объектов.

1.6.1.12. Молние–защита нефтепромысловых объектов должна осуществляться в соответствии с требованиями инструкции по устройству молние–защиты зданий и сооружении.

1.6.1.13. Для организации безопасного обслуживания электроустановок должны быть четко определены и оформлены распоряжением руководства предприятия территория обслуживания их электротехническим персоналом и назначены ответственные по электрохозяйству предприятия и его структурных подразделений.

1.6.1.14. Персонал, допускаемый к работе с электротехническими установками, электрифицированным инструментом или соприкасающийся по характеру работы с машинами и механизмами с электроприводом, должен иметь группу по электробезопасности в соответствии с ПТБЭ и ПЭЭП.

1.6.2. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ.

1.6.2.1. Классификация взрывоопасных зон помещений и открытых пространств объектов нефтегазового комплекса производится на основании следующих критериев:

– Зона 0 – пространство, в котором постоянно или в течение длительного периода времени присутствует взрывоопасная смесь воздуха или газа.

– Зона 1 – пространство, в котором при нормальных условиях работы возможно присутствие взрывоопасной смеси воздуха или газа.

– Зона 2 – пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси воздуха или газа, а в случае ее появления эта смесь присутствует в течение непродолжительного периода времени.

Примечание. Сопоставимость этой классификации с международными стандартами и классами взрывоопасны зон по ПУЭ приводится в приложении 7 настоящих Правил.

1.6.2.2. Класс и территория взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых объектов вводится в таблице 1 и приложении 7 настоящих Правил.

Таблица 1 Класс и территория взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых объектов.

№ п/п	. Помещения и пространства	Класс взрывоопасности
1.	Закрытые помещения, в которых установлены открытые технические устройства, аппараты, емкости или имеются выходы для паров нефти и легковоспламеняющихся газов (рис. 1), а также каналы, шахты, где возможны выход и накопление паров нефти или горючего газа, огороженные под роторные пространства буровых установок (рис. 2, 5, 9)	Зона 0
2.	Открытые пространства радиусом 1,5 м вокруг открытых технических устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества (рис. 4), вокруг устья скважины (рис. 2), а также вокруг окончания труб, отводящих попутные или другие легковоспламеняющиеся газы (рис. 8а)	Зона 0
3.	Пространство внутри открытых и закрытых технических устройств и емкостей, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы, другие легковоспламеняющиеся вещества (рис. 1, 4, 7, 8)	Зона 0
4.	Закрытые помещения для хранения шлангов для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей	Зона 0
5.	Закрытые помещения, в которых установлены закрытые технологические устройства, оборудование, аппараты, узлы регулирующих, контролирующих, отключающих устройств, содержащие нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, горючие газы, где образование взрывоопасных смесей возможно только в случае поломки или неисправности оборудования. Закрытые помещения насосных для сточных вод. Примечание. Помещения, в которых размещаются буровые насосы с подпорными насосами, трубопроводами ЦС и манифольдом и нет	Зона 1
. . . . . .	другого оборудования или аппаратов, могущих явиться источником взрывоопасных смесей, и которые отгорожены от других взрывоопасных помещений классов 0 и 1 стеной, относятся к взрывобезопасным	. . . . . .
6.	Открытые пространства: радиусом 1,5 м от зоны 0 по п. 2 (рис. 8а) и радиусом 3,5 м от зоны 0 (рис. 4); вокруг любых отверстий (двери, окна и пр.) из помещений зон 0 и 1, ограниченные расстояниями 3 м во все стороны (рис. 1); вокруг отверстий вытяжной вентиляции из помещений зон 0 и 1, ограниченные радиусом 3 м; вокруг фонтанной арматуры, ограниченные расстоянием 3 м во все стороны (рис. 5)	Зона 1 Зона 2 Зона 2 Зона 2
7.	Пространство под ротором, ограниченное цилиндром радиусом 3 м от оси скважины, на всю высоту до низа при открытом под роторном пространстве (рис. 2, 3)	Зона 2
8.	Пространство вокруг буровой вышки, простирающееся во все стороны на высоту вышки для бурения скважин на море и месторождениях, содержащих сероводород в соответствии с параметрами, приведенными на рис. 2.	–
9.	Пространство вокруг буровой вышки, при открытом и огражденном под роторными пространствами в соответствии с классом и территорией (рис. 3). Примечание. Помещение буровой лебедки, отделенное от под роторного пространства и буровой площадки стеной, является взрывобезопасным	–
10.	Открытые пространства вокруг закрытых и открытых технических устройств, оборудования в соответствии с классом и территорией зон взрывоопасности на рис. 6, 7	–
11.	Полузакрытые пространства, в которых расположена фонтанная арматура, в пределах ограждения	Зона 2
12. . . .	Открытые пространства вокруг окончания отводов газов (паров) из закрытых технических устройств, емкостей, аппаратов в соответствии с классом и территорией зон взрыве–опасности на рис. 8	– . . .
13.	Полузакрытые пространства, в которых установлены технические устройства, оборудование, аппараты, узлы отключающих устройств, содержащих нефть, буровой раствор, обработанный нефтью, нефтяные газы или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах ограждения	Зона 2
14.	Пространство вокруг агрегата для ремонта скважин в соответствии с параметрами на рис. 9.	–

1.6.3. Электрооборудование (машины, аппараты, устройства), контрольно–измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2, должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрыво–защиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрыво–защиты – категории и группе взрывоопасной смеси.

1.6.4. Установка во взрывоопасных зонах классов 0, 1, 2взрывозащищенного электрооборудования, не имеющего маркировки по взрыво–защите, изготовленного неспециализированными предприятиями или

отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрыво–защиту, без письменного разрешения аккредитованной в установленном порядке испытательной организации не допускается.

1.6.5. На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования иностранного производства должно представляться свидетельство (сертификат) о его соответствии действующим нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне.

1.6.6. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрыво–защиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не допускается.

1.7. ТРЕБОВАНИЯ К СТАЛЬНЫМ КАНАТАМ.

1.7.1. Стальные канаты, применяемые для оснастки грузоподъемных механизмов, а также используемые в качестве грузовых, несущих, тяговых и стропов, должны отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов», “Стропы грузовые общего назначения. Требования к устройству и эксплуатации”. Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должен применяться канат талевый по ГОСТ.

К канатам должен прикладываться сертификат (свидетельство) предприятия – изготовителя.

Применение грузового, несущего, тягового канатов в качестве талевого запрещается.

1.7.2. При строительстве скважин коэффициент запаса прочности талевого каната (отношение разрывного усилия каната к силе натяжения ходового конца талевого каната) должен быть не менее трех. Как исключение при спуске тяжелых обсадных колонн и производстве аварийных работ допускается снижение этого коэффициента до двух.

1.7.3. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с за плеткой свободного конца каната или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не менее шести диаметров каната.

1.7.4. За состоянием каната должен быть установлен контроль. Частота осмотров каната устанавливается в зависимости от характера и условий работы. Выбраковка и замена канатов производится в соответствии с критериями, установленными «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».

1.7.5. Применять срощенные канаты для, оснастки талевой системы буровой установки, агрегатов для освоения и ремонта скважин, а также для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек, грузоподъемных стропов, удерживающих, рабочих и страховых канатов запрещается.

1.7.6. Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается.

Резку канатов следует производить с использованием специальных приспособлений.

1.8. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НАРУШЕНИЕ ПРАВИЛ.

1.8.1. Предприятие несет ответственность за невыполнение требований промышленной безопасности объекта на всех стадиях жизненного цикла объекта, включая проектирование, строительство, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию.

1.8.2. Ответственность предприятия за необеспечение промышленной безопасности, охраны труда работников, защиты окружающей среды устанавливается действующим законодательством.

1.8.3. Охрану недр, профилактику флюидо–проявлений из ликвидированных скважин обеспечивает недро–пользователь.

1.8.4. Руководящие работники и специалисты на предприятии, а также работники, виновные в нарушении настоящих Правил, несут ответственность в порядке, установленном законодательством.

1.8.5. Рабочие несут ответственность в установленном законом порядке за нарушение требований инструкций, относящихся к их рабочему месту и выполняемой ими работе.

1.8.6. Ответственность за необеспечение сохранности, исправности и применения средств индивидуальной защиты, аварийной и пожарной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях несет должностное лицо, назначенное администрацией предприятия.

Ответственность за неприменение или за применение не по назначению средств индивидуальной защиты несет непосредственно работник.

2. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

2.1.1. Основным документом на строительство скважин является проект, разработанный в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Строительство скважины может быть начато только при наличии утвержденного в установленном порядке проекта.

2.1.2. Допускается строительство скважин по привязке к действующему проекту на идентичных по геолого–техническим условиям площадях и месторождениях при разнице проектных глубин не более 400 м.

2.1.3. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередач, магистральных нефте–газопроводов, водозаборных и других промышленных и гражданских объектов.

2.1.4. Зарубежные техника и технологии, выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве скважин, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими иностранными, и включены в состав проекта или дополнений к нему и при наличии технической документации предприятие–разработчиков.

2.2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

2.2.1. Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (владельцем лицензии на разработку месторождения) с учетом требований проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы)разработки месторождения.

2.2.2. Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, результаты исследований, выполненных при бурении опорно–технологических и поисково–разведочных скважин, обеспечивать охрану недр, окружающей среды и надежность скважины на стадии строительства и в процессе эксплуатации.

2.2.3. Проект должен содержать следующие данные:

2.2.3.1. Географическую и климатическую характеристику района работ;

2.2.3.2. Горно–геологические условия бурения;

2.2.3.3. Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидро–разрыва, ожидаемых давлений на устье при газонефтеводопроявлениях, обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора;

2.2.3.4. Исходные данные для расчета обсадных и лифтовых колонн, итоговые таблицы компоновок с коэффициентами запаса прочности и типы резьбовых соединений;

2.2.3.5. Способ и оптимальные режимы бурения, тип породо–разрушающего инструмента, скорость спуско–подъемных операций бурильных и обсадных колонн и параметры буровых растворов;

2.2.3.6. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и диаметра замковых соединений;

2.2.3.7. Гидравлическую программу промывки скважины, обеспечивающую оптимальную очистку забоя и ствола скважины от выбуренной породы при минимальных гидравлических потерях. Скорость истечения струи из насадок долота устанавливается в процессе исследований при бурении на данной площади;

2.2.3.8. Тип тампонажного материала, свойства его камня и раствора (растекаемость, водоотдача, начало загустевания и схватывания, проницаемость, прочность, стойкость к агрессивным средам), способ и гидравлическую программу цементирования, исходя из горно–геологических условий;

2.2.3.9. Регламент контроля за процессом цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора;

2.2.3.10. Объем исследования стратиграфического разреза в процессе бурения для уточнения пластовых давлений и состава флюида.

2.2.3.11. Технологию вторичного вскрытия пластов (перфорации) и типы используемых для этого аппаратов;

2.2.3.12. Способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого–геофизических исследований;

2.2.3.13. Схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, их технические характеристики и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами;

2.2.3.14. Обоснование типа буровой установки. Параметры буровой установки должны соответствовать ГОСТ. При этом нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» для наибольшей расчетной массы бурильной колонны, 0,9 – для наибольшей расчетной массы обсадной колонны, «единицы» – от величины, указанного параметра при ликвидации прихватов;

2.2.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды – описание технологических процессов и перечень технических средств по очистке и утилизации производственных отходов, повторному использованию сточных вод, безопасному их сбросу в объекты природной среды, нейтрализации отрицательного воздействия отработанного бурового раствора и шлама на окружающую среду при их захоронении;

2.2.3.16. Геолого–технический наряд на строительство скважины;

2.2.3.17. Тип и размеры фундаментов под буровую установку, которые определяются исходя из нагрузки на основание, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для данного грунта;

2.2.3.18. Средства защиты персонала и состав КИП, в т. ч. для контроля состояния воздушной среды при вскрытии продуктивных горизонтов с агрессивными флюидами;

2.2.3.19. Объем запаса бурового раствора;

2.2.3.20. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений;

2.23.21. Укомплектованность средствами малой механизации, противопожарным инвентарем;

2.2.3.22. Методы оценки состояния обсадных колонн и периодичность испытаний.

2.2.4. Изменение проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию между заказчиком проекта, подрядчиком и проектировщиком в установленном порядке. Исключения составляют лишь аварийные ситуации, когда решение об отклонении от проекта принимает руководство предприятия. Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.

2.3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ И ВЫШКОМОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ.

2.3.1. Подготовительные и вышкомонтажные работы могут быть начаты при наличии утвержденного проекта на строительство скважины и выдаче вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение.

2.3.2. При строительстве скважин на плодородных землях и землях активного сельхоз пользования в процессе проведения подготовительных работ к монтажу бурового оборудования необходимо снимать и отдельно хранить плодородный слой для последующей рекультивации в соответствии с требованиями ГОСТ.

2.3.3. Площадки для буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора.

2.3.4. К демонтажу буровой установки на электроприводе разрешается приступать после получения письменного подтверждения работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, об отключении ее от электросети.

2.3.5. Проект на транспортирование крупного блока с вышкой или отдельно вышки в вертикальном положении утверждается руководством предприятия. Работа выполняется под руководством ответственного специалиста–вышко–монтажника.

В проекте должны быть:

1)Указаны способы транспортировки оборудования;

2)Определена трасса передвижения оборудования и пути движения поддерживающей техники;

3)Предусмотрены способы для преодоления рвов, оврагов, вырубки леса, выравнивания трассы, перехода через дороги, линии электропередач;

4)Определено количество техники – основной и вспомогательной;

5)Определено количество и расстановка членов бригады, участвующих в транспортировке оборудования, предусмотрено участие представителя организации, эксплуатирующей ЛЭП (в случае ее пересечения).

2.3.6. Запрещаются работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт, а также передвижение вышек в вертикальном положении в ночное время, при ветре свыше 8 м/с, во время грозы, ливня и сильного снегопада, при гололедице, тумане с горизонтальной видимостью менее 100 м, при температуре воздуха ниже пределов, установленных в соответствии с п. 1.2.8 настоящих Правил.

2.3.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим, не занятым выполнением общей раб, демонтаж буровой вышки при наличии давления на устье скважины запрещается. Передвижение вышечно–лебедочного блока на очередную позицию при кустовом бурении осуществляется в соответствии с Инструкцией по одновременному производству буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте.

2.4. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ.

2.4.1. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше 4000 м оснащаются автоматами спуско–подьемных операций.

Буровые установки оснащаются оснащаются верхним приводом:

1)при бурении скважин с глубины более 4500 м;

2)при вскрытии пласта с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;

3)при наборе угла с радиусом кривизны менее 30м в наклонно направленных скважинах;

4)при бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной более 3000 м.

2.4.2. Оснащенность буровых установок светильниками должна обеспечить освещенность:

1)Роторного стола – 100 л к,

2)пути движения талевого блока – 30 л к,

3)помещения лебедочного и насосного блоков, пре–вен–тора– 75 л к,

4)лестниц, маршей, сходов, приемного моста – 10 л к.

2.4.3. Вновь создаваемые и закупаемые по импорту буровые установки для строительства нефтяных и газовых скважин должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.

2.4.4. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика, пуск буровых насосов в работу – с местного поста, а регулирование их работы и остановка – с пульта бурильщика и местного поста.

2.4.5. Работы на приемном мосту буровой по затаскиванию и выбросу труб, по обслуживанию гидравлических блоков буровых насосов должны быть механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту – дистанционным.

