реконструкции скважин должно осуществляться лицами, получившими
соответствующее право в установленном порядке.
4.8.2. Работники, привлекаемые к ведению работ по текущему и
капитальному ремонтам скважин, должны пройти подготовку и аттестацию в
соответствии с требованиями "Положения о порядке подготовки и
аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в
области промышленной безопасности опасных производственных объектов,
подконтрольных Госгортехнадзору России" (РД 03-444-02), утвержденного
Госгортехнадзором России от 30.04.2002 N 21 (зарегистрировано Минюстом
России 31.05.2002, N 3489).
4.8.3. При производстве работ, связанных с забуриванием и
проводкой боковых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным
проложением, работники специализированных бригад по текущему и
капитальному ремонту скважин должны пройти дополнительное обучение,
проверку знаний и получить допуск к ведению таких работ.
4.8.4. Работники, осуществляющие работы по реконструкции скважин,
должны быть обучены и пройти проверку знаний в порядке, установленном
для подготовки и аттестации персонала буровых бригад.
4.8.5. К работам по ремонту скважин с возможными
газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты,
прошедшие дополнительную подготовку.
4.8.6. Практическое обучение вахт должно осуществляться
проведением с ними учебно-тренировочных занятий. Периодичность
проведения учебных тревог устанавливается организацией, но не реже 1
раза в месяц с каждой вахтой.
4.8.7. Руководители и специалисты организации при посещении
объектов проводят контрольные учебные тревоги.
V. Требования к ведению геофизических работ
в нефтяных и газовых скважинах
5.1. Общие положения
5.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах
выполняются специализированными (далее - геофизическими)
организациями.
5.1.2. 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.
5.1.3. 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.
5.1.4. Геофизические работы должны проводиться в присутствии
представителя организации, в ведении которого находится скважина. К
геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал заказчика и
его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии
исследований.
5.1.5. Общее руководство работами, в том числе при привлечении
работников заказчика к производству геофизических работ, возлагается
на представителя геофизической организации.
Привлекаемые работники должны получить дополнительный инструктаж
по безопасному ведению работ.
5.2. Требования к геофизическим организациям
5.2.1. Геофизические организации, деятельность которых связана с
освоением нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, должны
руководствоваться требованиями и положениями настоящих Правил, "Единых
правил безопасности при взрывных работах", иными нормативными
техническими документами, принятыми в установленном порядке.
5.2.2. Производственный контроль промышленной безопасности,
осуществляемый геофизическими организациями, должен распространяться
на подразделения, занятые проведением работ на объектах заказчика.
5.3. Требования к оборудованию, аппаратуре
и техническим средствам
5.3.1. 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.
5.3.2. Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:
- подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и
приспособлением для рубки кабеля;
- средствами визуального контроля за глубиной спуско-подъема
кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;
- соединительными кабелями с прочным электроизоляционным
покрытием;
- автоматизированным кабелеукладчиком.
5.3.3. Для проведения геофизических работ в скважинах под
давлением в комплект наземного оборудования должны входить
лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье
скважины.
5.3.4. К геофизическим работам допускаются сертифицированные
оборудование, кабель и аппаратура.
5.3.5. Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники
допускаются к применению только при наличии разрешения организации, в
ведении которой находится скважина, и при согласовании с
территориальными органами Госгортехнадзора России.
5.3.6. Конструкции приборных головок должны обеспечивать
присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и
сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой
аппаратуры. Кабельный наконечник должен иметь конструкцию,
обеспечивающую его захват ловильным инструментом.
Ловильный инструмент под все типы применяемых головок и кабеля
должен входить в комплект геофизической аппаратуры.
5.3.7. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных
наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа
кабеля.
5.3.8. 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.
5.3.9. При проведении прострелочно-взрывных работ (ПВР)
запрещается применение взрывных патронов с незащищенными системами
электровзрывания или без блокировочных устройств.
5.4. Геофизические работы при строительстве скважин
5.4.1. Станция геолого-технических исследований должна
устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке.
Соединительные кабели и газовоздушная линия должны быть подвешены на
опорах или размещены в охранных приспособлениях.
5.4.2. Участок желобной системы, где устанавливаются дегазатор и
датчики контроля параметров промывочной жидкости, должен быть освещен
в темное время суток.
5.4.3. 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.
5.4.4. 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.
5.4.5. По окончании бурения перед геофизическими исследованиями
циркуляция должна быть продолжена до выхода забойной порции
промывочной жидкости на поверхность.
5.4.6. Начальник партии (отряда) обязан оперативно информировать
бурового мастера (бурильщика) и фиксировать в буровом журнале
возможность возникновения осложнения или аварийной ситуации.
5.4.7. 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.
5.4.8. 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.
5.4.9. Перед началом геофизических работ должна быть проверена
исправность тормозной системы каротажного подъемника, кабелеукладчика,
защитных заграждений, целостности заземляющего провода и
соединительных кабелей.
5.4.10. Спуск и подъем кабеля должен проводиться с контролем
глубины, натяжения и со скоростями, рекомендованными для
соответствующих типов аппаратуры и аппаратов.
5.4.11. При непрохождении 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.
5.4.12. 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.
5.4.13. Проведение работ с трубными пластоиспытателями
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.
5.4.14. При испытании скважины с выводом пластового флюида на
поверхность необходимо:
- спрессовать обсадную колонну с противовыбросовым оборудованием
в установленном порядке;
- рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и
наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;
- оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной
устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 10%
ожидаемое в процессе операции;
- провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной
линии превенторной установки;
- обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной
жидкости в скважину;
- согласовать схему обвязки устья с территориальными органами
Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;
- оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного
закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме
бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора;
- обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида
активную вентиляцию.
5.4.15. Запрещается проведение работ с трубными
пластоиспытателями в скважинах без оборудования их превенторной
установкой.
5.4.16. Допускается проведение работ с трубными
пластоиспытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом
проявлении скважины при принятии дополнительных мер, обеспечивающих
безаварийность и безопасность работ.
