Документов в библиотеке
576379

Зарегистрированных пользователей
1160

Постановление Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56"Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"(Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.06.2003 N 4812)

 

Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. N 4812

 

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ

 

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 5 июня 2003 г. N 56

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ

БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

Госгортехнадзор России постановляет:

1. Утвердить "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

2. Направить "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.

3. Настоящие "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" вступают в силу с 30 июня 2003 г.

 

Начальник

Госгортехнадзора России

В.М.КУЛЬЕЧЕВ

 

 

 

 

 

ПРАВИЛА

БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

I. Общие положения и требования

 

1.1. Основные положения

 

1.1.1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348) с изменениями (Российская газета, 15.01.2003, N 5; Федеральный закон от 10.01.2003 N 15-ФЗ), "Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России", утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст. 4742), другими федеральными законами, иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, нормативными техническими документами в области промышленной безопасности, охраны труда, недр и окружающей среды.

1.1.2. Настоящими Правилами установлены требования, процедуры и условия ведения работ при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации производственных объектов; конструировании, изготовлении, ремонте машин, механизмов, других технических устройств; разработке технологических процессов; подготовке и аттестации работников; организации производства и труда; взаимодействии Госгортехнадзора России с организациями по обеспечению безопасных условий производства и рационального использования природных ресурсов.

1.1.3. На основании и в соответствии с требованиями и нормативами настоящих Правил организации должны в установленном порядке разработать и утвердить инструкции по промышленной безопасности по профессиям, видам работ (в том числе работ повышенной опасности) с учетом специфики производства и рабочих мест.

1.1.4. При выполнении работ, не регламентированных настоящими Правилами (земляные, строительно-монтажные, погрузо-разгрузочные, электрогазосварочные, перевозка и перемещение грузов, работы с вредными веществами, источниками ионизирующих излучений, инциденты с техническими устройствами, ликвидация открытых фонтанов и др.), организации должны руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке государственными органами исполнительной власти Российской Федерации в соответствии с их компетенцией.

1.1.5. При отсутствии в настоящих Правилах, иных нормативных документах обязательных требований, соблюдение которых необходимо для обеспечения безопасных условий труда в конкретных производственных процессах и ситуациях, работодатели обязаны (в порядке, установленном Трудовым кодексом Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (Российская газета, 2001, N 256)) обеспечить разработку и утверждение инструкций по охране труда для работников.

1.1.6. Требования безопасности к оборудованию, техническим средствам и технологиям, в том числе импортным, вступают в силу с момента ввода в действие настоящих Правил безопасности.

Эксплуатация оборудования, инструмента, приборов и применение технологических процессов, разработанных, выпущенных, приобретенных по контрактам до выхода настоящих Правил безопасности и имеющих отклонения от вновь установленных требований, осуществляется при условии обеспечения в необходимых случаях дополнительных мер безопасности. В таких случаях организации должны разработать планы поэтапного вывода из эксплуатации несоответствующих действующим Правилам оборудования, инструмента, приборов и технологических систем после выработки ими установленных сроков эксплуатации, в том числе и продленных в установленном порядке.

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 Госгортехнадзора России по месту нахождения объекта надзора.

1.1.8. Изменения и дополнения настоящих Правил осуществляются Госгортехнадзором России после рассмотрения соответствующих предложений, оценки их эффективности и утверждения в установленном порядке.

 

1.2. Организационно-технические требования и положения

 

1.2.1. Деятельность, связанная с возможностью возникновения аварий, проявления опасных и вредных производственных факторов, а также с предупреждением их проявления и воздействия на работников и окружающую среду, может осуществляться на основании соответствующих лицензий, выдаваемых в установленном порядке.

1.2.2. Виды деятельности, работ, услуг, подлежащие лицензированию, порядок и условия лицензирования определяются Госгортехнадзором России на основании Федеральных законов "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", "О лицензировании отдельных видов деятельности" от 08.08.2001 N 128-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 33, ст. 3430; 2002, N 11, ст. 1020; N 12, ст. 1093), иных нормативных правовых актов, регулирующих эту сферу.