2.4.6. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза на весу. С пульта управления лебедкой оператору должен быть обеспечен обзор места работы и перемещения груза. При невозможности выполнения этого требования устанавливается дублирующий пульт.

2.4.7. Буровая установка должна быть укомплектована:

1)Ограничителем высоты подъема талевого блока;

2)Ограничителем допускаемой грузоподъемности лебедки;

3)Блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10–15 % выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

4)станцией(приборами) контроля параметров бурения;

5)приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной – не менее 2 м и стеллажами.

Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25м:

1)системой приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

2)механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

3)емкостями для запаса бурового раствора;

4)устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмо–систему управления буровой установки;

5)успокоителем ходового конца талевого каната;

6)системами обогрева рабочих мест;

7)блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР.

2.4.8. На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность выполнения требований п. 2.8.6 настоящих Правил.

2.4.9. Все закрытые помещения буровой установки оборудуются приточно–вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания строительства скважины должен быть постоянным. При достижении 20% от нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами должен включаться предупредительный сигнал, а при достижении 50%предела – должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов.

2.4.10. Конструкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность:

a)Монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;

b)Установки стола ротора на уровне пола буровой;

c)Рационального размещения:

d)Средств автоматизации, механизации и пультов управления;

e)Обогреваемого подсвечника со стоком раствора;

f)воздухо–, масло–, топливо проводов и средств системы обогрева;

g)механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;

h)механизма по изменению положения машинных ключей по высоте;

i)механизма крепления страховых и рабочих канатов машинных ключей;

j)шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб.

2.4.11. Работы по установке ведущей трубы и УБТ в шурф должны быть механизированы.

2.4.12. Вышки (кроме мобильных буровых установок) должны быть оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручной расстановке свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае аварийной обстановки. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечить эвакуацию верхового рабочего за пределы внутри вышечного пространства.

2.4.13. Вышки должны оснащаться лестницами–стремянками с устройством инерционного или другого типа для безопасного подъема и спуска верхового рабочего или лестницами тоннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м или маршевыми лестницами до балкона верхового рабочего с переходными площадками через каждые6 м, а выше – лестницей тоннельного типа или лестницей–стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска.

2.4.14. На буровых насосах должны устанавливаться компенсаторы давления, заполняемые воздухом или азотом, при этом необходимо осуществлять контроль за давлением в компенсаторе.

2.4.15. Буровые насосы надежно крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока, а нагнетательный трубопровод – к блочным основаниям и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предотвращения эрозионного износа.

2.4.16. В системе управления автоматическим ключом должна предусматриваться возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.

2.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА.

2.5.1. Порядок организации и проведения, планово–предупредительного ремонта бурового и энергетического оборудования устанавливается Положением, разрабатываемым предприятием, эксплуатирующим оборудование.

2.5.2. Пневматическую систему буровой установки (трубопроводы, краны) на заводах–изготовителях необходимо подвергать испытаниям на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза, а после монтажа и ремонта на буровых – на давление, превышающее рабочее в 1,25 раза, но не менее чем на 3 кгс/см2 (0,3МПа).

2.5.3. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышке, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение.

2.5.4. Буровой насос должен иметь предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем на 10–15% рабочее давление насоса при соответствующем диаметре цилиндровых втулок.

2.5.5. Конструкция предохранительного устройства должна обеспечивать надежное его срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с химически обработанным буровым раствором с высоким содержанием твердой фазы, длительности воздействия отрицательных температур воздуха, а также исключать загрязнение оборудования и помещения при срабатывании.

2.5.6. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать:

1)возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

2)полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом.

Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями ЦС должны быть запорные устройства.

2.5.7. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим (при контроле за давлением). Выкид от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. На буровых установках с регулируемым приводом насоса установка пусковых задвижек необязательна, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.

2.5.8. Нагнетательный трубопровод буровых насосов и стояк после изготовления, ремонта подлежат гидравлическому испытанию на максимальное рабочее давление насоса поп. 1.5.21 настоящих Правил. Испытание трубопроводов буровыми насосами запрещается.

2.5.9. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не менее 12,5 мм с петлями через каждые 1,0–1,5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и корпусу вертлюга.

2.5.10. Ходовой и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.

2.5.11. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12,5 мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешивания машинных ключей должны быть ограждены.

2.5.12. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим – к основанию вышечного блока или ноге вышки в соответствии с требованием п. 1.7.3настоящих Правил. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5–10 см.

2.5.13. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям проекта и техническим условиям эксплуатации буровой установки.

2.5.14. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте.

На этой табличке должны быть указаны:

1)Дата изготовления;

2)завод–изготовитель;

3)заводской номер вышки (буровой установки);

4)грузоподъемность(номинальная) вышки;

5)сроки следующего испытания (проверки технического состояния) вышки.

2.5.15. Проверку технического состояния вышек и их испытание рекомендуется осуществлять в соответствии с «Инструкцией по проверке технического состояния вышек и буровых установок», «Инструкцией по испытанию буровых вышек в промысловых условиях», «Инструкцией по применению неразрушающего способа испытания буровых вышек в промысловых условиях» и «Методическими указаниями по проведению обследования буровых установок с истекшим сроком службы».

2.5.16. Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном действующими нормативными документами.

При этом необходимо:

2.5.16.1. Спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска технической колонны (кондуктора). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

2.5.16.2. Загерметизировать за трубное пространство скважины с помощью превенторной установки;

2.5.16.3. Ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;

2.5.16.4. Уложить крюк и талевый блок (крюко–блок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедки;

2.5.16.5. Спустить воздух из пневмо системы буровой установки;

2.5.16.6. Слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны;

2.5.16.7. Обесточить буровую установку (при дизельном приводе – перекрыть топливо провод);

2.5.16.8. Обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины;

2.5.16.9. Дополнительные требования к временной консервации объекта, с учетом региональных особенностей и сезонно–климатических условий, устанавливаются инструкцией, разработанной и согласованной предприятием в установленном порядке.

2.6. КОНСТРУКЦИЯ И КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН.

2.6.1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

1)Максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

2)Применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефте–отдачи пластов;

3)Условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

4)Получение необходимой горно–геологической информации по вскрываемому разрезу;

5)Условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидо содержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

6)максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

2.6.2. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидро–разрыва (поглощения)пластов прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

2.6.3. Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин приведена ниже:

номинальный диаметр обсадных труб:
114	140	168	273	324
127	146	178	299	340
.	.	194	.	351
.	.	219	.	377
.	.	245	.	426
*разность диаметров, мм**
15	20	25	35	39–45

* Отклонения от указанных величии должны быть обоснованы в проекте.

2.6.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины.

При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы.

Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:

1)Герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;

2)Противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности;

3)Противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.

2.6.5. Стандарты и технические условия на обсадные трубы, а также коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн подлежат согласованию с Госнадзором.

2.6.6. Направления и кондукторы цементируются до устья.

В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

1)Продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

2)Продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т. ч. с непромышленными запасами;

3)Истощенные горизонты;

4)Водоносные проницаемые горизонты;

5)Горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

6)интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;

7)интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.6.7. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150–300 м и 500 м.

2.6.8. Все выбранные с учетом требований п. п. 2.6.6 и 2.6.7 настоящих Правил интервалы цементирования объединяются в один общий.

При этом проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна предусматривать:

1)Превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости за–творения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидо содержащих горизонтов;

2)Исключение гидро–разрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

3)Возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

Разрыв с плошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами (за исключением случаев, предусмотренных п. 2.6.9 настоящих Правил) не допускается.

2.6.9. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидо проявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.6.10. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.6.11. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким “образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидро–разрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.6.12. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

1)Тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазон устатических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

2)Рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

3)Плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к этим средам.

2.6.13. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо–трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применяющегося при вскрытии этих горизонтов.

2.6.14. Применение цемента без проведения лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.6.15. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.6.16. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт готовности буровой установки к спуску колонны.

2.6.17. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.6.18. Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

1)подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

2)контроль за возможными флюидо проявлениями за обсадными колоннами;

3)возможность аварийного глушения скважины;

4)герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

5)испытание на герметичность обсадных колонн.

2.6.19. В процессе бурения техническая колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются проектом.

2.7. БУРЕНИЕ.

2.7.7. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

2.7.1.1. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется после полной готовности, испытания, обкатки всего оборудования и при наличии у комплектованной буровой бригады по решению комиссии по приемке буровой установки. Готовность к пуску оформляется актом.

2.7.1.2. В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:

1)вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

2)плотность и другие параметры бурового раствора с регистрацией в журнале;

3)расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

4)давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;

5)уровень раствора в приемных емкостях при бурении;

6)крутящий момент на роторе при роторном бурении.

Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе и расхода раствора на входе и выходе должны быть в поле зрения бурильщика.

В процессе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин дополнительно контролируются:

1)азимут и зенитный угол ствола скважины;

2)пространственное расположение ствола скважины;

3)азимут и зенитный угол ствола скважины;

4)взаимное расположение стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин;

Периодичность контроля устанавливается предприятием.

2.7.1.3. Проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина–пласт, с использованием газообразных агентов, бурение горизонтальных и наклонно–направленных скважин,

в том числе кустами, должны осуществляться по проекту, разработанному на основе настоящих Правил и соответствующих нормативных документов.

2.7.1.4. Начальник буровой или мастер представляет руководству суточный рапорт о работах, проведенных на буровой, по международной (приложение 8 настоящих Правил) или иной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы регистрирующих контрольно–измерительных приборов.

2.7.1.5. Организация и порядок смены вахт, периодичность и регистрация инструктажей по безопасности труда на рабочем месте устанавливаются Положением, разработанным предприятием.

2.7.2. СПУСКО ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ.

2.7.2.1. Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания (развинчивания) труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь.

2.7.2.2. Скорости спускоподъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спускоподъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

2.7.2.3. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться, от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

2.7.2.4. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.

2.7.2.5. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спускоподъемных операциях.

2.7.2.6. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из–за пальца.

2.7.2.7. Запрещается проводить спуско–подъемные операции при:

1)Отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя грузоподъемности лебедки;

2)Неисправности оборудования, инструмента;

3)Неполном составе вахты;

4)Скорости ветра более 20 м/с;

5)потере видимости при тумане и снегопаде.

2.7.2.8. Раскреплять и свинчивать резьбовые соединения бурильных труб и Других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается.

2.7.2.9. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюко–блока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.).

2.7.2.10. При спускоподъемных операциях запрещается:

1)находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

2)подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;

3)пользоваться перевернутым элеватором;

4)открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока.

2.7.2.11. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятия с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать раскачивание талевой системы.

2.7.2.12. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

2.7.2.13. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.

2.7.2.14. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на первой скорости.

2.7.2.15. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

2.7.3. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ.

2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико–экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов.

2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводопроявлений насыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

2.7.3.3. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

1)10–15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2(1,5 МПа);

2)5–10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см2(2,5 МПа);

3)4–7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), ноне более 35 кгс/см2 (3,5 МПа).

2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидро–разрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10–15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика, и подрядчика; допускаются отклонения от – требований п 2.7.3.3 настоящих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.

Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений.

2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см2от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.8. Обработка бурового раствора проводится в соответствии с разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково–битумных, инвертно–эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности – приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

2.7.3.11. Температура самовоспламенения паров раствора на углеводородной основе должна на50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.

2.7.4. КОМПОНОВКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН.

2.7.4.1. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с, требованиями «Инструкции по расчету бурильных колонн».

Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения – 1,4.

Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.

2.7.4.2. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники, и опорно–центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока эксплуатации. до их списания.

2.7.4.3. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущую трубы определяется проектом.

2.7.4.4. Свинчивание замковых резьб бурильных, ведущих, утяжеленных бурильных труб, переводников и элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами–изготовителями величинами моментов.

2.7.4.5. Буровые предприятия должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для «левого» разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

2.7.5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ И ОСЛОЖНЕНИЙ.

2.7.5.1. Предприятие совместно с архитектором должны разрабатывать меры по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений по бурению скважин.

2.7.5.2. При проведении ремонтно–изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также проницаемых непродуктивных пластов.

2.7.5.3. При длительных остановках или простоях скважин со вскрытыми, склонными к текучести породами бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует проводить шаблонировку, а при необходимости проработку открытого ствола до забоя. Периодичность проработок устанавливается технологической службой бурового предприятия.

2.7.5.4. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента с применением взрывчатых материалов (торпед, детонирующих шнуров и т.п.) следует проводить по специальному проекту, согласованному с геофизическим предприятием, и в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах.

2.7.5.5. Перед спуском в скважину нестандартного аварийного инструмента должен быть подготовлен эскиз компоновки с указанием необходимых размеров.

2.7.5.6. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует исключить УБТ из компоновки бурильной колонны и применять долота без боковой армировки твердыми штыревыми вставками или со срезанными периферийными зубьями, в случае необходимости интервал установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства может быть дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки.

2.8. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ.

2.8.1. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах (комбинатах), имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

2.8.2. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидо–проявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

1)инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с требованиями;

2)проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

3)учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

4)оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений на предприятии должна осуществляться в соответствии с требованиями “Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности”.

2.8.3. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство предприятия и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

2.8.4. После, закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением, грифонов вокруг скважины.

2.8.5. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок, в процессе подъема колонны бурильных труб, следует производить долив бурового раствора в скважину.

Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

2.8.6. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб.

При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

2.8.7. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газо–содержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

2.8.8. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублений скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газо–насыщенность.

Запрещается, производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

2.8.9. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

2.8.10. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

2.8.11. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

2.8.12. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидо проявлением проводится по специальному плану.

2.8.13. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным за трубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с «Типовой инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтепроявлений».

2.8.14. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятия.

Дислокация складов и перечень их оснащенности определяются Положением о складах аварийного запаса.

2.8.15. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через шурф.

Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

2.9. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования.

2.9.1. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов–изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

2.9.2. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидро–управления пре–вен–торами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапнофакельной установки осуществляется в

зависимости от конкретных горно–геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

1)герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

2)вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

3)подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

4)срезания бурильной колонны;

5)контроля за состоянием скважины во время глушения;

6)расхаживают бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

7)спуска или подъема части, или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

2.9.3. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием. При этом следует руководствоваться следующими положениями.

2.9.3.1. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной бурильной колонне и без нее.

2.9.3.2. Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже –350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется предприятием, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.).

2.9.3.3. Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

1)вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);

2)использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

3)на всех морских скважинах.

2.9.4. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований п. 2.9.3 настоящих Правил допускаются по специальному разрешению.

2.9.5. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

1)для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м/т – не менее 50 м;

2)для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м/т, газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться учредителем предприятия.

2.9.6. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями – два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

2.9.7. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидро–аккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

2.9.8. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями.

2.9.9. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления – на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный – непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

2.9.10. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

2.9.11. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй – между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй – резервным.

2.9.12. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются в установленном порядке. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.13. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление:

1)50 кгс/см2 (5 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);

2)100 кгс/см2 (10 МПа) – для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.14. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком.

2.9.15. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

2.9.16. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.17. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

2.9.18. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную спрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.9.19. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, спрессованные на соответствующее давление.

2.9.20. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

2.9.21. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

2.10. Испытание колонн на герметичность.

2.10.1. Все кондуктора, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после первичного и ремонтного цементирования, а также после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями “Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность”.

2.10.2. Испытание кондукторов и технических колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20–25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась про–давка тампонирующей смеси.

Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.