5.4.17. 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.
5.5. Геофизические работы при эксплуатации скважин
5.5.1. Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин
проводятся в соответствии с планами геолого-технических мероприятий и
типовыми или индивидуальными проектами на подземный ремонт скважин.
5.5.2. Геофизические исследования в процессе разработки
месторождения проводятся во всех категориях скважин при наличии
рабочих площадок, обеспечивающих безопасное проведение работ с
геофизическим устьевым оборудованием.
5.5.3. При спуско-подъеме скважинных приборов через
насосно-компрессорные трубы низ колонны труб должен быть оборудован
воронкой.
5.5.4. 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.
5.5.5. 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.
5.5.6. При исследованиях в нагнетательных скважинах для
спуско-подъемов приборов допускается кратковременное стравливание
давления. Сбросовая вода, используемая в качестве рабочего агента,
должна отводиться в специально подготовленный приемник.
5.5.7. При исследованиях в добывающих скважинах жидкость,
просачивающаяся через герметизатор кабеля, должна отводиться в
емкость, установленную около устья скважины.
5.5.8. 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.
5.5.9. Исследование скважин при их освоении после бурения и
капитального ремонта должно проводиться до и после вывода их на
рабочий режим эксплуатации.
5.5.10. 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.
5.5.11. Работникам геофизической партии (отряда) не 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.
5.5.12. 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.
5.6. Прострелочно-взрывные работы
5.6.1. Прострелочно-взрывные работы (ПВР) в скважинах должны
проводиться в соответствии с требованиями "Единых правил безопасности
при взрывных работах".
5.6.2. Меры безопасности, вытекающие из принятой технологии ПВР,
должны быть указаны в "Техническом проекте на производство ПВР" в
конкретной скважине. Разработанный геофизической организацией
(подрядчиком) "Технический проект..." должен быть согласован с буровой
(нефтегазодобывающей) организацией (заказчиком).
5.6.3. 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.
5.6.4. Руководитель подразделения по выполнению ПВР (начальник
партии, отряда) должен иметь право ответственного руководства
взрывными работами. Руководитель взрывных работ, выполняемых с
применением электровзрывания, должен пройти обучение
электробезопасности с присвоением квалификационной группы не ниже III.
5.6.5. 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 геофизических партий (отрядов) под
непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных
работ.
5.6.6. Обслуживающий не геофизическое оборудование персонал,
привлекаемый для выполнения спуско-подъемных 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.
5.6.7. 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.
5.6.8. 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.
5.6.9. Приступать к 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", подписанным представителями Заказчика и Подрядчика.
5.6.10. При выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться
запорной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими
герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА.
При выполнении ПВР в процессе ремонта скважин с пластовым
давлением, превышающим гидростатическое, устье скважины должно
оборудоваться противовыбросовым оборудованием.
Монтаж и схема обвязки этого оборудования должны быть согласованы
с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной
службой. Необходимость монтажа ПВО должна быть указана в плане работ
на производство капитального ремонта скважины. Допускается проведение
ПВР в ремонтируемых скважинах без установки противовыбросового
оборудования на устье при:
- величине пластового давления вскрываемого (вскрытого)
нефтеносного пласта, исключающей возможность самопроизвольного притока
нефти из пласта в скважину и отсутствии заколонных перетоков во всех
вышележащих зонах;
- ведении взрывных работ (отсоединение от аварийного инструмента
и т.п.) при наличии цементного моста в обсадной колонне,
перекрывающего продуктивные горизонты.
5.6.11. 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.
5.6.12. Независимо от наличия электроустановок все
металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь
между собой и заземлены на единый заземлитель (контур заземления
скважины).
5.6.13. 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. При зарядке ПВА в ЛПС - 20 м от устья скважины.
В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний
размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска,
согласовано с территориальным органом Госгортехнадзора и указано в
проекте на производство ПВР.
5.6.14. Вокруг мест работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены
знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:
- мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м;
- устья скважины - радиусом не менее 50 м.
5.6.15. Для подсоединений отдельных заземляющих проводников
геофизического оборудования на металлоконструкции скважины в
легкодоступном, хорошо видимом месте знаком "Земля" должна быть
обозначена точка подключения.
5.6.16. При выполнении ПВР в темное время суток на скважине
должно быть освещение, выполненное с учетом требований "Единых правил
безопасности при взрывных работах".
5.6.17. 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
допущенных Госгортехнадзором России технических средств защиты от
блуждающих токов - защищенных систем электровзрывания, блокировок и
др.
5.6.18. Проверка исправности полностью смонтированной ЭВС должна
выполняться замером сопротивления при проводимости допущенным для этих
целей Госгортехнадзором России 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.
5.6.19. 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.
5.7. Ликвидация аварий при геофизических работах
5.7.1. Возникающие в процессе проведения геофизических работ
осложнения, связанные с прихватом кабеля, скважинного прибора или
груза, ликвидируются под руководством начальника геофизической партии
(отряда) при участии работников буровой бригады.
5.7.2. При невозможности ликвидации прихвата расхаживанием кабеля
должен быть составлен акт и поставлено в известность техническое
руководство организации, в ведении которого находится скважина, и
геофизической организации.
5.7.3. Аварии ликвидируются в соответствии с составленным
совместно организацией-заказчиком и исполнителем геофизических работ
планом с использованием технических средств обеих сторон.
5.7.4. До спуска в скважину на все нестандартные сборки рабочего
и аварийного инструмента должны составляться эскизы.
5.7.5. 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 заказчик по согласованию с
геофизической организацией.
5.7.6. 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.
5.7.7. О всех случаях оставления в скважине ПВА с ВМ должен быть
немедленно информирован территориальный орган Госгортехнадзора России.
5.7.8. 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) должен быть согласован с
территориальными органами Госгортехнадзора России.
5.7.9. В случаях возникновения признаков газонефтепроявления
после перфорации эксплуатационной колонны (нарастающий прилив
промывочной жидкости и др.) скважина должна быть загерметизирована.