1.2.3. Обязательным условием для выдачи лицензии на эксплуатацию является предоставление акта приемки опасного производственного объекта в эксплуатацию или положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, а также декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта.

1.2.4. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов проводится в установленном порядке. При приемке в эксплуатацию опасных производственных объектов, помимо проверки их соответствия проектной документации и требованиям безопасности, устанавливается готовность организации к эксплуатации опасного производственного объекта и к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии.

Опасные производственные объекты после приемки их в эксплуатацию подлежат регистрации в государственном реестре в порядке, установленном "Положением о регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении государственного реестра" (РД 03-294-99), утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 03.06.1999 N 39 (зарегистрировано Минюстом РФ 05.07.1999, N 1822) с изменениями и дополнениями, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 20.06.2002 N 32 (зарегистрировано Минюстом РФ 29.07.2002, N 3627).

1.2.5. Для всех взрывопожароопасных производственных объектов должны быть разработаны мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий. В планах ликвидации аварий (ПЛА), которые разрабатываются в соответствии с рекомендациями (приложение 5), следует предусматривать:

- оперативные действия персонала по предотвращению и локализации аварий;

- способы и методы ликвидации аварий и их последствий;

- порядок действий по исключению (минимизации) возможности загораний и взрывов, снижения тяжести возможных последствий аварий;

- эвакуацию людей, не занятых ликвидацией аварии, за пределы опасной зоны.

1.2.6. Организации в рамках созданной системы управления промышленной безопасностью должны организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности в порядке, установленном Постановлением Правительства Российской Федерации N 263 от 10.03.1999 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 11, ст. 1305).

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

1.2.7. Организации, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, обеспечивают выполнение государственных нормативных требований охраны труда, содержащихся в нормативных правовых актах Госгортехнадзора России, принятых в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 23.05.2000 N 399 "О нормативных правовых актах, содержащих государственные нормативные требования охраны труда" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 22, ст. 2314).

1.2.8. В целях обеспечения промышленной безопасности в рамках общей системы управления организацией может осуществляться внутренний контроль соблюдения требований промышленной безопасности в порядке, предусмотренном "Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов", утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.2002 N 61-А (зарегистрировано в Минюсте РФ 28 ноября 2002 г., N 3968).

1.2.9. Пользователь недр обязан обеспечить безопасное ведение работ, а также соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами.

Реализация этих требований в рамках лицензии на право пользования недрами при освоении месторождений может осуществляться:

- обеспечением выполнения пунктов 1.2.6 - 1.2.8 в случае ведения работ собственными силами;

- четким распределением обязанностей и ответственности в области промышленной безопасности между сторонами, зафиксированными в договоре подряда.

1.2.10. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана заключать с профессиональными аварийно-спасательными службами или с профессиональными аварийно-спасательными формированиями договоры на обслуживание, а в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, создавать собственные профессиональные аварийно-спасательные службы или профессиональные аварийно-спасательные формирования, а также нештатные аварийно-спасательные формирования из числа работников.

1.2.11. Организации должны представлять соответствующим органам декларацию промышленной безопасности опасного производственного объекта в порядке, установленном "Положением о порядке оформления декларации промышленной безопасности и перечне сведений, содержащихся в ней" (РД 03-315-99), утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 07.09.1999 N 66 с изменением N 1 (РД-И 03-394(315)-00) (Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 1999, N 43; 2000, N 50) (зарегистрировано Минюстом РФ 30.11.2000, N 2477).

Декларация промышленной безопасности проектируемого объекта разрабатывается в составе проектной документации.

1.2.12. В организациях, осуществляющих производственную деятельность, должны быть созданы службы охраны труда или вводиться должность специалиста по охране труда в порядке, предусмотренном Трудовым кодексом Российской Федерации.