2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа).

2.10.4. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из–под башмака на 1–3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10– 20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м/т и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки, водой, спрессовывается инертным газом (азотом) в соответствии с проектом. В обоснованных случаях разрешается производить опрессовку воздухом.

2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.

2.11. Освоение и испытание законченных бурением скважин.

2.11.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

1)высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечает проекту и требованиям охраны недр;

2)эксплуатационная колонна прошаблонирована, спрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

3)устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

2.11.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором с плотностью, отвечающей требованиям п. 2.7.3.3 настоящих Правил.

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями п. п. 4.5.9 и 4.5.11 настоящих Правил.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне производится по специальному плану, согласованному с заказчиком.

2.11.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

2.11.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована на величину пробного давления, а после установки – на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.11.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

1)исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

2)сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

3)предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;

4)термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геолого–физических параметров;

5)сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

6)предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

7)охрану недр и окружающей среды.

2.11.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается предприятием по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.

2.11.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

1)замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50–0,60 г/см3, при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

2)использования пенных систем.

2.11.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне посредством свабирования, использования скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ, разработанными предприятием. Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается.

2.11.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. Лубрикатор спрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

2.11.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

2.11.11. О проведенных работах по освоению и испытанию скважины ежедневно составляется рапорт.

2.12. Особенности строительства и эксплуатации скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород.

2.12.1. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данной территории. Вводу площадей в бурение должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

2.12.2. Размещение глубоких разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).

2.12.3. Предотвращение расцепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

2.12.4. Конструкция скважин должна обеспечивать надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

2.12.5. Бурение ствола под направление до глубины 20–30 м необходимо вести преимущественно без промывки водными растворами с целью предупреждения каверно образования и расцепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

2.12.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород крио–литозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород не менее чем на 50 м в устойчивых отложениях. Муфта кондуктора должна быть на высоте не менее 0,3 м от уровня земли или отсыпки.

2.12.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

2.12.8. Для предупреждения каверно образования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимер глинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

2.12.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

2.12.10. Бурение наклонно–направленного ствола в интервалах залегания ММП не допускается.

2.12.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для «холодных» скважин с ускорителем схватывания.

2.12.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8–10°С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышай температуру бурового раствора при бурении под колонну.

2.12.13. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

2.12.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газо–проявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием. При отсутствии замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить оснащение их комплексом забойного оборудования, включая клапаны–отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи замерзающих жидкостей – периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами.

В случае падения температуры до опасных значений необходимо обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации) проведение замораживания без перфорации.

2.12.15. Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибраторами, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

3. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ДОБЫЧЕ, СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА.

3.1. Общие положения.

3.1.1. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ.

3.1.2. Отказы, неполадки оборудования и систем, нарушения технологического регламента, другие инциденты регистрируются предприятием в соответствии с требованиями Закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3.2. Проектирование обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

3.2.1. Проект обустройства месторождений должен обеспечить оптимальную разработку месторождения в соответствии с технологической схемой разработки, подготовку всех видов углеводородного сырья к транспорту.

Уровень промышленной безопасности производственных объектов должен соответствовать требованиям настоящих Правил и других нормативных документов.

Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка уровня теплового, ударного, токсичного, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяется уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.

Проект обустройства месторождения разрабатывается на основе “Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений”.

3.2.2. Проект должен предусматривать:

a)максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом;

b)систему неразрушающего контроля и антикоррозионной защиты несущих конструкций, оборудования и трубопроводов;

c)многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;

d)выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрыво–пожаро–опасности и токсичности объекта;

e)составление плана действия персонала в аварийной ситуации на каждом объекте;

f)герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных утечек;

g)резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожара, загазованности и восстановление устойчивой работы объекта;

h)расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с учетом требований приложений 5, 6 настоящих Правил;

i)оценку воздействия на окружающую среду в соответствии с “Положением об оценке воздействия на окружающую среду“.

В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства.

3.3. Оборудование, аппаратура, технологические процессы.

3.3.1. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

3.3.2. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:

1)приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.)

2)транспортируемого продукта;

3)системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников и др.);

4)системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;

5)системой вентиляции;

6)блокировками остановки компрессора при нарушении технологических параметров, загазованности воздушной среды, неисправности вентиляционной системы;

7)пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;

8)системой радио– или телефонной связи, пожаротушения.

3.3.3. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки–качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается. Допускается подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин.

3.3.4. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса – обратный клапан.

3.3.5. Для перекачки легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

3.3.6. На пульте управления насосной станции должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных агрегатов и состояние воздушной среды в помещении.

3.3.7. Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией, переговорным устройством и системой освещения.

3.3.8. Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спуско–подъемными операциями, расположенным в безопасном месте и снабженным контрольно–измерительными приборами, в т. ч. индикатором веса с записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и устья скважины.

Мачта агрегата должна быть снабжена металлической табличкой, укрепленной на видном месте.

На этой табличке должны быть указаны:

1)дата изготовления;

2)завод–изготовитель;

3)заводской номер установки;

4)грузоподъемность (номинальная) мачты;

5)сроки следующей проверки технического состояния мачты.

Оценка технического состояния агрегатов для ремонта скважин отечественного и иностранного производства должна проводиться в сроки и в соответствии с требованиями “Инструкции по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин”.

3.3.9. Агрегаты для ремонта скважин должны отвечать требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности, в том числе:

a)вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек должны соответствовать технической документации агрегата;

b)в трансмиссии привода лебедки должен быть предусмотрен ограничитель грузоподъемности на крюке;

c)агрегат должен иметь автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противо–затаскиватель талевого блока под кронблок);

d)агрегат должен иметь приборы, позволяющие устанавливать шасси в горизонтальное положение;

e)агрегат должен иметь устройство для фиксация талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;

f)система подъема мачты должна иметь дистанционное управление и обеспечивать безопасность при отказе элементов гидро–оборудования;

g)уровни шума на постоянных рабочих местах должны соответствовать требованиям ГОСТ;

h)агрегат должен быть оснащен светильниками во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающими освещенность ротора – 100 л к, лебедки – 75 л к, талевого блока 30 л к, приемных мостков – 10 л к;

i)агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник);

j)агрегат должен быть оснащен устройством аварийного отключения двигателя;

k)агрегат должен быть оснащен всем необходимым для освещения рабочих мест, трансформатором–выпрямителем постоянного тока на 24 В, устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного тока на 24 В для аварийного освещения;

l)агрегат должен быть оборудован лестницей, оснащенной приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего, и устройством для его аварийной эвакуации;

m)агрегат должен быть оснащен гидравлическими опорными домкратами с механическими замками и фундаментными балками под них;

n)агрегат должен быть оснащен укрытием рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверями с каждой стороны платформы, двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки. Укрытие рабочей площадки верхового рабочего следует производить с использованием материала типа «хайпрен арктик»;

o)кронблок должен иметь 1 ролик под канат диаметром 13 мм вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром 10 мм для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа;

p)агрегат должен иметь звуковую и визуальную сигнализацию выдвижения и посадки второй секции мачты;

q)пневмо–система агрегата должна быть оснащена осушителем воздуха;

r)тормозная система лебедки должна иметь систему охлаждения;

s)мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания ролика кабеля ЭЦН;

t)агрегат должен обеспечивать возможность вертикальной установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для работы с насосно–компрессорными, бурильными трубами диаметром 60; 73; 89 мм и насосными штангами диаметром 19; 22; 25 мм при установке их за «палец» балкона.

Администрация предприятия на основе настоящих Правил должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригад по всем видам работ и операций.

3.3.10. Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления (в кабину агрегата).

3.3.11. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами–отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.

При отсутствии клапана–отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

3.3.12. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований.

Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.

3.3.13. Система контроля и защиты стационарных установок должна иметь выход на пункт управления.

3.3.14. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.

3.3.15. Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

3.3.16. Система автоматизации сбора, промыслового и межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового конденсата должна предусматривать:

1)систему ингибирования трубопроводного транспорта;

2)автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии, установки, скважины при аварийных отклонениях параметров;

3)сварные соединения, выполняемые при монтаже оборудования и трубопроводов, должны подвергаться термической обработке по режиму высокого отпуска для снятия сварочных напряжений и последующему 100%–ному контролю качества сварных соединений;

4)системы ввода ингибиторов коррозии и другие устройства для обеспечения возможности реализации антикоррозионных мероприятий, предусмотренных технологическими регламентами. Все системы должны быть герметичными;

5)дистанционную аварийную остановку технологической линии установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических сред на факельную линию или аварийную емкость;

6)дистанционный контроль величин технологических параметров и регистрацию основных параметров технологического процесса;

7)автоматическое регулирование давления среды в технологическом оборудовании при отклонениях параметров технологического процесса;

8)автоматическую сигнализацию при выходе технологических параметров (давление, температура и др.) за пределы допустимых с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установок к пульту оператора;

9)контроль состояния воздушной среды на объектах.

3.3.17. Тюбинговые установки с гибкими трубами должны быть оборудованы и оснащены:

1)ограничителями грузоподъемности;

2)системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при спускоподъемных операциях;

3)системой контроля утонения труб.

3.3.18. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация тюбинговых установок должны производиться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода–изготовителя.

Работы с использованием тюбинговых установок производятся специально обученным персоналом.

3.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.

3.4.1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

3.4.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.4.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

3.4.4. В случае производства работ (гидро–разрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

3.4.5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом–изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика – с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

3.4.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 2000С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

3.4.7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/суточной нефти или 500000 мз/суточного газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан–отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном–отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

3.4.8. В процессе эксплуатации скважины клапан–отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода–изготовителя. Установка клапана–отсекателя к проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

3.4.9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 800 С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

3.4.10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

3.4.11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных, деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

3.4.12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидро–испытание системы на рабочее давление.

3.4.13. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30–35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

3.4.14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с. фонтанной арматурой, должны быть проложены на платформах.

3.4.15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным технически» руководителем предприятия.

3.4.16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно–компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

3.4.17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

3.4.18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

3.4.19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 100 С для южных районов и минус 200 С для средних и северных широт.

3.4.20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

3.4.21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

1)ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно–регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;

2)контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молние–защиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по

3)утвержденному графику.

3.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосами.

3.5.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

3.5.2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.

3.5.3. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: «Не включать, работают люди».

3.5.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков–качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: «Внимание! Пуск автоматический».

3.5.5. Кривошипно–шатунный механизм станка–качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

3.5.6. Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

3.5.7. Станок–качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

3.5.8. Для обслуживания тормоза станка–качалки устраивается площадка с ограждением.

3.5.9. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штанго–держателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

3.5.10. Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка–качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме.

Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей – 10 мм.

Заземляющие проводники, соединяющие раму станка–качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м.

В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

3.6. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами.

3.6.1. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями п. 3.3.12 настоящих Правил. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

3.6.2. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках–опорах.

3.6.3. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

3.6.4. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

3.6.5. Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

3.6.6. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

3.6.7. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно–направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

3.6.8. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

3.7. Эксплуатация скважин гидро–поршневыми и струйными насосами.

3.7.1. Помещение технологического блока установки должно иметь:

1)постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

2)температуру в блоках не ниже 50 С, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

3.7.2. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения.

3.7.3. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

1)проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

2)включить освещение;

3)переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

3.7.4. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.

3.7.5. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости прорайбирована, промыта до забоя и спрессована.

3.7.6. Извлечение гидро–поршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

3.7.7. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.

3.7.8. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

3.7.9. Силовые насосы должны быть оборудованы электро–контактными и показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

3.7.10. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

3.7.11. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

3.7.12. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

3.7.13. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.

3.8. Эксплуатация нагнетательных скважин.

3.8.1. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико–химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

3.8.2. Нагнетательные скважины, независимо от физико–химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно–компрессорных труб и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

3.8.3. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.

3.9. Исследование скважин.

3.9.1. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливается на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения.

3.9.2. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

3.9.3. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку).

3.9.4. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

3.9.5. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сероводорода более 6% – выполнена из материала, стойкого к сероводородной коррозии.

3.9.6. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

3.10. Депарафинизация скважин, труб и оборудования.

3.10.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть:

1)оборудованы предохранительным и обратным клапанами;

2)опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок.

3.10.2. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.

3.10.3. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.

3.10.4. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по и завода–изготовителя.

3.10.5. Для подачи теплоносителя под давлением запрещается применять резиновые рукава.

3.11. Повышение нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин.

3.11.1. Общие положения.

3.11.1.1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других реагентов проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

3.11.1.2. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

3.11.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть спрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

3.11.1.4. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

3.11.1.5. Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

3.11.1.6. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

3.11.1.7. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

3.11.1.8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

3.11.1.9. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

3.11.1.10. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

3.11.1.11. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газо–воздушной среды в процессе работы.

3.11.1.12. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

3.11.1.13. Вибрация и гидравлические удары в. нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.

3.11.2. Закачка химреагентов.

3.11.2.1. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.

3.11.2.2. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:

1)аварийный запас спецодежды, спец обуви и других средств индивидуальной защиты;

2)запас чистой пресной воды;

3)нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

3.11.2.3. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

3.11.2.4. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

3.11.2.5. Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.

3.11.2.6. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.

3.11.2.7. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.

3.11.3. Нагнетание диоксида углерода.

3.11.3.1. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.

3.11.3.2. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.

3.11.3.3. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.

При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 об. %) и нарушения герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены.

3.11.4. Внутрипластовое горение.

3.11.4.1. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с проектом. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой и предусматривать использование газообразных продуктов технологического процесса. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Сброс углекислоты в атмосферу запрещается.

3.11.4.2. Устье нагнетательной скважины на период инициирования горения должно быть оборудовано фонтанной арматурой с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.

3.11.4.3. Вокруг нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.

Установка различного оборудования, емкостей щитов КИП в пределах опасной зоны не допускается.

3.11.4.4. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.

3.11.4.5. Электронагреватель должен быть оснащен устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

3.11.5. Тепловая обработка.

3.11.5.1. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

3.11.5.2. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или. горячей воды и их эксплуатации осуществляются с соблюдением требований «Правил устройства, и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

3.11.5.3. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

3.11.5.4. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

3.11.5.5. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.

3.11.5.6. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

3.11.5.7. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

3.11.5.8. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.

3.11.5.9. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала.

При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от за–трубного пространства должна быть открыта.

3.11.5.10. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена.

3.11.6. Обработка горячими нефтепродуктами.

3.11.6.1. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.

3.11.6.2. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

3.11.6.3. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

3.11.6.4. В плане производства работ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие безопасность работающих.

3.11.7. Обработка забойными электронагревателями.

3.11.7.1. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электро–цехе.

Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой в полевых условиях не допускаются.

3.11.7.2. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем его должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.

3.11.7.3. Перед установкой опорного зажима на кабель–трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.

3.11.7.4. Сетевой кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель–троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей.

3.11.8. Термогазохимическая обработка.

3.11.8.1. Пороховые заряды (пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления) для комплексной обработки призабойной зоны скважины необходимо хранить и перевозить в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах».

3.11.8.2. Пороховые генераторы (аккумуляторы) давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед ее вводом в лубрикатор.

3.11.8.3. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении, запираемом на замок и расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины.

3.11.8.4. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор только при закрытой центральной задвижке. Спускаемое устройство не должно касаться плашек задвижек. Работа должна выполняться двумя рабочими.