5.8. Требования к организации труда, подготовке
и аттестации работников геофизических организаций
5.8.1. Работники геофизических организаций, прибывшие на опасный
производственный объект, должны быть ознакомлены с правилами поведения
на этом объекте, сигналами возникновения аварийных ситуаций, путями
эвакуации персонала и техники из опасных зон на время локализации
аварии и ликвидации ее последствий.
5.8.2. При ведении геофизических работ на химически опасных
производственных объектах (на месторождениях с высоким содержанием
сероводорода, других вредных веществ) работники геофизических
организаций должны быть обеспечены изолирующими дыхательными
аппаратами и обучены правилам и навыкам пользования ими.
5.8.3. При возникновении аварийных ситуаций на опасных
производственных объектах решение о прекращении (приостановке)
геофизических работ и уровень их консервации принимают руководитель
опасного производственного объекта и представитель геофизической
организации.
5.8.4. Геофизические организации должны вести учет наличия и
расхода взрывчатых материалов, в том числе на объектах ведения работ,
в соответствии с "Инструкцией о порядке технического расследования и
учета утрат взрывчатых материалов в организациях, на предприятиях и
объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России" (РД 06-150-97),
утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 18.06.1997 N 21
(зарегистрировано Минюстом России 11.08.1997, N 1374).
5.8.5. Подготовка и аттестация работников геофизических
организаций должны осуществляться в соответствии с требованиями
"Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций,
осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности
опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору
России".
5.8.6. Подготовка и аттестация работников геофизических
организаций, связанных с ведением работ с применением взрывчатых
веществ, должны осуществляться в соответствии с требованиями
"Положения о порядке подготовки и проверки знаний персонала для
взрывных работ" (РД 13-415-01), утвержденного Госгортехнадзором России
от 01.04.2001 N 14 (зарегистрировано Минюстом России 01.07.2001, N
2831).
VI. Дополнительные требования к безопасному
ведению работ на месторождениях с высоким
содержанием сероводорода
6.1. Общие положения
6.1.1. Дополнительные требования распространяются на организации
и организации, деятельность которых связана с проектированием,
разведкой, обустройством и разработкой нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений, содержащих в продукции свыше 6%
(объемных) сероводорода.
6.1.2. Все производственные объекты, связанные с освоением таких
месторождений и содержащие источники возможных выбросов и утечек в
атмосферу вредных веществ и смесей, должны быть отнесены к третьему
или более высоким классам опасности.
Для таких объектов должна быть установлена буферная (защитная)
зона.
6.1.3. На каждом объекте должен быть план ликвидации возможных
аварий, а в организациях, ведущих работы на месторождении, должен быть
план совместных действий при возникновении аварийных ситуаций.
6.1.4. Организация охраны производственных объектов и
контрольно-пропускного режима на их территорию определяется проектом
на основании действующих нормативных требований.
6.1.5. Устройство периметральной охраны и расположение
контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить
возможность оперативной аварийной эвакуации персонала при различных
направлениях ветра.
6.1.6. Все транспортные средства могут быть допущены на
территорию взрывопожароопасных объектов при наличии искрогасителя, а
спецтехника, перевозящая легковоспламеняющиеся жидкости, дополнительно
устройствами для снятия статического электричества.
6.1.7. 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.
6.1.8. 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.
6.1.9. Работники подрядных, обслуживающих и других организаций,
допущенные на территорию объекта, должны быть обеспечены
индивидуальными средствами защиты и под роспись проинструктированы о
правилах безопасного ведения работ и нахождения в рабочей зоне.
6.1.10. Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации,
вызову притока, гидродинамические исследования и другие опасные
операции должны проводиться по плану под руководством ответственного
специалиста, назначенного руководителем организации.
6.2. Требования к проектам на разведку,
разработку и обустройство нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений, строительство скважин
6.2.1. 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 производственного персонала и населения,
проживающего в зоне возможной загазованности, при аварийных ситуациях.
6.2.2. 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.
Исходные данные (технические условия) для разработки проектной
документации рассматриваются и согласовываются органами
Госгортехнадзора России по официальному обращению заказчика или лица,
представляющего его интересы, и должны соответствовать достижениям
научно-технического прогресса в области новых технологических
процессов, оборудования, материалов.
6.2.3. 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.
6.2.4. В составе проектной документации должны быть в полном
объеме представлены расчеты и обоснование размеров буферной зоны
газоопасных объектов, исключающих возможность превышения на ее
границах, установленных Минздравом России, значений токсодоз вредных
веществ в приземном слое атмосферного воздуха при различных
метеоусловиях.
Расчеты и обоснование буферной зоны должны быть выполнены
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.
6.2.5. 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.
6.2.6. Организационно-технические решения по обеспечению
безопасности при возникновении аварийных ситуаций должны быть
согласованы в установленном порядке.
6.2.7. В случае обнаружения в пластовом флюиде первой разведочной
скважины более 6% (объемных) сероводорода, что не предусматривалось
проектом, дальнейшее ее строительство должно проводиться с соблюдением
требований раздела 6 настоящих Правил.
6.2.8. В проекте разработки месторождения должны быть
дополнительно приведены:
- конструкции скважин, диаметры и глубины спуска эксплуатационных
и лифтовых колонн;
- требования к ингибиторной защите оборудования и труб;
- основные решения по охране недр;
- требования по использованию попутных продуктов (сероводород,
конденсат, гелий и др.).