3.11.8.5. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети проводится в следующей последовательности:

1)герметизация устья скважины;

2)подключение электро–кабеля гирлянды зарядов к трансформатору (распределительному щитку);

3)удаление членов бригады и других лиц, находящихся на рабочей, площадке (кроме непосредственных исполнителей), – на безопасное, расстояние от устья скважины– не менее 50 м;

4)установка кода приборов подключения в положение «выключено»;

5)подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления;

6)проведение мер, исключающих наведение посторонних токов;

7)подача электроэнергии на приборы управления;

8)включение электроэнергии на гирлянду с зарядом (производится только по команде ответственного руководителя работ).

3.11.8.6. При использовании во время комбинированной обработки призабойной зоны скважины пороховых зарядов типа АДС–6 или других элементов гидравлического разрыва пласта выполняются требования, обеспечивающие сохранности эксплуатационной колонны.

3.11.9. Гидравлический разрыв пласта.

3.11.9.1. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного технического работника по плану, утвержденному предприятием.

3.11.9.2. Во время проведения гидро–разрыва пласта находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

3.11.9.3. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно–измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы – обратными клапанами.

3.11.9.4. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса, установленным в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

3.11.9.5. Применение пакирующих устройств при гидро–разрывах пласта обязательно.

3.11.9.6. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.

3.12. Ремонт и освоение скважин.

3.12.1. Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному техническим руководителем предприятия.

В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.

3.12.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после ремонта производится по акту в соответствии с порядком, установленным в предприятии.

3.12.3. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.12.4. Рабочие места, оборудование и зона проведения работ должны быть обеспечены электроосвещением в соответствии с требованиями ПТБЭ, ПЭЭП и ПУЭ.

3.12.5. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем предприятия.

3.12.6 Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

3.12.7. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке в соответствие с инструкцией по эксплуатации завода–изготовителя.

3.12.8. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью с плотностью, соответствующей требованиям п. 2.7.3.3 настоящих Правил. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих пределы, установленные таблицами 4а и 4б, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горно–геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.

3.12.9. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и за–трубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном–отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.12.10. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием.

После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.12.11. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

3.12.12. Без исправного индикатора веса проводить спуско–подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины, запрещается.

3.12.13. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

Инструкция по одновременному ведению работ на кусте разрабатывается предприятием.

3.12.14. При ремонте скважин на газлифтных кустах перед расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также на соседних скважинах слева и справа (на период расстановки), прекращается. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

При ремонте механизированных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

3.12.15. Проведение работ по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт не допускается при ветре со скоростью 15 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане (с видимостью менее 50 м), в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ.

3.12.16. Спускоподъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более (если меньшая скорость ветра не предусмотрена инструкцией по эксплуатации подъемного агрегата), во время ливня, сильного снегопада, тумана с видимостью менее 50 м, не полного состава вахты запрещаются.

3.12.17. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий, разработанным в соответствии с приложением 9 настоящих Правил.

3.12.18. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

3.12.19. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки.

3.12.20. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных, скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сероводорода не, допускается.

3.12.21. При проведении ремонтно–изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

3.12.22. Освоение скважин после бурения и ремонта должно производиться в соответствии с требованиями п/п. 2.11.4; 2.11.5; 2.11.6; 2.11.7 и 2.11.8 настоящих Правил.

3.12.23. Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий:

3.12.23.1. Работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия;

3.12.23.2. Работы по ревизии клапана–отсекателя, их периодичность выполняются в соответствии с рекомендациями производителя и промысловыми заявками заказчика;

3.12.23.3. Периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов:

1)гидравлическая опрессовка – через шесть месяцев; дефектоскопия – один раз в год;

3.12.23.4. После извлечения из эксцентричных камер (ингибиторных оправок) ингибиторного клапана, газлифтного клапана, циркуляционного клапана в посадочное место должны быть установлены глухие пробки. Эксплуатация скважин с открытым «гнездом» в оправках запрещается;

3.12.23.5. Спускоподъемные операции и все работы с использованием канатной техники следует проводить с применением гидро–фицированной лебедки, позволяющей обеспечивать вращение барабана с канатов в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат.

3.12.24. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки.

3.13. Сбор и подготовка нефти и газа.

3.13.1. Общие требования.

3.13.1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

3.13.1.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую

систему приточно–вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена, основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

3.13.1.3. Системы управления должны – иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

3.13.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

3.13.1.5. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

3.13.1.6. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме.

Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

3.13.1.7. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно–технической и проектной документации, согласованной с организацией – разработчиком технологического процесса.

Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются.

3.13.1.8. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки–снятия заглушек.

3.13.1.9. При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

3.13.2. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата.

3.13.2.1. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

3.13.2.2. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

3.13.2.3. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

3.13.2.4. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения.

3.13.2.5. Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

3.13.2.6. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.

3.13.3. Насосные, компрессорные станции, блочно–комплектные насосные станции.

3.13.3.1. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

3.13.3.2. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежании образования пирофорных отложений.

3.13.3.3. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на объектах добычи природного газа, кроме требований п. 3.3.2, оборудуются:

1)автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах;

2)автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования с подачей технологических сред в системы утилизации;

3)автоматизированной системой раннего обнаружения и тушения пожаров;

4)системой аварийного оповещения и связи.

Уровень автоматизации компрессорных станций должен обеспечивать регистрацию основных технологических параметров, включая:

1)давление, расход, температуру перекачиваемой среды;

2)состояние воздушной среды в помещении (концентрацию взрывоопасных и вредных веществ);

3)аварийный сигнал.

3.13.3.4. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией по эксплуатации завода–изготовителя.

3.13.3.5. Запрещается оставлять работающие компрессоры, кроме полностью автоматизированных, без надзора лиц, их обслуживающих.

3.13.4. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты).

3.13.4.1. Установки комплексной подготовки газа (групповые и газосборные пункты) должны обеспечивать полное и эффективное использование ресурсов природного и нефтяного газа.

3.13.4.2. Для установок комплексной подготовки газа газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны разрабатываться и утверждаться в установленном порядке технологические регламенты. Приемка объектов в эксплуатацию осуществляется в установленном порядке.

3.13.4.3 Газопроводы установок комплексной подготовки, газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны отвечать требование предъявляемым к трубопроводам первой категории (при Р у 10 МПа).

3.13.4.4. УКПГ и другие установки должны иметь автоматическое и механизированное регулирование и управление технологическими процессами. Для питания пневматических систем этих установок необходимо использовать осушенный и очищенный воздух, пригодный по качеству и параметрам для использования в работе КИП и А.

3.13.4.5. На каждом паропроводе при входе в. аппарат должны быть установлены обратный клапан и отключающее устройство, рассчитанные на рабочее давление в аппарате.

3.13.4.6. УКПГ должны иметь систему осушки, подогрева и ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах следует ликвидировать введением растворителей, пара, горячей воды, понижением давления в системе.

Использование для обогрева оборудования открытого огня запрещается.

3.13.4.7. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаруживается пропуск, запрещается.

В этих случаях необходимо прекратить эксплуатацию аппарата, оборудования, трубопроводов и т.п. и клапан заменить.

3.13.4.8. На установке, в технологическом регламенте указывается перечень технологических параметров и их предельных значений. При отклонении параметров от предельных значений установка должна быть остановлена.

3.13.4.9. Перед пуском установки необходимо проверить исправность оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИП и А, блокировок, вентиляции, канализации, СИЗ и средств пожаротушения, вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не должно превышать 1% (объема).

Вытеснение воздуха из аппаратов и емкостей в общезаводской факельный трубопровод запрещается.

3.13.4.10. Не допускается пуск установки при неисправных системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты.

3.13.4.11. Отбор проб газа, конденсата и других технологических сред должен производиться с помощью пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в оборудовании. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком их проверки. Проверка вентилей на герметичность проводится не реже одного раза в шесть месяцев.

3.13.4.12. Приборы, расположенные на щитах управления КИП и А, должны иметь надписи с указанием определяемых и предельно допустимых параметров.

Сигнальные лампы и другие специальные приборы должны иметь надписи, указывающие характер сигнала.

3.13.4.13. Работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем контроля, управления противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать искрообразование. На проведение таких работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд–допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведения работ.

3.13.4.14. Предупредительная и аварийная сигнализация должна быть постоянно включена в работу.

3.13.4.15. Сменному технологическому персоналу разрешается производить только аварийные отключения отдельных приборов и средств автоматизации в порядке, установленном производственными инструкциями.

3.13.4.16. Ревизия КИП и А, а также блокировочных и сигнализирующих устройств должна производиться по графикам, составленным в соответствии с Положением о планово–предупредительном ремонте контрольно–измерительных приборов и средств автоматики, утвержденным техническим руководителем предприятия, и регистрироваться в специальных журналах.

3.13.5. Дополнительные требования для установок низкотемпературной сепарации газа.

3.13.5.1. Территория установки должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

3.13.5.2. Оборудование установок низкотемпературной сепарации следует продувать в закрытую емкость с отводом газа в систему его утилизации.

3.13.5.3. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сероводород и другие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания запрещается.

3.13.5.4. На каждом газо–сепараторе устанавливается не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

3.13.5.5. Предохранительные устройства на конденсато–сборнике должны быть установлены в верхней части аппарата.

3.13.5.6. Сбрасываемый предохранительными устройствами газ должен отводиться в систему или на факел (свечу), установленные за пределами территории установки или на расстоянии не менее 25 м от ограждения.

3.13.6. Промысловые трубопроводы.

3.13.6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» и «Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов».

3.13.6.2. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

3.13.6.3. Изготовление труб различного типа (включая неметаллические) для нефтегазопромысловых трубопроводов должно производиться на предприятиях.

3.13.6.4. Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно–измерительных приборов.

В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.

3.13.6.5. К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства».

3.13.6.6. Контроль качества сварных соединений трубопроводов проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Контроль качества и приемка работ должна включать в себя операционный и визуальный виды контроля, обмер, проверку сварных швов методами неразрушающего контроля, а также механические испытания.

Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

3.13.6.7. Трассы газо– и конденсато–проводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местности указательными знаками.

3.13.6.8. В местах пересечения газо– и конденсато–проводами дорог, водных преград, оврагов, на углах поворотов, местах возможного скопления людей, технологических узлах газоконденсатопроводов выставляются предупредительные знаки и надписи. Для перечисленных и подобных мест проектом должны предусматриваться мероприятия, исключающие (уменьшающие) опасность выбросов. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛА, утвержденный техническим руководителем предприятия.

3.13.6.9. Участки трубопроводов в местах пересечения с автомобильными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов по п. 3.13.6.1 настоящих Правил.

3.13.6.10. Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.

3.13.6.11. Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте.

3.13.6.12. В районах, где могут возникнуть перемещения земляных масс под воздействием природно–климатических особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите трубопроводов от этого явления.

При почвах с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвратить повреждения трубопровода от оседания или поднятия.

При скалистой почве должна быть предусмотрена соответствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.

3.13.6.13. Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

3.13.6.14. На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

3.13.6.15. Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия и закрытия ее без спуска человека в колодец.

3.13.6.16. Выкидные трубопроводы, непосредственно огненно–связанные со скважинами, должны быть оборудованы обратными клапанами или другими запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

Допускается применение дистанционно управляемых запорных устройств, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта управления скважиной.

3.13.6.17. Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность.

Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

3.13.6.18. Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

3.13.6.19. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте производства работ.

3.13.6.20. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ (таблица 2).

3.13.6.21. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны (таблица 3) и обозначены на местности предупредительными знаками.

3.13.6.22. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать по таблице 2 настоящих Правил.

Таблица 2. Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом.

Диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м
100–300	75	600	100	900
300–500	75	800	100	1200
500–800	75	800	100	1200
800–1000	100	1000	150	1500
1000–1400	100	1000	150	1500

3.13.6.23. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом

запрещаются.

3.13.6.24. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, – инертным газом.

Таблица 3. Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов.

Условный диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м	Радиус опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м	Радиус опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300	40	600	100
300–500	60	800	150
500–800	60	800	200
800–1000	100	1000	250
1000–1400	100	1000	250

3.13.6.25. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, которые обязаны:

1)вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода;

2)не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытаниях наземных или подземных трубопроводов. Размеры опасной зоны, указанные в таблицах 2 и 3 настоящих Правил, должны быть увеличены в 1,5 раза;

3)немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

3.13.6.26. Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для продувки должен проводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка: по окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.

3.13.6.27. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с природным газом должно быть проведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 1 кгс/см2 в месте его подачи. Вытеснение воздуха газом можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 % по показаниям газоанализатора.

3.13.6.28. Испытания газопровода газом в зоне пересечения им железной, автомобильной дорог или вблизи населенного пункта, хозяйственного объекта следует проводить, согласовав время испытаний и меры безопасности с представителями органов местной власти и организацией, эксплуатирующей этот объект (включая дороги различного типа).

3.13.6.29. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ.

3.13.6.30 Периодичность испытания трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

3.13.6.31 Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно–сметной документации, утвержденной техническим руководителем предприятия.

3.13.6.32. Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво–пожаро–опасных и агрессивных газов и продуктов при наличии «хомутов» и других устройств, применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях.

3.13.6.33. При профилактических осмотрах нефте–газо–проводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

3.13.6.34. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно–эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

3.13.6.35. Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия.

3.13.6.36. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

3.13.6.37. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.

3.13.7. Резервуары.

3.13.7.1. Настоящие правила распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимостью от 100 до 50000 м3, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

3.13.7.2. Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

3.13.7.3. Каждый резервуар должен быть оснащен: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, манометрами, устройствами для предотвращения слива (хлопушами), противопожарным оборудованием, оборудованием для подогрева, приемо–раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный).

3.13.7.4. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

3.13.7.5. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше 00 С, оснащаются не примерзающими дыхательными клапанами.

3.13.7.6. Не допускается монтаж резервуаров вместимостью более 10000 м3 рулонным методом.

3.13.7.7. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо–раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

3.13.7.8. Каждый резервуар должен быть огражден сплошным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.

3.13.7.9. Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

3.13.7.10. Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

3.13.7.11. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно–разборным трубопроводам в шламо–накопители.

3.13.7.12. Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям, «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

3.13.7.13. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

3.13.7.14. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны быть обеспечены:

а) техническим паспортом резервуара;

б) техническим паспортом на понтон;

в) градуировочной таблицей резервуара;

г) технологической картой резервуара;

д) журналом текущего обслуживания;

е) журналом контроля состояния устройств молние–защиты, защиты от проявления статического электричества;

ж) схемой нивелирования основания;

з) схемой молние–защиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

и) распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров;

к) технологическими картами на замену оборудования резервуаров;

л) исполнительной документацией на строительство резервуара.

3.13.7.15. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.

3.13.7.16. Порядок проведения диагностики резервуаров осуществляется в соответствии с «Положением в системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

3.13.7.17. Диагностика проводится предприятием.

3.13.8. Системы утилизации промстоков.

3.13.8.1. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации, очистке и утилизации согласно техническим решениям, установленным проектом и согласованным с органами природоохранного и санитарного надзора.

3.13.8.2. За сбором сточных вод, степенью их загрязненности, эффективностью работы очистных сооружений и систем утилизации должен быть установлен контроль по графику, согласованному с органом санитарного надзора. Содержание нефтепродуктов и вредных веществ в стоках не должно превышать установленных норм.