6.2.9. В проектах на строительство скважин дополнительно должны
быть указаны:
- 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
с Госгортехнадзором России методикам (инструкциям);
- методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного
состояния бурильных, ведущих, НКТ и элементов трубных колонн;
- типы колонных головок, методы их испытания и монтажа (без
применения сварных соединений);
- типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации
сероводорода в буровом растворе, а также расход реагентов для этих
целей на весь процесс бурения скважины;
- методы контроля содержания сероводорода и
реагента-нейтрализатора в буровом растворе;
- методы и средства проветривания рабочей зоны площадки буровой,
подвышечного пространства и помещений буровой, включая помещения
насосного блока и очистки бурового раствора;
- мероприятия по защите людей и окружающей среды при процессах
бурения, испытания и освоения скважины;
- методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе
рабочей зоны;
- технология отделения газа от бурового раствора с последующим
отводом на сжигание:
- типы ингибиторов, их потребный объем при работах по освоению и
испытанию скважин;
- мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению
газонефтеводопроявлений;
- порядок сбора и хранения жидких продуктов в закрытых емкостях
до нейтрализации и дальнейшей утилизации;
- метод контроля заполнения скважины при подъеме инструмента;
- метод контроля вытесненного из скважины раствора при спуске
инструмента;
- тампонажные смеси, стойкие к действию сероводорода, для
цементирования обсадных колонн.
6.3. Требования к строительству, территориям, объектам
6.3.1. Для обеспечения строительства опасного производственного
объекта недропользователь (заказчик):
- назначает технический надзор за проведением
строительно-монтажных работ;
- передает подрядчику в производство работ утвержденную им и
прошедшую экспертизу промышленной безопасности проектную документацию
в количестве, необходимом для выполнения работ подрядчиком и
субподрядчиком;
- проверяет наличие необходимых разрешительных документов у
исполнителей работ, поставщиков оборудования и материалов;
- при обнаружении отступления от проекта, использования
материалов и выполненных работ, не отвечающих требованиям промышленной
безопасности, приостанавливает работы и дает указания исполнителям
работ об исправлении обнаруженных дефектов.
6.3.2. Территория горного отвода для освоения нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений должна быть отведена и оформлена в
установленном порядке.
6.3.3. Территории горных отводов под нефтяные, газовые и
газоконденсатные месторождения с высоким содержанием сероводорода
застраивать производственными и другими объектами, не связанными с
добычей нефти, газа и газоконденсата, запрещается.
6.3.4. Производственные объекты, газоопасные места, трассы газо-
и нефтеконденсатопроводов должны иметь указатели, надписи и
необходимые знаки.
6.3.5. На территории буровых и промплощадок должны быть
установлены устройства (конус, флюгер и др.) для определения
направления ветра и указатели сторон света. В темное время устройства
необходимо освещать.
6.3.6. В помещениях операторной и вагонах-домиках (культбудках)
должны быть вывешены:
- технологическая схема (мнемосхема) расположения оборудования и
трубопроводов с указанием на них КИПиА, предохранительных, запорных
регулировочных устройств, а также схемы установки датчиков
сероводорода и расположения точек контроля воздушной среды;
- 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;
- схема оповещения с указанием номеров телефонов газоспасательной
и других аварийных служб, пожарной охраны, медсанчасти;
- оперативная часть ПЛА.
6.3.7. 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.
6.3.8. 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.
6.3.9. Бригады, вахты, работающие в пределах месторождения,
должны быть обеспечены надежной двусторонней телефонной или
радиосвязью (с постоянным вызовом) с диспетчером организации, а
работающие непосредственно на газоопасном объекте - дополнительной
телефонной связью с диспетчером организации и транспортной
организацией.
6.3.10. Помещения для приготовления и приема пищи, отдыха вахты,
узел связи и др. размещаются на расстоянии не менее 200 м от устья
скважины.
6.3.11. На установках, в помещениях и на промплощадках, 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.
6.3.12. Места установки датчиков стационарных автоматических
газосигнализаторов определяются проектом обустройства месторождения с
учетом плотности газов, параметров применяемого оборудования, его
размещения и рекомендаций поставщиков.
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.
6.3.13. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и
световой сигналы с выходом на диспетчерский пункт (пульт управления) и
по месту установки датчиков, проходить проверку в установленном
порядке.
6.3.14. Контроль за состоянием воздушной среды на территории
промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом показателей
датчиков на диспетчерский пункт.
6.3.15. Контроль воздушной среды в населенном пункте следует
осуществлять в стационарных точках и передвижными лабораториями
согласно графику, утвержденному главным инженером организации.
Результаты анализов должны заноситься:
- в журнал регистрации анализов;
- в карту проб (фиксируются необходимые данные отбора проб:
место, процесс, направление и сила ветра, др. метеорологические
условия и т.д.), а также передаваться по назначению заинтересованным
организациям, в том числе местным органам власти.
6.3.16. Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на
объекте должны проводиться по графику организации, а в аварийных
ситуациях - газоспасательной службой с занесением результатов замеров
в журнал.
6.3.17. Наряду с автоматическим контролем обслуживающий персонал
должен производить контроль воздушной среды переносными
газоанализаторами:
- в помещениях, где перекачиваются газы и жидкости, содержащие
вредные вещества, - через каждые четыре часа;
- в помещениях, где возможно выделение и скопление вредных
веществ, и на наружных установках в местах их возможного выделения и
скопления - не реже одного раза за смену;
- в помещениях, где не имеется источников выделения, но возможно
попадание вредных веществ извне - не реже одного раза в сутки;
- в местах постоянного нахождения обслуживающего персонала, там,
где нет необходимости установки стационарных газосигнализаторов - не
реже двух раз за смену;
- в местах, обслуживаемых периодически, - перед началом работ и в
процессе работы;
- в резервуарном парке, в центре каждого каре резервуаров, а
также вокруг обваловки на расстоянии 5 - 10 м от него на осевых линиях
резервуара с подветренной стороны - не реже одного раза за смену;
- при аварийных работах в загазованной зоне - не реже одного раза
в 30 мин.
После ликвидации аварийной ситуации в соответствии с ПЛА
необходимо дополнительно провести анализ воздуха в местах возможного
скопления вредных веществ.
6.4. Требования к строительству скважин
6.4.1. Перед вскрытием (за 50 - 100 м до кровли) пластов с
флюидами, содержащими сероводород, и на весь период их вскрытия
необходимо:
- установить станцию геолого-технического контроля при бурении на
месторождениях с концентрацией сероводорода более 6%;
- установить предупредительные знаки вокруг территории буровой
(на путях, в местах возможного прохода на территорию буровой и др.);
- проверить исправность приборов контроля за содержанием
сероводорода в воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств
индивидуальной защиты (СИЗ);
- обработать буровой раствор нейтрализатором;
- провести проверку состояния противовыбросового оборудования;
- иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том
числе нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового
раствора в количестве не менее двух объемов скважины;
- на месторождениях с объемным содержанием сероводорода более 6%
организовать круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- обеспечить наличие цементировочного агрегата на буровой и
постоянную его готовность к работе;
- определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при
аварийных ситуациях;
- рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по плану
ликвидации аварий, быть ознакомлены с маршрутами выхода из опасной
зоны, что должно быть удостоверено их подписями в личных картах
инструктажа.
6.4.2. Вскрытие сероводородосодержащих 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 буровой организации под
председательством ответственного лица, утвержденного руководителем
организации, при участии специалистов службы охраны труда и техники
безопасности, других специалистов и представителей противофонтанной
службы.
Результаты проверки должны оформляться актом.
6.4.3. При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо
контролировать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе.
При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор
нейтрализатором.
6.4.4. Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений,
соответствующих п. 6.1.1 настоящих Правил, следует вести с установкой
над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно-стойком
исполнении.
На мостках буровой необходимо иметь опрессованную 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.
6.4.5. С целью раннего обнаружения газопроявлений должен вестись
контроль за изменением:
- уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции;
- механической скорости проходки и давления в нагнетательной
линии;
- уровня раствора в приемных емкостях;
- газосодержания в растворе, содержания сульфидов и плотности
бурового раствора.
6.5. Требования к эксплуатации опасных
производственных объектов
6.5.1. Освоение и гидродинамические
исследования скважин
6.5.1.1. Освоение скважин производится при обязательном
присутствии представителя недропользователя.
6.5.1.2. Перед проведением освоения и исследования нефтяных,
газовых, газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы,
утвержденный техническими руководителями организации-заказчика и
организации, 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.
6.5.1.3. 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
опрессовкой 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.
6.5.1.4. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для
глушения скважины через трубное и затрубное 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.
6.5.1.5. 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 переток нефти,
конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов.
При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована
специальная факельная система.
6.5.1.6. 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.
6.5.1.7. В случае отсутствия возможности утилизации продукта
запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин.
Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции
со сжиганием газа.
6.5.1.8. 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.
6.5.1.9. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться
только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных
пунктов.
6.5.1.10. На время вызова притока из пласта и глушения необходимо
обеспечить:
- постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по
графику, утвержденному техническим руководителем организации,
уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;
- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного
выброса.
6.5.1.11. При отсутствии притока освоение скважины проводится с
использованием:
- природного или попутного нефтяного газа;
- двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к
углекислому газу;
- инертных газов;
- жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и
углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
6.5.1.12. Запрещается при исследовании и освоении скважины
подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам,
сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
6.5.1.13. Запрещается производить освоение скважин, расположенных
в пойменных зонах рек, в период паводка.
6.5.1.14. Проволока, применяемая для глубинных исследований,
должна быть коррозионностойкой, цельной. При подъеме проволока должна
проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.
6.5.1.15. 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.
6.5.1.16. Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы
из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных
аппаратах.
6.5.1.17. По окончании освоения или исследования скважины
приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по
нейтрализации сероводорода в соответствии с установленными
требованиями.
6.5.1.18. По завершении работ необходимо провести контроль
воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности
устьевой арматуры.
6.5.2. Эксплуатация и ремонт скважин
6.5.2.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и
аварийную (для глушения скважины) линии длиной не менее 100 м,
опрессованные с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого
максимального давления. Линии должны быть оборудованы обратными
клапанами и иметь возможность подключения контрольно-регистрирующей
аппаратуры.
6.5.2.2. Запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без
забойного скважинного оборудования, включающего:
- посадочный ниппель для приемного клапана и глухой пробки;
- пакер для предохранения эксплуатационной колонны, клапан
циркуляционный, клапан ингибиторный, приустьевой клапан-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.
6.5.2.3. Управление центральной задвижкой, первыми от устья
боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры,
приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционным и
автоматическим.
6.5.2.4. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться
проверка клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с
рекомендациями (инструкцией) завода-поставщика и регламентом,
утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающей
организации.
6.5.2.5. 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.
6.5.2.6. 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 противофонтанной службы.
6.5.2.7. 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.
6.5.2.8. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры,
ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией
устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью,
соответствующей рабочему проекту или плану работ, обработанная
нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует
проводить в соответствии с утвержденным планом.
6.5.2.9. 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 Госгортехнадзора России.
6.5.2.10. При появлении признаков нефтегазопроявления ремонтные
работы на скважине должны быть немедленно прекращены и приняты меры по
ликвидации осложнения.
6.5.2.11. При перерывах в работе по переоборудованию устья
скважины, смене крестовин, противовыбросового оборудования, фонтанной
арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины.
6.5.2.12. Система автоматизации добывающих скважин и
прискважинного оборудования должна обеспечивать:
- подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при
возможных аварийных ситуациях, сигнализацию об аварийных отклонениях
технологических параметров;
- автоматическое отключение скважин при нарушении режима;
- контроль за состоянием воздушной среды на объектах промысла с
автоматическим их отключением при утечках продукта.
6.5.3. Сбор и подготовка нефти,
газа и газоконденсата
6.5.3.1. В организации составляется и утверждается главным
инженером график проведения проверки герметичности фланцевых
соединений, арматуры, люков и других источников возможных выделений
сероводорода.
6.5.3.2. Для перекачки сероводородосодержащих сред должны
использоваться насосы с бессальниковым исполнением или снабженные
электромагнитными муфтами.
6.5.3.3. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового
конденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сероводорода
и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации.
6.5.3.4. 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.
6.5.3.5. 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 организации.