3.13.8.3. Запрещается эксплуатация канализации с неисправными или неправильно выполненными гидравлическими затворами. В каждом гидрозатворе слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

3.13.8.4. Колодцы промышленной канализации (и другого назначения) на территории промысловой установки и за ее пределами должны содержаться постоянно закрытыми. Крышки колодцев должны быть засыпаны слоем песка не менее 10 см в стальном или железобетонном кольце.

3.13.8.5. Колодцы, в которых проводится работа, должны быть ограждены и около них вывешены предупредительные знаки и плакаты с надписью: «Ведутся работы».

3.13.8.6. Не допускается эксплуатация промышленной канализации при неисправных или загрязненных очистных устройствах, не обеспечивающих необходимую очистку сточных вод.

4. ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ.

4.1. Общие положения.

4.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах выполняются специализированными организациями по договорам, заключаемым с буровыми, добывающими и другими предприятиями, в которых оговариваются обязательства обоих сторон по безопасному проведению работ.

4.1.2. Геофизические работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого–техническим нарядом на строительство скважины, планом проведения ремонтно–восстановительных работ и мероприятиями по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

4.1.3. Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

4.1.4. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя предприятия, в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал буровой бригады и оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований.

4.1.5. При организации и проведении геофизических работ должны соблюдаться требования настоящих Правил, действующих инструкций по видам исследований и операций, ПТБЭ, «Единых правил безопасности при взрывных работах» и других нормативных документов по вопросам промышленной безопасности.

4.2. Требования к геофизической аппаратуре, кабелю и оборудованию.

4.2.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах должны проводиться с применением оборудования, кабеля и аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют геолого–техническим условиям в бурящихся и эксплуатируемых скважинах.

4.2.2. Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:

1)подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и приспособлением для рубки кабеля;

2)средствами визуального контроля за глубиной спуско–подъема кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;

3)соединительными кабелями с прочным электроизоляционным покрытием;

4)механическим кабелеукладчиком.

4.2.3. Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье скважины.

4.2.4. К геофизическим работам допускаются сертифицированные оборудование, кабель и аппаратура.

4.2.5. Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения предприятия.

4.2.6. Конструкции приборных головок должны обеспечивать присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры.

Защитный колпак кабельной головки должен конструктивно выполняться в виде, обеспечивающем его захват ловильным инструментом.

Ловильный инструмент под все типы применяемых головок должен входить в комплект геофизической аппаратуры.

4.2.7. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля.

4.2.8. При геофизических работах должен применяться кабель, не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие.

4.2.9. При проведении прострелочно–взрывных работ (ПВР) запрещается применение взрывных патронов с незащищенными системами электро–взрывания или без блокировочных устройств.

4.3. Геофизические работы при строительстве скважин.

4.3.1. Станция геолого–технических исследований должна устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке. Соединительные кабели и газо–воздушная линия должны быть подвешены на опорах или размещены в охранных приспособлениях.

4.3.2. Участок желобной системы, где устанавливаются дегазатор и датчики контроля параметров промывочной жидкости, должен быть освещен в темное время суток.

4.3.3 Перед началом проведения исследований начальник партии (отряда) геолого–технических исследований должен провести инструктаж работников буровой бригады по безопасным методам эксплуатации геофизического оборудования и взаимодействию при исполнении технологических операций.

4.3.4. Буровой мастер (бурильщик) обязан информировать начальника партии (отряда) об отклонениях от проектного технологического режима бурения и физико–химического состава промывочной жидкости. Газовый каротаж не должен проводиться при добавках в буровой раствор нефти.

4.3.5. По окончании бурения перед геофизическими исследованиями циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции промывочной жидкости на поверхность.

4.3.6. Начальник партии (отряда) обязан оперативно информировать бурового мастера (бурильщика) и фиксировать в буровом журнале возможность возникновения осложнения или аварийной ситуации.

4.3.7. При каротаже пробуренного ствола скважины подъемник и лаборатория должны устанавливаться так, чтобы обеспечивались хороший обзор устья, свободный проход работников на мостки и сигнализационная связь между ними и устьем скважины.

4.3.8. Подвесной блок должен быть надежно закреплен на талевой системе буровой установки и поднят над устьем скважины на высоту, обеспечивающую спуск кабеля с приборами в скважину по ее оси.

4.3.9. Перед началом геофизических работ должна быть проверена исправность тормозной системы каротажного подъемника, кабелеукладчика, защитных заграждений, целостности заземляющего провода и соединительных кабелей.

4.3.10. Спуск и подъем кабеля должен проводиться с контролем глубины, натяжения и со скоростями, рекомендованными для соответствующих типов аппаратуры и аппаратов.

4.3.11. При не прохождении прибора до интервала исследований или до забоя допускается проведение каротажа через буровой инструмент, низ которого оборудован специальной воронкой, а также с применением технологии синхронного спуска геофизического кабеля и бурового инструмента.

4.3.12. При опробовании и испытании скважин кабельными приборами (ОПК), а также при гидродинамических исследованиях подготовка к спуску ОПК должна проводиться на мостках буровой на специальных подкладках.

Разгерметизация пробоотборников ОПК на скважине допускается только с применением специальных устройств.

4.3.13. Проведение работ с трубными пласто–испытателями допускается в скважинах при исправных буровом инструменте, насосах. Испытание объектов в зависимости от их задач может проводиться без и с выпуском жидкости долива и пластового флюида на поверхность.

4.3.14. При испытании скважины испытателем пластов на бурильных трубах с выводом пластового флюида на поверхность необходимо:

1)опрессовать обсадную колонну с противовыбросовым оборудованием в соответствии с требованиями “Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность”;

2)рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;

3)оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 10 % ожидаемое в процессе операции;

4)провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линией пре–вен–торной установки;

5)обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину;

6)оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора;

7)обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида активную вентиляцию.

4.3.15. Запрещается проведение работ с трубными пласто–испытателями в скважинах без оборудования их превенторной установкой.

4.3.16. Допускается проведение работ с трубными пласто–испытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом проявлении скважины при принятии дополнительных мер, обеспечивающих безаварийность и безопасность работ.

4.3.17. Геофизические исследования в обсаженном стволе скважины должны обеспечивать получение информации о способности крепи заколонного пространства исключить возможность перетока между пластами и выход флюида на поверхность.

4.4. Геофизические работы при эксплуатации скважин.

4.4.1. Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с планами геолого–технических мероприятий и типовыми или индивидуальными проектами на подземный ремонт скважин.

4.4.2. Геофизические исследования в процессе разработки месторождения проводятся во всех категориях скважин при наличии рабочих площадок, обеспечивающих безопасное проведение работ с геофизическим устьевым оборудованием.

4.4.3. При спуско–подъеме скважинных приборов через насосно–компрессорные трубы низ колонны труб должен быть оборудован воронкой.

4.4.4. В вертикальных скважинах, эксплуатирующихся насосным способом при эксцентричной подвеске насосно–компрессорных труб, зазор между эксплуатационной колонной и НКТ должен обеспечивать беспрепятственный проход скважинного прибора до интервала исследования.

4.4.5. Оттяжной ролик должен крепиться таким образом, чтобы ось его вращения была параллельна оси лебедки, а плоскость вращения ролика проходила через середину барабана лебедки.

С рабочего места оператора подъемника каротажной станции должны быть хорошо видны все элементы оборудования герметизации устья.

4.4.6. При исследованиях в нагнетательных скважинах для спуско–подъемов приборов допускается кратко временное стравливание давления. Сбросовая вода, используемая в качестве рабочего агента, должна отводиться в специально подготовленный приемник.

4.4.7. При исследованиях в добывающих скважинах жидкость, просачивающаяся через герметизатор кабеля, должна отводиться в емкость, установленную около устья скважины.

4.4.8. Скважины с высоким давлением на устье должны исследоваться с применением транспортного лубрикаторного оборудования. Монтаж и работа с этим оборудованием должны проводиться при предоставлении геофизической партии (отряду) специального грузоподъемного агрегата.

4.4.9. Исследование скважин при их освоении после бурения и капитального ремонта должно проводиться до и после вывода их на рабочий режим эксплуатации.

4.4.10. Во всех случаях исследования скважины через НКТ и по межтрубному пространству скорость подъема кабеля должна снижаться при подходе к башмаку НКТ, глубинному насосу и устью скважины.

4.4.11. Работникам геофизической партии (отряда) разрешается управление центральной задвижкой фонтанной (запорной) арматуры в процессе проведения работ на скважине. Открывать и закрывать задвижки необходимо медленно, не допуская гидроударов при изменении давления.

4.4.12. Проведение работ с применением геофизических методов воздействия на призабойную зону, как в рабочем режиме скважины, так и при нахождении ее в капитальном ремонте, должно осуществляться по индивидуальной программе.

4.5. Прострелочно–взрывные работы.

4.5.1. Прострелочно–взрывные работы (ПВР) в скважинах проводятся в соответствии с требованиями действующих Единых правил безопасности при взрывных работах.

4.5.2. Меры безопасности, вытекающие из принятой технологии ПВР, должны быть указаны в «Техническом проекте на производство ПВР» в конкретной скважине.

4.5.3. При выполнении ПВР в составе сложных технологий испытания и освоения скважин, требующих непосредственного взаимодействия персонала Подрядчика и Заказчика, работы должны выполняться по планам, совместно утверждаемым их руководителями.

4.5.4. Руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства взрывными работами. Руководитель взрывных работ, выполняемых с применением электро–взрывания, должен пройти обучение электробезопасности с присвоением квалификационной группы не ниже III.

4.5.5. Непосредственную работу со взрывчатыми материалами (ВМ) могут выполнять только взрывники (каротажники, имеющие Единую книжку взрывника). Отдельные операции по работе с прострелочно–взрывной аппаратурой (ПВА), не связанные с обращением со средствами инициирования (СИ), монтажом и проверкой электровзрывной сети (ЭВС), обращением с отказавшими ПВА, могут выполнять проинструктированные в установленном порядке рабочие геофизики под непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных работ.

4.5.6. Обслуживающий не геофизическое оборудование персонал, привлекаемый для выполнения спуско–подсъёмных операций и задействования аппаратов, спускаемых на насосно–компрессорных или бурильных трубах, должен быть проинструктирован руководителем взрывных работ в части мер безопасности и работать под его наблюдением.

4.5.7. Геофизические организации должны иметь эксплуатационную документацию на все применяемые ими ПВА, изделия из взрывчатых веществ (ВВ), приборы взрывного дела и руководствоваться ими на всех стадиях обращения с ними.

4.5.8. Условия применения ПВА в скважинах (максимальные температура и гидростатическое давление, минимальный проходной диаметр и др.) должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на конкретный ПВА. В скважинах с температурой и давлением в интервале перфорации (интенсификации) на уровне предельно допустимых (±10%) для применяемой аппаратуры обязательно проведение замеров этих параметров перед спуском ПВА.

4.5.9. Приступать и выполнению ПВР на скважине разрешается только после окончания работ по подготовке ее территории, ствола и оборудования к ПВР, подтвержденного «Актом готовности скважины для производства ПВР».

4.5.10. При выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА.

4.5.11. Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выполнять спуском на кабеле шаблона, диаметр, масса и длина которого должны соответствовать габаритно–массовым техническим характеристикам применяемых ПВА. При использовании ПВА нежесткой конструкции (бескорпусных перфораторов, пороховых генераторов давления, шнуровых торпед и др.) ограничения по длине шаблона не устанавливаются.

4.5.12. Независимо от наличия электроустановок все металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь между собой и заземлены на единый заземлитель (контур заземления скважины).

4.5.13. На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины – 50 м.

В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний, размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска и указано в проекте на производство ПВР.

4.5.14. Вокруг мест работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения территории опасных зон взрывных работ:

1)мест снаряжения ПВА – радиусом не менее 20 м;

2)устья скважины – радиусом не менее 50 м.

4.5.15. Для подсоединения отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования на металлоконструкции скважины в легкодоступном, хорошо видимом месте знаком «Земля» должна быть обозначена точка подключения.

4.5.16. При выполнении ПВР в темное время суток на скважине должно быть освещение, выполненное с учетом требований «Единых правил безопасности при взрывных работах».

4.5.17. При использовании электрического метода взрывания должны выполняться меры по защите от блуждающих токов. В особых случаях, при невозможности их выполнения, работу с СИ и по монтажу ЭВС необходимо вести при соблюдении специальных мер, разрабатываемых геофизическими организациями и отражаемых в «Техническом проекте на производство ПВР». При этом в первую очередь должно предусматриваться применение технических средств защиты от блуждающих токов – защищенных систем электро–взрывания, блокировок и др.

4.5.18. Проверка исправности полностью смонтированной ЭВС должна выполняться замером сопротивления при проводимости допущенным для этих целей прибором после спуска аппарата на глубину не менее 50 м. После этого радиус опасной зоны вокруг устья скважины может быть уменьшен по указанию руководителя взрывных работ.

4.5.19. При подъеме задействованного ПВА в случае отсутствия аппаратурного контроля за фактом и полнотой взрывания, вплоть до осмотра ПВА взрывником, режим опасной зоны вокруг устья скважины должен сохраняться.

4.6. Ликвидация аварий при геофизических работах.

4.6.1. Возникающие в процессе проведения геофизических работ осложнения, связанные с прихватом кабеля, скважинного прибора или груза, ликвидируются под руководством геофизика при участии работников буровой бригады.

4.6.2. При невозможности ликвидации прихвата расхаживанием кабеля должен быть составлен акт и поставлено в известность техническое руководство предприятия.

4.6.3. Аварии ликвидируются в соответствии с составленным совместно с исполнителем геофизических работ планом с использованием технических средств обеих сторон.

4.6.4. До спуска в скважину на все нестандартные сборки рабочего и аварийного инструмента должны составляться эскизы.

4.6.5. При оставлении в скважине кабеля не рекомендуется его разбуривание. Для извлечения из скважины прибора, аппарата, груза должен быть применен ловильный инструмент, соответствующий конструкции защитного колпака кабельного наконечника.

Ловильный инструмент обеспечивает предприятие.

4.6.6. При невозможности извлечения из скважины прибора с радиоактивным источником последний, по согласованию с органами саннадзора, должен быть сбит на забой и зацементирован. Дальнейшие операции по проводке ствола скважины должны вестись при дозиметрическом контроле промывочной жидкости.

4.6.7. О всех случаях оставления в скважине ПВА с ВМ должен быть немедленно информирован территориальный орган.

4.6.8. Поднятая из скважины ПВА, не подлежащая разряжанию вследствие деформации корпуса, должна уничтожаться на месте производства ПВР с соблюдением мер безопасности, предусмотренных эксплуатационной документацией. Порядок уничтожения ВМ на местах работ (руководство, надзор, отчетность) должны быть согласованы с территориальными органами.

4.6.9. В случаях возникновения признаков газонефтепроявления после перфорации эксплуатационной колонны (нарастающий прилив промывочной жидкости и др.) скважина должна быть загерметизирована.

5.1. Общие положения.

5.1.1. Дополнительные требования распространяются на объекты нефтяных и газовых месторождений, в продукции которых содержится сероводород в количествах достаточных, с учетом интенсивности выброса, для образования на территории объектов и за ее пределами загазованных зон с концентрацией сероводорода,

превышающей предельно допустимые санитарные нормы, образования взрывоопасной смеси с воздухом и формирования коррозионно–агрессивной среды с параметрами, инициирующими сульфидно–коррозионное растрескивание (СКР) металла.

Выполнение требований должно обеспечить безопасность персонала и населения, предупредить возникновение аварийных ситуаций.

5.1.2. Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных, газовых и газо–конденсаторных месторождений, содержащих сероводород и другие вредные вещества, должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу в соответствии с требованиями ГОСТ.