6.5.3.6. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при
ремонтных работах все разбираемые узлы и детали технологического
оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).
6.5.3.7. Для предотвращения возгорания пирофорных отложений на
стенках емкостей и аппаратов перед подготовкой к осмотру и ремонту
последние должны заполняться паром или водой по мере их освобождения.
Подача пара должна производиться с такой интенсивностью, чтобы в
емкостях и аппаратах все время поддерживалось давление несколько выше
атмосферного. Расход пара следует контролировать по выходу сверху
емкости и аппарата.
Во время пропарки аппаратов, емкостей, резервуаров температура
поверхностей должна быть не ниже 60 град. С.
6.5.3.8. Продолжительность пропарки устанавливается
соответствующими инструкциями для каждого типоразмера оборудования
индивидуально, но должна быть не менее 24 ч. Пропарка аппаратов должна
производиться при закрытых люках, резервуаров - при открытом
дыхательном клапане.
6.5.3.9. В конце периода пропарки необходимо осуществить
дезактивацию пирофорных отложений (контролируемое окисление их
кислородом воздуха) путем подачи в оборудование с помощью дозировочных
устройств (контрольных расходомеров) дозированной паровоздушной смеси
с содержанием кислорода 3 - 8% объемных (15 - 40% объемных воздуха) в
течение 3 - 6 часов соответственно. По завершении пропарки
оборудование должно быть заполнено водой до верхнего уровня. После
заполнения для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений
уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 м/ч.
При отрицательной температуре окружающего воздуха промывку
(заполнение) оборудования следует производить подогретой водой или
водой с паром.
6.5.3.10. Для промывки оборудования и пропарки должны быть
предусмотрены стационарные или передвижные штатные устройства и
коммуникации для подачи пара и воды.
6.5.3.11. По завершении промывки оборудование следует проветрить
воздухом (первоначально при небольшом поступлении пара). Открывать
люки для проветривания оборудования необходимо начиная с верхнего,
чтобы избежать интенсивного движения в нем атмосферного воздуха.
6.5.3.12. Работы по очистке оборудования от пирофорных отложений,
осуществляемые механизированным способом (например, через нижний
люк-лаз с помощью скребка с заборным и отсасывающим устройством), не
требующим присутствия рабочих внутри оборудования, допускается
проводить без его предварительной пропарки и дегазации согласно
специальной инструкции, утвержденной техническим руководителем
организации. При этом оборудование освобождают от горючего продукта,
отключают от всех трубопроводов заглушками, внутреннее пространство
заполняют воздушно-механической пеной средней или высокой кратности и
в процессе производства очистных работ обеспечивают постоянство
заполнения оборудования пеной. При выполнении работ должны быть
обеспечены условия, исключающие возникновение разряда статического
электричества.
6.5.3.13. Отложения, извлекаемые из оборудования, должны
находиться под слоем воды или во влажном состоянии в специальных
емкостях, установленных вдали от мест возможного выделения и скопления
горючих паров и газов.
6.5.3.14. По завершении очистки оборудования пирофорные отложения
должны быть удалены с территории объекта во влажном состоянии в
специально отведенное для этого место либо захоронены в землю в
местах, согласованных с местным органом пожарной охраны и лабораторией
охраны окружающей среды.
6.5.3.15. При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов
с большим геометрическим объемом необходимо секционировать их путем
установки автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой
секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 - 4000 нм3
сероводорода.
6.6. Требования к ведению
промыслово-геофизических работ
6.6.1. Промыслово-геофизические работы (далее - ПГР) в скважинах,
где вскрыты пласты, содержащие сероводород, должны проводиться по
плану работ, утвержденному техническими руководителями геофизической
организации и организации заказчика и согласованному с
противофонтанной службой.
6.6.2. ПГР могут проводиться только после проверки состояния
скважины, оборудования и средств связи с организацией-заказчиком с
оформлением акта.
Перед проведением прострелочно-взрывных работ (ПВР) во время
шаблонирования скважины необходимо определить гидростатическое
давление в интервале прострела. Проведение ПВР разрешается только в
случае, если замеренное гидростатическое давление превышает пластовое
не менее чем на 5 - 10%.
6.6.3. Работы по испытанию пластов, содержащих сероводород,
трубными испытателями в процессе бурения скважин должны проводиться по
планам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора
России и противофонтанной службой.
6.6.4. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и
подъемника должно обеспечивать хороший обзор рабочей площадки и
возможность быстрого проветривания салона.
6.6.5. 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.
6.6.6. ПГР в осложненных условиях, а также ПВР по ликвидации
аварий в скважинах должны выполняться под непосредственным
руководством ответственного лица геофизической организации. При
ликвидации аварий с использованием взрывных устройств (шнурковых
торпед и т.п.) следует руководствоваться требованиями "Единых правил
безопасности при взрывных работах" (ПБ 13-407-01).
6.7. Требования к оборудованию, механизмам,
инструментам
6.7.1. Технические устройства, применяемые (эксплуатируемые) на
производственных объектах в процессе разведки, обустройства и
разработки месторождений, должны изготавливаться специализированными
организациями в соответствии с проектной (конструкторской)
документацией, учитывающей требования промышленной безопасности,
установленные нормативными документами Госгортехнадзора России, а
также нормативными документами по стандартизации.
6.7.2. В соответствии с Постановлением Правительства Российской
Федерации "О применении технических устройств на опасных
производственных объектах" от 25.12.1998 N 1540 в технической
документации на техническое устройство, в том числе иностранного
производства, организация-изготовитель (поставщик) указывает условия и
требования безопасной эксплуатации оборудования механизмов (в т.ч. в
условиях коррозионно-агрессивной среды), методику проведения
контрольных испытаний (проверок) этих устройств, ресурс и срок
эксплуатации, порядок технического обслуживания, ремонта и
диагностирования.
6.7.3. 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 сульфидно-коррозионному растрескиванию
(СКР) исполнениях указаны в таблицах 6.1.