Требования настоящего раздела Правил распространяются на производственные объекты, содержащие источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей, относящихся к третьему и более высоким классам опасности. Для таких объектов должна быть установлена буферная (защитная) зона.

5.1.3. На каждом объекте должен быть план ликвидации возможных аварий, а на предприятии ведущие работы на месторождении, должен быть план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.

5.1.4. Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову притока, гидродинамические исследования и другие опасные операции должны проводиться по плану под руководством ответственного специалиста, назначенного приказом по предприятию.

5.2. Требования к персоналу.

5.2.1. К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 21 года, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте.

5.2.2. Не допускается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа по безопасности.

5.2.3. Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебно–тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке практических навыков выполнения действий по ПЛА.

5.2.4. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство.

5.2.5. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше ПДК необходимо немедленно:

1)надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);

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

3)принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА;

4)лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное планом эвакуации.

Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель должен подать сигнал тревоги и оповестить вышестоящих работников предприятия.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и специалистов.

5.2.6. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном директором предприятия, с учетом места и вида работ, иметь индивидуальные сигнализаторы.

5.3. Требования к территории и производственным объектам.

5.3.1. Территории горных отводов под нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения с высоким содержанием сероводорода застраивать объектами, не связанными с добычей нефти и газа, запрещается.

5.3.2. Помещения для приготовления и приема пищи, отдыха вахты, узел связи и др. размещаются на расстоянии не менее 200 м от устья скважины.

5.3.3. На территории буровых и пром–площадок должны быть установлены устройства (конус, флюгер и др.) для определения направления ветра и указатели сторон света. В темное время устройства необходимо освещать.

5.3.4. Производственные объекты, газоопасные места, трассы газо– и нефте–конденсато–проводов должны иметь указатели, надписи и необходимые знаки.

5.3.5. В помещениях операторной (культ–будках) должны быть вывешены:

1)технологическая схема (мнемосхема) расположения оборудования и трубопроводов с указанием на них КИП и А, предохранительных, запорных регулировочных устройств, а также схемы установки датчиков сероводорода и расположения точек контроля воздушной среды;

2)схема объекта с указанием расположения аварийных складов, пунктов сбора, островков газовой безопасности, основных и запасных маршрутов движения людей и транспорта, преимущественных направлений распространения и мест возможного скопления сероводорода в аварийной ситуации средств связи и оповещения;

3)схема оповещения с указанием номеров телефонов газоспасательной и других аварийных служб, пожарной охраны, медсанчасти;

4)оперативная часть ПЛА.

5.3.6. Расстояние от устья скважины до буровых насосов на месторождениях с объемным содержанием сероводорода более 6% должно быть не менее 30 м. Открытые участки циркуляционной системы должны располагаться вне пределов помещения насосной.

5.3.7. Помещения производственных объектов должны быть оборудованы постоянно действующей приточно–вытяжной вентиляцией с механическим побуждением.

В помещениях с периодическим пребыванием обслуживающего персонала должны быть установлены газосигнализаторы и вентиляционные установки с ручным включением с наружной стороны помещения.

5.3.8. Бригады, вахты, работающие в пределах месторождения, должны быть обеспечены надежной двусторонней телефонной или радиосвязью (с постоянным вызовом) с диспетчером предприятия, а работающие непосредственно на газоопасном объекте – дополнительной телефонной связью с диспетчером предприятия по транспорту.

5.4. Требования к оборудованию и механизмам.

5.4.1. Оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные, обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно–агрессивной среды. Области использования оборудования в стандартном и устойчивом к СКР исполнении указаны в таблицах 4а, 4 b.

В паспортах на устойчивое к СКР оборудование должны быть гарантии предприятия–изготовителя на его применение в указанной среде.

Эти гарантии не отменяют ингибиторную защиту.

Таблица 4а

Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно–коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости от абсолютного давления (Рабс), парциального давления сероводорода (Р ) и его концентрации (С ) многофазного флюида «нефть–газ–вода» с газовым фактором менее 890 нм3/м3

Исполнение оборудования	Р_абс < 1,83^.10⁶ Па (18,6 кгс/см²)				Р_абс > 1,83^.10⁶ Па (18,6 кгс/см²)
.	С < 4% (об)	4% < С < 15% (об)		С > 15% (об)	С < 0,02% (об)		С^>0,02% (об)
.	.	.		.	.		.
.	.	р < 7,3^.10⁴ Па	Р > 7,3^.10⁴ Па	.	р <345 Па	Р > 345 Па	.
Стандартное	+	+	–	–	+	–	–
Стойкое к СКР	–	–	+	+	–	+	+

Таблица 4 b

Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно–коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости от абсолютного давления (Рабс) парциального давления сероводорода (Р ) и его концентрации (С ) для влажного газа или обводненной нефти с газовым фактором более 890 нм3/м3

Исполнение оборудования	Р_абс < 450 кПа (4,6 кгс/см²)		Р_абс ^> 450 кПа (4,6 кгс/см²)
.	С < 10% (об)	С > 10% (об)	С ^< 0,075% (об)		С < 0,075% (об)
.	.	.	Р < 345 Па	Р > 345 Па	.
Стандартное	+	–	+	–	–
Стойкое к СКР	–	+	–	+	+

5.4.2. Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей сероводород, должна быть оборудована сигнализатором верхнего предельного уровня, устройством для дистанционного замера уровня жидкости и нижним пробоотборником. Емкости циркуляционной системы буровой установки должны быть оборудованы в соответствии с требованиями п.2.4.7 настоящих Правил.

5.4.3. 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 сероводорода, должны применяться ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции.

5.4.4. Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся в контакте с сероводородом, после их демонтажа перед повторным использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии и спрессованы.

5.4.5. Соответствие качества труб обсадных и лифтовых колонн техническим условиям и их стойкость к СКР под напряжением должны подтверждаться сертификатом. Проверка образцов труб на соответствие по химическому составу и другим показателям качества стали проводится в лабораторных условиях по специальной методике.

5.5.1. Проект обустройства месторождения должен иметь раздел «Охрана труда, обеспечение газовой и пожарной безопасности при строительстве и эксплуатации производственных объектов», содержащий основные организационные, технические решения по обеспечению газо– и пожаробезопасности промышленно–производственного персонала и населения, проживающего в зоне возможной загазованности, при аварийных ситуациях.

5.5.2. В проекте обустройства месторождения должны быть предусмотрены места расположения островков газовой безопасности, средств коллективной защиты работающих и населения, станций контроля загазованности окружающей среды, постов газовой безопасности, ветровых конусов, контрольно–пропускных пунктов.

5.5.3. Проектные решения должны предусматривать рациональное использование природных ресурсов, исключение возможности необратимых техногенных изменений природной среды, в том числе и при возможных аварийных выбросах вредных веществ, обоснование оценки надежности и безаварийности производственных процессов и оборудования, оценку риска возникновения и возможных последствий прогнозируемых аварийных ситуаций, связанных с выбросом вредных веществ, а также решения, направленные на предотвращение, локализацию, ликвидацию аварии и защиту работающих и населения от опасных производственных факторов.

5.5.4. В составе проектной документации должны быть в полном объеме представлены расчеты и обоснование размеров буферной зоны газоопасных объектов, исключающих возможность превышения на ее территории установленных здравоохранением значений токсодоз вредных веществ в приземном слое атмосферного воздуха при различных метеоусловиях.

Расчеты и обоснование буферной зоны должны быть выполнены компетентной специализированной организацией с учетом максимальных (по объему и длительности) прогнозируемых аварийных выбросов вредных веществ. На территории буферной зоны не допускается проживание населения. При вахтовом методе разрешается работающим на месторождении размещаться в вахтовых поселках, расположенных в буферной зоне, при условии выполнения всех проектных решений по обустройству месторождения.

5.5.5. По каждому из основных организационно–технических решений, направленных на обеспечение газовой безопасности персонала и населения на период возможных аварийных выбросов, в проектной документации должны быть обоснованы и определены конкретные типы и количество необходимых приборов, материалов и оборудования, а также места (сооружения) для их хранения и подготовки к работе.

5.5.6. Организационно–технические решения по обеспечению безопасности при возникновении аварийных ситуаций должны быть согласованы с территориальной комиссией по чрезвычайным ситуациям.

5.5.7. В случае обнаружения в пластовом флюиде первой разведочной скважины сероводорода, что не предусматривалось проектом, дальнейшее ее строительство должно проводиться с соблюдением требований раздела 5 настоящих Правил.

5.5.8. В проекте разработки месторождения должны быть дополнительно приведены:

1)конструкции скважин, диаметры и глубины спуска эксплуатационных и лифтовых колонн;

2)требования к ингибиторной защите оборудования и труб;

3)основные решения по охране недр;

4)требования по использованию попутных продуктов (сероводород, конденсат, гелий и др.).

5.5.9. В проектах на строительство скважин дополнительно должны быть указаны:

a)условия расчета обсадных и насосно–компрессорных (лифтовых) колонн исходя из порогового напряжения сталей труб, принимаемых не выше 0,75 от предела текучести. Расчет колонн ведется по согласованным методикам (инструкциям);

b)методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния бурильных, ведущих, НКТ и элементов трубных колонн;

c)типы колонных головок, методы их испытания и монтажа (без применения сварных соединений);

d)типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации сероводорода в буровом растворе, а также расход реагентов для этих целей на весь процесс бурения скважины;

e)методы контроля содержания сероводорода и реагента–нейтрализатора в буровом растворе;

f)методы и средства проветривания рабочей зоны площадки буровой, под–вышечного пространства и помещений буровой, включая помещения насосного блока и очистки бурового раствора;

g)мероприятия по защите людей и окружающей среды при процессах бурения, испытания и освоения скважины;

h)методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны;

i)технология отделения газа от бурового раствора с последующим отводом на сжигание;

j)типы ингибиторов, их потребный объем при работах по освоению и испытанию скважин;

k)мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газо–нефте–водо–проявлений;

l)порядок сбора и хранения жидких продуктов в закрытых емкостях до нейтрализации и дальнейшей утилизации;

m)метод контроля заполнения скважины при подъеме инструмента;

n)метод контроля вытесненного из скважины раствора при спуске инструмента;

o)тампонажные смеси, стойкие к действию сероводорода, для цементирования обсадных колонн.

5.6. Бурение и крепление скважин.

5.6.1. Перед вскрытием (за 50–100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими сероводород, и на весь период их вскрытия необходимо:

1)установить станцию геолого–технического контроля при бурении на месторождениях с концентрацией сероводорода более 6%;

2)установить предупредительные знаки вокруг территории буровой (на путях, в местах возможного прохода на территорию буровой и др.);

3)проверить исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств индивидуальной защиты (СИЗ);

4)обработать буровой раствор нейтрализатором;

5)провести проверку состояния противовыбросового оборудования;

6)иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том числе нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

7)на месторождениях с объемным содержанием сероводорода более 6% организовать круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

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

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

10)рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по плану ликвидации аварий, быть ознакомлены с маршрутами выхода из опасной зоны, что должно быть удостоверено их подписями в личных картах инструктажа.

5.6.2. Вскрытие сероводородсодержащих пластов 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 (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за проведение работ.

Проверку должна осуществлять комиссия бурового предприятия под председательством ответственного лица, назначенного приказом по предприятию, при участии специалистов службы охраны труда и техники безопасности, других специалистов.

Результаты проверки должны оформляться актом.

5.6.3. При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо контролировать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором.

5.6.4. Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений, соответствующих п. 5.1.1 настоящих Правил, следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионностойком исполнении.

На мостках буровой необходимо иметь спрессованную специальную трубу, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в желтый цвет и снабжена шаровым краном, находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно–факельная установка.

5.6.5. С целью раннего обнаружения газо–проявлений должен вестись контроль за изменением:

1)уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции, механической скорости проходки и давления в нагнетательной линии;

2)уровня раствора в приемных емкостях;

3)газо–содержания в растворе, содержания сульфидов и плотности бурового раствора.

5.7. Промыслово–геофизические работы.

5.7.1. Промыслово–геофизические работы (ПГР) в скважинах, где вскрыты пласты, содержащие сероводород, должны проводиться по плану работ, утвержденному техническими руководителями геофизического предприятия и предприятия заказчика.

5.7.2. ПГР могут проводиться только после проверки состояния скважины, оборудования и средств связи с предприятием–заказчиком с оформлением акта.

Перед проведением прострелочно–взрывных работ (ПВР) вовремя шаблонирования скважины, необходимо определить гидростатическое давление в интервале прострела. Проведение ПВР разрешается только в случае, если замеренное гидростатическое давление превышает пластовое на величину, определенную в п. 2.7.3.3 настоящих Правил.

5.7.3. Работы по испытанию пластов, содержащих сероводород, трубными испытателями в процессе бурения скважин должны проводиться по планам, согласованным с территориальными органами.

5.7.4. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника должно обеспечивать хороший обзор рабочей площадки и возможность быстрого проветривания салона.

5.7.5. При работе в условиях, затрудняющих сигнализацию о наличии сероводорода (ветер, снег, туман и т.п.), руководителем ПГР должен быть выделен работник для наблюдения за этими устройствами, который должен быть проинструктирован и обеспечен необходимым СИЗ и средством связи.

5.7.6. ПГР в осложненных условиях, а также ПВР по ликвидации аварий в скважинах должны выполняться под непосредственным руководством ответственного лица предприятия.

5.8. Освоение и гидродинамические исследования скважин.

5.8.1. Перед проведением освоения и исследования нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы, утвержденный техническим руководителем, уполномоченного на проведение этих работ.

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 сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.

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

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 пунктов.

5.8.2. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.

Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрес–совкой на величину 1,25 от максимального давления.

Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.

5.8.3. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и за–трубное пространства.

Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.

5.8.4. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный пере–ток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.

5.8.5. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану–работ на освоение скважины.

5.8.6. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.

5.8.7. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

5.8.8. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.

5.8.9. На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:

1)постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем, уполномоченного на проведение этих работ;

2)круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

3)постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

4)готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

5.8.10. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

1)природного или попутного нефтяного газа;

2)двух– и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;

3)инертных газов;

4)жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.

Использование воздуха для этих целей запрещается.

5.8.11. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.

5.8.12. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.

5.8.13. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионностойкой и цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.

5.8.14. 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 сторону.

5.8.15. Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.

5.8.16. По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода в соответствии с «Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода».

5.8.17. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

5.9. Эксплуатация и ремонт скважин.

5.9.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии длиной не менее 100 м, спрессованную с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого максимального давления. Линии должны быть оборудованы обратными клапанами и иметь возможность подключения контрольно–регистрирующей аппаратуры.

5.9.2. Запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования, включающего:

1)посадочный ниппель для приемного клапана и глухой пробки;

2)пакер для предохранения эксплуатационной колонны, клапан циркуляционный, клапан ингибиторный, приустьевой клапан–отсекатель.

После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости.

В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн.

5.9.3. Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры приустьевым клапаном–отсекателем должно быть дистанционным и автоматическим.

5.9.4. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана–отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) завода–поставщика и регламентом, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия.

5.9.5. 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 связи. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале.

5.9.6. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сероводород, скважину необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана–отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сероводорода из выкидной линии скважины необходимо закрыть с пульта управления задвижку на выкидной линии, а также входную задвижку на замерном устройстве. Об этих случаях необходимо оперативно сообщить руководителю объекта и работникам газоспасательных служб.

5.9.7. Эксплуатация скважины при наличии межколонного проявления запрещается.