В паспортах на устойчивое к СКР оборудование должны быть гарантии
организации-изготовителя на его применение в указанной среде.
Эти гарантии не отменяют ингибиторную защиту.
6.7.4. В отдельных случаях, при несущественных отклонениях от
установленных критериев выбора оборудования, по согласованию с
территориальными органами Госгортехнадзора России, допускается
использование стандартного оборудования в коррозионно-агрессивной
среде с обязательной подачей ингибитора коррозии и сокращения сроков
проведения контрольных испытаний (проверок).
6.7.5. Емкость (резервуар) для жидкости, содержащей сероводород,
должна быть оборудована сигнализатором верхнего предельного уровня
жидкости и нижним пробоотборником. Емкости циркуляционной системы
буровой установки должны быть оборудованы в соответствии с
требованиями настоящих Правил.
6.7.6. 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.
6.7.7. Манифольд противовыбросового оборудования, бурильные
трубы, лифтовые трубы, трубопроводы, находившиеся в контакте с
сероводородом, после их демонтажа перед повторным использованием
должны быть подвергнуты дефектоскопии и опрессованы.
6.7.8. Соответствие качества труб обсадных и лифтовых колонн
техническим условиям и их стойкость к СКР под напряжением должны
подтверждаться сертификатом. Проверка образцов труб на соответствие
сертификату по химическому составу и другим показателям качества стали
проводится в лабораторных условиях по специальной методике.
6.7.9. Контроль за коррозионным состоянием оборудования помимо
визуального осмотра должен осуществляться следующими методами:
- установкой контрольных образцов;
- по датчикам скорости коррозии;
- по узлам контроля коррозии;
- по водородным зондам;
- ультразвуковой и магнитной толщинометрией.
Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого вида
оборудования и трубопроводов устанавливаются в соответствии с
рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций и
утверждаются техническим руководителем организации.
Таблица 6.1.а
Области применения оборудования в стандартном и стойком к
сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости
от абсолютного давления (Рабс), парциального давления сероводорода
(PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида "нефть - газ
- вода" с газовым фактором менее 890 нм3/м3.
----------------------------------------------------------------------------------------------------
|Исполнение | Р_абс < 1,83 х (10)6 Па (18,6 кгс/см2) |Р_абс > 1,83 х 10(6) Па (18,6 кгс/см2)|
|оборудования|----------------------------------------------|--------------------------------------|
| | C_H2S < | 4% < C_H2S < 15%(oб) | C_H2S > | C_H2S < 0,02% (об) | C_H2S > |
| | 4% (об) |-------------------------| 15% |--------------------------|0,02% (об) |
| | |P_H2S < 7,3 |PH2S > 7,3 х| (об) |P_H2S < 345 | Р_H2S > 345 | |
| | | х 10(4) Па | 10(4) Па | | Па | Па | |
|------------|---------|------------|------------|----------|------------|-------------|-----------|
|стандартное | + | + | - | - | + | - | - |
|------------|---------|------------|------------|----------|------------|-------------|-----------|
|стойкое к| - | - | + | + | - | + | + |
|СКР | | | | | | | |
----------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 6.1.б
Области применения оборудования в стандартном и стойком к
сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в зависимости
от абсолютного давления (Paбc), парциального давления сероводорода
(PH2S) и его концентрации (CH2S) для влажного газа или обводненной
нефти с газовым фактором более 890 нм3/м3.
----------------------------------------------------------------------------------------------------
| Исполнение | Р_абс < 450 кПа (4,6 кгс/см2) | Р_абс > 450 кПа (4,6 кгс/см2) |
| оборудования |--------------------------------|------------------------------------------------|
| | С_H2S < | С_H2S > 10%(об) | C_H2S < 0,075% (об) |C_H2S > 0,075% |
| | 10%(об) | |--------------------------------| (об) |
| | | | PH2S<345 Па | Р_H2S>345 Па | |
|----------------|-------------|------------------|-----------------|--------------|---------------|
|стандартное | + | - | + | - | - |
|----------------|-------------|------------------|-----------------|--------------|---------------|
|стойкое к СКР | - | + | - | + | + |
----------------------------------------------------------------------------------------------------
6.8. Требования к организации труда,
подготовке и аттестации работников
6.8.1. Организации, осуществляющие деятельность в области
освоения месторождений с высоким содержанием сероводорода, обязаны
иметь лицензию на деятельность по эксплуатации взрывоопасных и
химически опасных производственных объектов (Постановление
Правительства Российской Федерации "О лицензировании деятельности в
области промышленной безопасности опасных производственных объектов и
производства маркшейдерских работ" от 04.06.2002 N 382) и на
деятельность по эксплуатации пожароопасных производственных объектов в
соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от
14.08.2002 N 595 "Об утверждении Положения о лицензировании
деятельности по эксплуатации пожароопасных производственных объектов"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 26.08.2003, N 34, ст.
3290).
6.8.2. К работам на объектах месторождений с высоким содержанием
сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о
пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа,
прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте,
проверку знаний и навыков пользования средствами защиты органов
дыхания.
6.8.3. Не допускается пребывание на газоопасном объекте лиц, не
имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших
соответствующего инструктажа по безопасности.
6.8.4. Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться
учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке
практических навыков выполнения действий по ПЛА.
6.8.5. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у
другого источника выделения сероводорода исполнители и руководитель
работ должны иметь радиопереговорное устройство.
6.8.6. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше
ПДК необходимо немедленно:
- надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);
- оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в опасной
зоне людей;
- принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в
соответствии с ПЛА;
- лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует
покинуть опасную зону и направиться в место сбора, установленное
планом эвакуации.
Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель должен
подать сигнал тревоги и оповестить вышестоящие организации.
Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально
подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и
специалистов.
6.8.7. Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал
сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в
объеме, утвержденном главным инженером организации-заказчика, с учетом
места и вида работ, иметь индивидуальные сигнализаторы.
6.8.8. Количество и типы средств индивидуальной защиты органов
дыхания на каждом объекте должны определяться проектом с учетом
специфики работ и отраслевых норм обеспечения работников спецодеждой,
спецобувью 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.