При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины.

5.9.8. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью согласно п. 2.7.3.3 настоящих Правил, обработанная нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.

5.9.9. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, необходимо установить противовыбросовое оборудование, в состав которого должен входить превентор со срезающими плашками.

Схема оборудования устья скважины согласовывается с территориальными органами.

5.9.10. При появлении признаков нефте–газо–проявления ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены и приняты меры по ликвидации осложнения.

5.9.11. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин, противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины.

5.9.12. Система автоматизации добывающих скважин и при–скважинного оборудования должна обеспечивать:

1)подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при возможных аварийных ситуациях, сигнализацию об аварийных отклонениях технологических параметров;

2)автоматическое отключение скважин при нарушении режима;

3)контроль за состоянием воздушной среды на объектах промысла, на трассах газонефтепроводов с автоматическим их отключением при утечках продукта.

5.10. Сбор и подготовка нефти, газа и газового конденсата.

5.10.1. На предприятиях составляется и утверждается директором график проведения проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры, люков и других источников возможных выделений сероводорода.

5.10.2. Для перекачки сероводородсодержащих сред должны использоваться насосы с двойным торцевым уплотнением или с электромагнитными муфтами.

5.10.3. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сероводорода ц других вредных веществ выше ПДК – нейтрализации.

5.10.4. До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений.

Перед осмотром и ремонтом емкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания пирофорных отложений. По дезактивации пирофорных соединений

должны осуществляться мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ либо других методов, отмывающих стенки аппаратов от этих соединений.

5.10.5. К работе внутри емкости и аппарата можно приступать, если содержание в них сероводорода, нефтяных газов и паров нефти не превышает ПДК, и только в дыхательных аппаратах.

Порядок безопасного проведения работ по очистке, дезактивации пирофорных отложений, осмотру и ремонту такого оборудования должен быть изложен в специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем предприятия.

5.10.6. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных работах все разбираемые узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).

5.10.7. При наличии на объектах добычи газо– и продуктов 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 сероводорода.

5.11. Контроль воздушной среды.

5.11.1. На установках. в помещениях и на пром–площадках, где возможно выделение сероводорода в воздух рабочей зоны (буровая установка, добывающая скважина, установки по замеру дебита нефти и газа и др.), должен осуществляться постоянный контроль воздушной среды и сигнализация опасных концентраций сероводорода.

5.11.2. Места установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяются проектом обустройства месторождения с учетом плотности газов, параметров применяемого оборудования, его размещения и рекомендаций учредителя предприятия.

На буровых установках датчики должны быть размещены у основания вышки, ротора, в начале желобной системы, у вибросит, в насосном помещении (2 шт.), у приемных емкостей (2 шт.) и в служебном помещении.

5.11.3. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигналы с выходом на диспетчерский пункт (пульт управления) и по месту установки датчиков, проходить проверку перед монтажом, а также государственную проверку в процессе эксплуатации в установленные сроки.

5.11.4. Контроль за состоянием воздушной среды на территории промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом показателей датчиков на диспетчерский пункт.

5.11.5. Контроль воздушной среды в населенном пункте следует осуществлять в стационарных точках и передвижными лабораториями согласно графику, утвержденному директором предприятия.

Результаты анализов должны заноситься:

1)в журнал регистрации анализов;

2)в карту проб (фиксируются необходимые данные отбора проб: место, процесс, направление и сила ветра, другие метеорологические условия и т.д.), а также передаваться по назначению, в том числе местным исполнительным органам.

5.11.6. Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику предприятия, а в аварийных ситуациях – газоспасательной службой с занесением результатов замеров в журнал.

5.12. Средства защиты органов дыхания.

5.12.1. Количество и типы средств индивидуальной защиты органов дыхания на каждом объекте должны определяться проектом с учетом специфики работ и отраслевых норм обеспечения работников спецодеждой, спец обувью и другими СИЗ.

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 проектом.

5.12.2. Изолирующие дыхательные аппараты должны применяться обслуживающим персоналом при выполнении операций, предусмотренных технологией производства работ в условиях возможного выделения сероводорода, принятии первоочередных мер при возникновении аварийной ситуации.

5.12.3. Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с надписью фамилии и инициалов работника. В паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания.

5.12.4. Газо–защитные средства следует проверять в соответствии с инструкцией по эксплуатации в лаборатории газоспасательной службы.

5.12.5. На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранению средств защиты.

5.12.6. На газоопасном объекте должен быть аварийный запас газо–защитных средств, количество и типы которых определяются с учетом численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых работ и согласовываются со службой газовой безопасности.

5.13. Режимность производственных объектов.

5.13.1. Организация охраны производственных объектов и контрольно–пропускного режима на их территорию определяется проектом на основании действующих нормативных требований.

5.13.2. Устройство периметральной охраны и расположение контрольно–пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации персонала при различных направлениях ветра.

5.13.3. Транспортные средства и спецтехника могут быть допущены на территорию взрывопожароопасного объекта при наличии искрогасителя и устройства для снятия статического электричества.

5.13.4. Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых опасных веществ в количестве, превышающем установленные нормативы единовременного хранения.

5.13.5. Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего персонала (площадки скважин и т.п.) должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Такие объекты, а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом, трассы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров.

5.13.6. Работники подрядных, обслуживающих и других предприятий, допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ К УСТРОЙСТВУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ФАКЕЛЬНЫХ СИСТЕМ.

6.1. Общие положения.

6.1.1. Требования настоящих Правил распространяются на факельные системы объектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

6.1.2. Комплектность факельных систем, конструкция оборудования и оснастки, входящих в их состав, условия эксплуатации должны соответствовать в части сброса и сжигания углеводородных нефтяных и природных газов и паров «Правилам устройства и безопасной эксплуатации факельных систем».

6.1.3. Проектирование, строительство и реконструкция факельных систем должны проводиться предприятием.

6.1.4. Электро–приемники факельных систем (устройства контроля пламени, запальные устройства, системы КИП и А) по надежности электроснабжения относятся к потребителям первой категории.

6.1.5. Запрещается направлять на установки сброса углеводородные газы и пары при объемной доле в них сероводорода более 8%.

6.2. Устройство факельных установок.

6.2.1. Конструкция факельной установки должна обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, предотвращать попадание воздуха через верхний срез факельного ствола.

6.2.2. В составе факельной установки должны быть предусмотрены:

1)факельный ствол;

2)оголовок с газовым затвором;

3)средства контроля и автоматизации;

4)дистанционное электро–запальное устройство;

5)подводящие трубопроводы газа на запал и горючей смеси;

6)дежурные горелки с запальниками, устройство для отбора проб.

6.2.3. Материалы факельного оголовка, дежурных горелок, обвязочных трубопроводов, деталей крепления следует выбирать с учетом их возможного нагрева от теплового излучения факела.

Обвязочные трубопроводы на участке факельного ствола необходимо выполнять из бесшовных жаропрочных труб.

6.2.4. Розжиг факела должен быть автоматическим, а также дистанционно управляемым.

6.2.5. Факельная установка должна быть оснащена устройством регулирования давления топливного газа, подаваемого на дежурные горелки.

6.2.6. Высота факельного ствола определяется расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания.

6.2.7. Конструкция крепления растяжек факельного ствола должна обеспечить их защиту от возможного повреждения, в том числе транспортными средствами.

6.2.8. Устройство лестниц и площадок должно обеспечивать удобство и безопасность при монтаже и ремонте факельного оголовка и другого оборудования, расположенного на разной высоте факельного ствола.

6.3. Требования к территории и сооружениям.

6.3.1. Факельную установку следует размещать с учетом розы ветров, минимальной длины факельных трубопроводов и с учетом допустимой плотности теплового потока.

6.3.2. Расстояние между факельными стволами определяется из условия возможности производства ремонтных работ на одном из них при работающем соседнем факеле.

6.3.3. Расстояние между факельным стволом и зданиями, сооружениями объектов обустройства следует определять, исходя из допустимой плотности теплового потока, и противопожарных норм.

6.3.4. Территория вокруг факельного ствола, а также всех сооружений факельной установки должна быть спланирована, к ним должен быть обеспечен подъезд.

6.3.5. Территория вокруг факельного ствола в радиусе его высоты, но не менее 30 м, ограждается и обозначается. В ограждении должны быть оборудованы проходы для персонала и ворота для проезда транспорта. Количество проходов должно равняться числу факельных стволов, причем путь к каждому стволу должен быть кратчайшим.

6.3.6. При размещении факельных систем в малообжитых районах допускается вместо ограждения выполнять обвалование высотой не менее 1 м и шириной по верху не менее 0,5 м.

6.3.7. Все оборудование факельной установки, кроме оборудования факельного ствола, должно размещаться вне ограждения (обвалования).

6.3.8. Не допускается устройство колодцев, приямков и других углублений в пределах огражденной территории.

6.4. Требования к оборудованию, коммуникациям, средствам автоматизации.

6.4.1. Для отдельных факельных систем следует предусматривать один факельный коллектор и одну факельную установку.

Общие факельные системы должны иметь два факельных коллектора и две факельные установки для обеспечения безостановочной работы.

Специальные факельные системы не должны иметь связи с отдельными и общими факельными системами.

6.4.2. При сбросах в общую факельную систему газов, паров и их смесей, не вызывающих коррозии более 0,1 мм в год, допускается обеспечивать факельные установки одним коллектором.

6.4.3. Факельные коллекторы и трубопроводы должны быть минимальной длины и иметь минимальное число поворотов. Основной способ прокладки трубопроводов – надземный на опорах или эстакадах. В обоснованных случаях допускается подземная прокладка трубопроводов.

Врезки в факельный коллектор должны производиться сверху для исключения заполнения трубопроводов жидкостью.

На факельных коллекторах и трубопроводах запрещается устанавливать сальниковые компенсаторы.

6.4.4. Коллекторы и трубопроводы факельных систем должны иметь, при необходимости, тепловую изоляцию, и (или) на них должны быть установлены обогревающие спутники для предотвращения конденсации и кристаллизации веществ в факельных системах.

6.4.5. Факельные коллекторы и трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном в сторону устройств сбора конденсата не менее 0,003. Если невозможно выдержать указанный уклон, в низших точках трубопроводов следует размещать дополнительные устройства для отвода конденсата.

6.4.6. Конструкция всех устройств по сбору конденсата должна исключать унос жидкости газом с помощью их своевременного опорожнения. Способ опорожнения определяется проектной организацией.

6.4.7. Установка сепаратора (конденсато–сборника) и насоса по отношению друг к другу должна осуществляться, исходя из условия исключения появления кавитационных явлений при работе насоса.

6.4.8. Диаметр всасывающего трубопровода насоса определяется по его максимальной производительности и не должен быть менее диаметра входного патрубка.

6.4.9. Надземные конструкции и обвязка устройств сбора и откачки конденсата должны тепло–изолироваться и обогреваться.

6.4.10. Дистанционный контроль с использованием мониторов и управление работой факельной системы следует осуществлять из помещения операторной (или помещения КИП) технологической установки (объекта), сбрасывающей газ в систему. Контроль и управление общей факельной системой следует осуществлять из помещения операторной одной из установок, ближайшей к факельной установке.

6.4.11. Объем газов, сбрасываемых через предохранительный клапан (клапаны) при их срабатывании, определяется, исходя из расчета объема газового пространства в аппарате при давлении, равном превышению давления срабатывания клапана над рабочим давлением аппарата.

6.4.12. Контроль и автоматизацию технологических процессов факельных систем следует предусматривать в следующем объеме:

6.4.12.1. Регулирование расхода газа, подаваемого на продувку факельного коллектора и в газовый затвор, а при малых расходах продувочного газа – давления при установленном расходе;

6.4.12.2. Местный замер расхода продувочного газа в факельный коллектор и газовый затвор, а при малых расходах продувочного газа – давления при установленном расходе;

6.4.12.3. Дистанционный контроль и регистрацию расхода газа на основной факел;

6.4.12.4. Аварийная сигнализация на щит оператора следующих параметров:

1)погасание пламени дежурных горелок;

2)максимально допустимый уровень жидкости в устройствах, из которых ведется отбор конденсата;

3)состояние насосов откачки конденсата.

6.4.12.5. Местный контроль значений необходимых параметров.

6.4.13. Насосы для перекачки конденсата должны оснащаться блокировками для обеспечения надежной и безаварийной работы и автоматическим включением, и выключением насосов при достижении предельного уровня жидкости в емкости сбора конденсата.

6.4.14. В случае удаления конденсата из системы его сбора методом передавливания в автоматическом режиме должна быть обеспечена сигнализация и блокировка по минимально допустимому давлению газа передавливания, а также информация о положении запорных органов («Открыто» или «Закрыто»).

6.5. Требования безопасности к эксплуатации факельных систем.

6.5.1. На предприятиях, эксплуатирующих факельные системы, должны быть составлены и утверждены инструкции по их безопасной эксплуатации.

6.5.2. Для контроля за работой факельных систем приказом (распоряжением) по предприятию назначаются ответственные лица из числа технических работников, прошедших проверку знаний по устройству и безопасной эксплуатации факельных систем.

6.5.3. В газах и парах, сжигаемых на факельной установке, не должно быть капельной жидкости и твердых частиц.

Для отделения выпадающей в факельных трубопроводах капельной жидкости и твердых частиц необходимо предусматривать системы сбора и откачки конденсата (сепараторы, конденсато–сборники и др.).

6.5.4. Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси следует исключить возможность подсоса воздуха и предусматривать непрерывную подачу продувочного газа в факельный коллектор (газопровод), если в технологическом процессе не предусмотрено постоянных сбросов.

В качестве продувочного газа используется попутный или природный, инертный газы, в том числе газы, получаемые на технологических установках и используемые в качестве инертных газов.

6.5.5. Сбросы от предохранительных клапанов углеводородных газов и паров, содержащих сероводород (до 8% объемных), допускается направлять в общую факельную систему.

6.5.6. Перед каждым пуском факельная система должна быть продута паром или газом, чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 25% от нижнего предела взрываемости, проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносных газоанализаторов специально обученным персоналом.

6.5.7. Перед проведением ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками и продута инертным газом (азотом).

6.5.8. Факельные установки должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами.

6.5.9. В зоне ограждения (обвалования) факельного ствола запрещается находиться лицам, не связанным с обслуживанием факельных систем.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

ПЛАНИРОВАНИЕ АВАРИЙНОЙ ГОТОВНОСТИ, ПРОЦЕСС.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ:

ВВ – Взрывчатые вещества

ВМ – Взрывчатые материалы;

ГИС – Геофизические исследования скважин;

ГТИ – Геологические, геохимические и технологические исследования;

ИПТ – Испытатели пластов трубные;

КВД – Кривая восстановления давления;

КИП – Контрольно–измерительные приборы;

КИП и А– Контрольно–измерительные приборы, и автоматика;

КНБК – Компоновка низа бурильной колонны;

ЛЭП – Линии электропередач;

ММП – Многолетнемерзлые породы;

НКТ – Насосно–компрессорные трубы;

ОЗЦ – Ожидание затвердения цемента;

ОПК – Опробователь пластов на кабеле;

ПАВ – Поверхностно–активные вещества;

ПВА – Прострелочно–взрывные аппараты;

ПВО – Противовыбросовое оборудование;

ПВР – Про–стрелочные и взрывные работы;

ПГР – Промыслово–геофизические работы;

ПДК – Предельно–допустимая концентрация;

ПЛА – План ликвидации аварий;

ПТБЭ – Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

ПУЭ – Правила устройства электроустановок;

ПТЭЭ – Правила техники эксплуатации электроустановок потребителей;

РВ – Радиоактивные вещества;

СИЗ – Средства индивидуальной защиты;

СКР – Сульфидно–коррозионное растрескивание металла;

ТМС – Технические моющие средства;

УБТ – Утяжеленные бурильные трубы;

УКПГ – Установки комплексной подготовки газа;

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В НАСТОЯЩИХ ПРАВИЛАХ.

1. Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

2. Аварийная готовность – комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающий локализацию и ликвидацию аварии с минимальным риском, затратами времени и средств.

3. Безопасность труда – защищенность здоровья и жизни персонала в производственной деятельности от воздействия технических средств, веществ и других факторов, используемых или возникающих в процессе выполнения работы.

4. Буферная зона – зона между промышленным объектом, добывающим, транспортирующим или перерабатывающим продукцию с сероводородом, и любыми жилыми объектами, которая достаточна для принятия мер по оповещению и эвакуации проживающего в ней населения при возникновении аварийной ситуации на промышленном объекте.

5. Взрывопожароопасные объекты (системы) – производственные объекты (системы), связанные с использованием или получением (добычей) легко–воспламеняемых жидкостей и газов, способных при их (или их паров) взаимодействии с воздухом образовывать взрывоопасные смеси.

6. Газовый затвор (лабиринтное уплотнение) – устройство для предотвращения попадания воздуха в факельную систему и снижения расхода продувочного газа.

7. Грузоподъемность вышки (мачты) – величина параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» в сочетании с нагрузками на ходовом и неподвижном концах каната.

8. Гидратные пробки (гидраты углеводородных газов) – образования и газо–проводах, и их технологических системах при транспорте газа, представляющие соединение включения (клатраты), в которых молекулы углеводородных газов заполняют пустоты кристаллической решетки льда.

9. Инструкция – нормативный документ, содержащий указания о порядке выполнения работы, эксплуатации оборудования и инструмента, пользования средствами защиты и т.п.

10. Инцидент – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений нормативных актов и документов, устанавливающих правила ведения работы на опасном производственном объекте.

11. Нефтегазодобывающий объект (объект) – территория, обозначенная (огороженная) в пределах отведенного земельного участка с расположенными на ней промышленными зданиями, сооружениями, площадками, вспомогательными и бытовыми помещениями.

12. Нормативный документ – постановления, приказы, распоряжения, правила, инструкции, положения.

13. Нормальное пластовое давление – пластовое давление, равное гидростатическому давлению воды плотностью 1 г/см3 от кровли пласта до поверхности по вертикали. Аномальные пластовые давления характеризуются любым отклонением от нормального.

14. Наряд–допуск – разрешительный документ, выдаваемый работникам на выполнение особо опасных работ на конкретном производственном участке.

15. Охрана труда – система правовых, социально–экономических технических и санитарных норм, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья трудящихся условия выполнения работы.

16. Охрана окружающей среды – комплекс мероприятий по охране, рациональному использованию и восстановлению живой и неживой природы.

17. Общая факельная система – система, обслуживающая группу технологически не связанных объектов обустройства.

18. Отдельная факельная система – система, обслуживающая объекты, связанные единым технологическим процессом.

19. Осложнения – отклонения от проектной технологии бурения скважины, вызванные проявлением горно–геологических факторов, обусловленных спецификой недостаточно изученного стратиграфического разреза.

20. Опасные производственные объекты – предприятия, цеха, участки, площадки и т.п., получающие, перерабатывающие, хранящие горючие (взрывоопасные) вещества, использующие грузоподъемные механизмы и сосуды под давлением.

21. Повышенная производственная опасность – производственные условия, в которых помимо механического воздействия на работника техническими средствами может возникнуть опасность загорания, поражения электрическим током, отравления.

22. Промышленная безопасность – состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

23. Продувочный газ – попутный нефтяной газ, направляемый в систему для предотвращения попадания в нее воздуха и образования взрывоопасной смеси.

24. Парциальное давление сероводорода – произведение объемного содержания (доли от общего объема газовой фазы) сероводорода на общее давление газа в системе. Это определение пригодно для пользования таблицей 4.

25. Руководящие работники – руководитель (и его заместитель) предприятия и (или) организации.

26. Сбросы – отходящие от производства, цеха, технологической установки, склада или иного источника горючие газы и пары, которые не могут быть использованы непосредственно в данной технологии.

27. Специальная факельная система – система для сжигания газов и паров, которые могут вызвать различные осложнения (содержание сероводорода более 8%, давление в технологической установке не обеспечивает сброс в общую систему, склонность к полимеризации и др.).

28. Требования промышленной безопасности – условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в нормативных правовых актах, а также в нормативных технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность.

29. Техника безопасности – система технических и организационных мероприятий, обеспечивающая безопасные условия труда.

30. Технические условия – нормативно–технический документ, устанавливающий комплекс требований к конкретной продукции на основе соответствующих стандартов.

* Более полный перечень терминов и определений по охране труда приведен в ОСТ «Охрана труда в газовой промышленности. Основные термины и определения».

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ СОСЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (м)

№ п/п	Объекты	Жилые здания, общежития, вахтовые поселки	Общественные здания (клубы, здравпункт и др.)	Промышленные и сельско хозяйственные предприятия (РМО, БПО, НПС, ГПЗ, фермы и др.)	Магистраль ные нефте газопроводы	Линии электро передач (ВЛ бкВ и выше)	Электро подстанции (35/6/110/ 35 кВ)
1	Устья нефтяных скважин – фонтанных, газлифтных, оборудованных ЭЦН или ШГН	300	500	100	СНиП	60	100
2	Устья нефтяных скважин со станками–качалками, устья нагнетательных скважин	150	250	50	СНиП	30	50
3	Здания и сооружения по добыче нефти с производством категории А, Б и Е (ЗУ, СУ, ДНС, КНС, КС, УИН, УПС, ЦИС)	300	500	100	СНиП	ПУЭ	80
4	Факел для сжигания газа	300	500	100	60	60	100
5	Свеча сброса газа	300	500	100	30	30	30

Примечания. 1. Расстояние от объектов обустройства нефтяных месторождений до магистральных нефтегазопроводов, КС, ГРС и НПС принимается в соответствии с правилами, «Магистральные трубопроводы».

2. Расстояние от отдельно стоящих вахтовых, жилых и общественных зданий (за исключением зданий клубов, школ, детских яслей–садов, больниц) допускается принимать на 50 % меньше.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5.

НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, м

Здания и сооружения	Устья эксплутационных и газлифтных скважин	Устья нагнетательных скважин	Замерные и сепарационные установки	Дожимные насосные станции (технологические площадки)	Аварийные резервуары ДНС (типа РВС)	Установка предварительного сброса пластовой воды (УПС)	Печи и блоки огневого нагрева нефти	Факелы аварийного сжигания газа	Свечи для сброса газа	Компрессорные станции газлифта	Установки подготовки газа (УПГ)	Блоки газораспределительной аппаратуры, узлы учета нефти и газа, управления задвижками запуска и приема шаров	Кустовые насосные станции системы ППД (КНС, БКНС)	Водораспределительные пункты (ВРП), блоки напорной гребенки (БГ)	Дренажные канализационные емкости	Блоки закачки хим– реагентов, ингибиторов коррозии и метанола	Компрессорные воздуха	Аппараты воздушного охлаждения	ТП напряжением до 10 к В и РУ (открытые, закрытые)	Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А	Помещение для обогрева персонала	Вспомогательные здания (производственно бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)
.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1. Устья эксплутационных нефтяных и газлифтных скважин	5	5	9	30	39	39	39	100	30	39	39	9	30	9	9	9	15	30	.	24	30	39
2. Устья нагнетательных скважин	6	6	9	15	24	4	24	100	30	24	24	9	15	9	9	9	15	5	.	24	30	З9
3. Замерные и сепарационные установки	9	9	+	+	15	+	15	60	30	9	9	+	9	9	9	+	9	15	.	+++	Ш	39
4. Дожимные насосные станции (технологические площадки)	30	15	+	+	15	+	15	60	80	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39
5. Аварийные резервуары ДНС (типа РВС)	39	24	15	15	+	15	30	100	15	16	15	12	15	15	+	12	30	30	+++	+++	39	39
6. Установка предварительного сброса пластовой воды (УПС)	9	24	+	+	15	+	5	60	30	+	+	+	15	9	9	+	9	15	+++	+++	18	39
7. Печи и блоки огневого нагрева нефти	39	24	15	15	30	15	+	60	30	18	18	15	15	15	9	15	9	9	15	9	18	39
8. Факелы аварийного сжигания газа	100	100	60	60	100	60	60	.	.	100	100	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	100
9. Свечи для сброса газа	30	30	30	30	15	30	30	.	+	30	30	30	30	30	30	30	30	30	60	60	60	100
10. Компрессорные станции газлифта	39	24	9	+	15	+	18	100	30	+	9	+	15	9	9	9	9	15	+++	+++	30	30
11. Установки подготовки газа (УПГ)	39	24	9	+	15	+	18	100	30	9	+	+	15	9	9	4–	9	15	+++	+++	30	30
12. Блоки газораспределительной аппаратуры, (БГРА) узлы учета нефти и газа, управления задвижками запуска и приема шаров	9	9	+	+	15	+	15	60	30	+	+	+	15	9	9	9	9	15	+++	+++	.	30
13. Кустовые насосные станции системы ППД (КНС, БКНС)	30	15	9	15	15	15	15	60	30	15	15	15	+	+	9	0	9	15	+++	+++	9	30
14 Водораспределительные пункты (ВРИ), блоки напорной гребенки	9	9	+	9	К	9	15	60	30	9	9	9	+	+	9	9	9	15	+	+	9	30
15. Дренажные канализационные ёмкости	9	9	9	9	+	9	9	60	30	9	9	9	9	9	+	9	9	9	9	9	9	30
16. Блоки для закачки хим–реагентов, ингибиторов коррозии и метанола	9	9	+	+	12	+	15	50	30	9	+	9	9	9	9	+	9	15	+	+	18	30
17. Компрессорные воздуха	16	15	9	9	30	9	9	60	30	9	9	9	9	9	9	9	+	+	9	9	9	9
18. Аппараты воздушного охлаждения	30	15	15	15	30	15	9	100	30	15	15	15	15	15	9	15	+	+	9	9	9	9
19. Трансформаторные подстанции напряжением до 10 к В и РУ (открытые, закрытые)	.	.	.	+++	+++	+++	15	60	80	+++	+++	+++	+++	+++	9	+++	9	9	+	+	+++	+++
20. Операторные, отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А	24	24	+++	+++	+++	+++	9	60	60	+++	+++	+++	+++	+++	9	+++	9	9	+	+	++	++
21. Помещение для обогрева персонал	30	30	18	18	39	18	18	60	60	30	30	18	9	9	9	18	9	9	+++	++	+	++
22. Вспомогательные здания (производственно–бытовой блок, столовая, складское помещение для вспомогательного оборудования, котельная)	39	39	39	39	39	39	39	100	100	30	30	30	30	30	30	30	9	9	+++	+	++	++

+ расстояния не нормируются;

++ расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП «Генеральные планы промышленных предприятий»;

+++ расстояния принимаются в соответствии с разделом VII ПУЭ «Правила устройства электроустановок».

Примечания. 1. В графе 19 и пункте 19 таблицы указаны расстояния; в числителе – до открытых ТП и РУ, в знаменателе – до закрытых ТП и ГУ.

2. Расстояния между устьями одиночной эксплуатационной и бурящейся скважины следует принимать не менее высоты пышки плюс 10 м.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.

КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН ВОКРУГ ИСТОЧНИКОВ ОБРАЗОВАНИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ.

Сопоставимость классов взрывоопасных зон:

№ п/п

Класс и характеристика взрывоопасной зоны по ПУЭ

Класс и характеристика взрывоопасной зоны по п. 1.6.2.1 настоящих Правил и зарубежным стандартам

В–1

Пространство закрытых помещений при установленных в них открытых технических устройствах, аппаратах, емкостях

Зона 0

Пространство, в котором постоянно или в течение длительного времени присутствует взрывоопасная смесь

В–1а

Пространство закрытых помещений при установленных в них закрытых технических устройствах, аппаратах, емкостях

Зона 1

Пространство, в котором возможно присутствие взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях

В–1а

Открытые пространства вокруг открытых технических устройств, аппаратов, емкостей (территория зон этого и других классов

оговариваются особо)

Зона 1

Пространство, в котором возможно присутствие взрывоопасной смеси при нормальных эксплуатационных условиях

В–1г

Открытые пространства вокруг закрытых технических устройств, аппаратов, емкостей

Зона 2

Пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси, а в случае ее появления она существует только в течение короткого периода времени

Примечание. Любые закрытые помещения, имеющие сообщение со взрывоопасными зонами классов 0 и 1 (двери, окна, вентиляционные отверстия и т.п.), считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ КЛАССОВ ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН.

Класс взрывоопасности – зона 0

Класс взрывоопасности – зона 1

Класс взрывоопасности – зона 2

Рис. 1. Открытые емкости, аппараты, устройства в открытом помещении.

Огражденное под–роторное пространство.

Открытое под–роторное пространство.

Рис. 2. Буровая установка с укрытием и при вышечном сооружении для бурения скважин на море, и месторождениях, содержащих сероводород.

Буровая установка с огражденным под–роторным пространством.

Буровая установка с открытым под–роторным пространством.

Рис. 3. Буровая установка с ограждением и открытым под–роторным пространством.

Рис. 4. Открытые пространства вокруг открытых емкостей, аппаратов, устройств.

Рис. 5. Открытые пространства вокруг фонтанных арматур.

Газовый компрессор.

Насос для перекачки нефти.

Насос высокого давления для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей.

Рис. 6. Открытые пространства вокруг закрытых технических устройств.

Рис. 7. Открытые пространства вокруг открытого сепаратора.

Рис. 8. Открытые пространства вокруг окончания труб, отводящих попутные газы (а), и отверстий для выпуска газов (паров) из закрытых технических устройств.

Рис. 9 Агрегат для ремонта скважин.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7.

СУТОЧНЫЙ ОТЧЕТ ПО БУРЕНИЮ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8.

ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ ПЛАНОВ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ.

1. План ликвидации аварий (ПЛА) должен быть составлен на каждый взрывопожароопасный объект или его взрывопожароопасный участок, цех и т.п.

2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей;

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией;

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий;

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

2.5. Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

3. ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из специалистов, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются ежегодно. При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть в трехдневный срок внесены соответствующие изменения и дополнения.

4. 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 освещения.

5. ПЛА должен содержать:

5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены вес 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 газо–спасателей, пожарных и других подразделений;

5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии;

5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема) в соответствии с требованиями п. 3.13.1.6 настоящих Правил;

5.5. Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в аварийных шкафах (помещениях) с указанием их количества и основной характеристики.

6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

6.1. Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии;

6.2. Действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий;

6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии);

6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ;

6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны;

6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия технического персонала по ликвидации аварий (пожара), предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с газоспасательными и другими специализированными службами.

7. Ознакомление с ПЛА производственно–технического персонала должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку.

8. ПЛА (или его оперативная часть) должен быть вывешен на видном месте, определенном руководителем объекта (участка). Полные экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя предприятия, в диспетчерской, у газо–спасателей, в отделе техники безопасности и на рабочем месте.

9. Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.

10. Периодичность проведения учебно–тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, оговоренных настоящими Правилами (п. п. 2.8.2, 5.2.3), устанавливается предприятием с учетом конкретных условий производства.