6.8.9. 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.
6.8.10. 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.
6.8.11. Газозащитные средства следует проверять в соответствии с
инструкцией по эксплуатации в лаборатории газоспасательной службы.
6.8.12. На рабочих местах должна быть инструкция по проверке,
эксплуатации и хранению средств защиты.
6.8.13. На газоопасном объекте должен быть аварийный запас
газозащитных средств, количество и типы которых определяются с учетом
численности работающих, удаленности объекта, специфики выполняемых
работ и согласовываются со службой газовой безопасности.
6.8.14. Помимо аттестации по промышленной безопасности
руководители и специалисты должны пройти проверку знаний требований
нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от
чрезвычайных ситуаций, санитарно-эпидемиологического благополучия
населения, охраны окружающей среды и охраны труда.
6.8.15. Внутренний контроль соблюдения требований промышленной
безопасности осуществляется организациями с учетом специфических
условий производства в установленном порядке.
6.8.16. Программа обучения персонала объектов подготовки нефти и
газа, содержащих сероводород, в числе основных разделов должна
дополнительно предусматривать следующее:
- свойства и действие сероводорода и других вредных веществ на
организм человека;
- СИЗ, их назначение, устройство, правила пользования;
- знаки безопасности, цвета сигнальные, сигналы аварийного
оповещения;
- порядок, методы и средства контроля воздуха рабочей зоны;
- безопасные приемы и методы работы;
- меры безопасности и порядок действий при возможных аварийных
ситуациях и угрозе их возникновения;
- методы и средства оказания доврачебной помощи пострадавшим.
Приложение 1
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ
ВВ - Взрывчатые вещества
ВМ - Взрывчатые материалы
ГЖ - Горючая жидкость
ГИС - Геофизические исследования скважин
ГТИ - Геологические, геохимические и технологические исследования
ДНС - Дожимная насосная станция
ИПТ - Испытатели пластов трубные
КВД - Кривая восстановления давления
КИП - Контрольно-измерительные приборы
КИПиА - Контрольно-измерительные приборы и автоматика
КНБК - Компоновка низа бурильной колонны
ЛЭП - Линии электропередач
ЛВЖ - Легковоспламеняемые жидкости
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 - Прострелочные 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
СИЗОД - Средства индивидуальной защиты органов дыхания
СИЗ - Средства индивидуальной защиты
СКН - Станок-качалка
ТМС - Технические моющие средства
УБТ - Утяжеленные бурильные трубы
УКПГ - Установки комплексной подготовки газа
УЭЦН - Установка центробежного насоса
УПН - Установка подготовки нефти
ХВ - Химическое вещество
ЦПС - Центральный пункт сбора
Приложение 2
НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ
ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ЗДАНИЙ
И СООРУЖЕНИЙ СОСЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (М)
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Объекты | Жилые | Общественные | Промышленные и | Магистральные | Линии | Электроподстанции |
| | | здания, | здания |сельскохозяйственные| нефтегазопроводы | электропередач | (35/6/110/35 |
| | |общежития,| (клубы, | предприятия (РМО, | | (ВЛ 6 кВ | кВ) |
| | | вахтовые | здравпункт |БПО, НПС, ГПЗ, фермы| | и выше) | |
| | | поселки | и др.) | и др.) | | | |
|-----|---------------------------|----------|--------------|--------------------|--------------------|------------------|---------------------|
| 1 | Устья нефтяных скважин - | 300 | 500 | 100 | СНиП | 60 | 100 |
| | фонтанных, газлифтных, | | | | | | |
| | оборудованных ЭЦН или ШГН | | | | | | |
|-----|---------------------------|----------|--------------|--------------------|--------------------|------------------|---------------------|
| 2 | Устья нефтяных скважин со | 150 | 250 | 50 | СНиП | 30 | 50 |
| | станками-качалками, устья | | | | | | |
| | нагнетательных скважин | | | | | | |
|-----|---------------------------|----------|--------------|--------------------|--------------------|------------------|---------------------|
| 3 | Здания и сооружения по | 300 | 500 | 100 | СНиП | ПУЭ | 80 |
| | добыче нефти с | | | | | | |
| | производством категории | | | | | | |
| | А, Б и Е (ЗУ, СУ, ДНС, | | | | | | |
| | КНС, КС, УПН, УПС, ЦИС) | | | | | | |
|-----|---------------------------|----------|--------------|--------------------|--------------------|------------------|---------------------|
| 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 со СНиП "Магистральные трубопроводы".
2. Расстояние до отдельно стоящих вахтовых, жилых и общественных
зданий (за исключением зданий клубов, школ, детских яслей-садов,
больниц) допускается принимать на 50% меньше.
Приложение 3
НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ
МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, М
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Здания и | Устья | Устья | Замерные и | Дожимные | Аварийные | Установки | Печи и | Факелы | Свечи |
| сооружения | эксплуатационных | нагнетательных| сепарационные| насосные | резервуары| предварительного| блоки | аварийного| для |
| | нефтяных и | скважин | установки | станции | ДНС | сброса |огневого | сжигания | сброса |
| | газлифтных | | | (технологические| (типа РВС)| пластовой воды | нагрева | газа | газа |
| | скважин | | | площадки) | | (УПС) | нефти | | |
|-------------------|------------------|---------------|--------------|-----------------|-----------|-----------------|---------|-----------|--------|
| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
|-------------------|------------------|---------------|--------------|-----------------|-----------|-----------------|---------|-----------|--------|
| 1. Устья | 5 | 5 | 9 | 30 | 39 | 39 | 39 | 100 | 30 |
| эксплуатационных | | | | | | | | | |
| нефтяных и | | | | | | | | | |
| газлифтных скважин| | | | | | | | | |
|-------------------|------------------|---------------|--------------|-----------------|-----------|-----------------|---------|-----------|--------|
| 2. Устья | 6 | 6 | 9 | 15 | 24 | 24 | 24 | 100 | 30 |
|