Работодатели обязаны обеспечить обязательное социальное страхование работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

1.2.13. Техническое расследование причин аварии на опасном производственном объекте, расследование несчастных случаев на производстве должны проводиться в порядке, соответствующем требованиям Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Трудового кодекса Российской Федерации и "Положения о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах" (РД 03-293-99), утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.1999 N 40 (Российская газета, 1999, N 171) (зарегистрировано Минюстом РФ 02.07.1999, N 1819). Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана страховать ответственность за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасном производственном объекте.

1.2.14. При разработке проектной документации на строительство скважин, обустройство и разработку нефтяных и газовых месторождений проектная организация должна осуществить анализ опасности и риска проектируемых объектов в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

1.2.15. При изменении требований промышленной безопасности или изменении условий деятельности в проектную документацию, декларацию промышленной безопасности должны быть внесены соответствующие поправки в установленном порядке.

Подтверждение возможности использования ранее выданной лицензии на эксплуатацию опасного производственного объекта в новых условиях производится соответствующим органом Госгортехнадзора России.

1.2.16. При работе на одном объекте нескольких предприятий порядок организации и производства работ должен определяться положением о взаимодействии между организациями, утверждаемым совместно работодателями (руководителями этих организаций), а при работе нескольких подразделений одной организации - регламентом, устанавливаемым работодателем (руководителем организации).

1.2.17. 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 работодателем (руководителем организации). Производство работ повышенной опасности должно осуществляться в соответствии с инструкциями, устанавливающими требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденными работодателями (руководителем организации).

1.2.18. Консервация и ликвидация опасных производственных объектов нефтегазового комплекса производится в соответствии с порядком, установленным Постановлением Госгортехнадзора России от 02.06.1999 N 33 "Об утверждении Инструкции о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами" (зарегистрировано в Минюсте России за N 1816 от 25.06.1999).

1.2.19. Технические средства, технологические процессы, материалы и химические вещества, средства индивидуальной и коллективной защиты работников, в том числе иностранного производства, используемые в производственных процессах нефтегазовой промышленности, должны соответствовать требованиям охраны труда, установленным в Российской Федерации, и иметь сертификаты соответствия.

1.2.20. Технические устройства, в том числе иностранного производства, применяемые на опасных производственных объектах и включенные в перечень, утверждаемый в порядке, определенном Правительством Российской Федерации, подлежат сертификации на соответствие требованиям промышленной безопасности.

Общий порядок и условия применения технических устройств на опасном производственном объекте должны соответствовать нормам Постановления Правительства Российской Федерации "О применении технических устройств на опасных производственных объектах" N 1540 от 25.12.1998 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1, ст. 191).

1.2.21. Проектная документация на строительство, реконструкцию, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта, технические устройства, здания и сооружения, используемые на таких объектах, а также декларация промышленной безопасности и иные документы, связанные с эксплуатацией опасного производственного объекта, подлежат экспертизе промышленной безопасности в порядке, установленном "Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности" (ПБ 03-246-98), утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.1998 N 64 с изменением N 1 (ПБИ 03-490(246)-02) (Российская газета, 1998, N 238; 2002, N 162) (зарегистрировано Минюстом РФ 23.08.2002, N 3720).

1.2.22. Уровень промышленной безопасности при проектировании производств, сооружаемых на базе комплектного импортного оборудования или оборудования, изготавливаемого по иностранным лицензиям, должен быть не ниже устанавливаемого на основании требований настоящих Правил.

1.2.23. Зарубежное буровое, нефтепромысловое, геолого-разведочное оборудование, а также оборудование для трубопроводного транспорта и технологии применяются на территории Российской Федерации по специальным разрешениям Госгортехнадзора России.

1.2.24. Режим работы на производственных объектах нефтяной и газовой промышленности устанавливается организацией в соответствии с Трудовым кодексом Российской Федерации (от 30.12.2001).

1.2.25. Все строящиеся, действующие и вводимые в эксплуатацию производственные объекты нефтегазодобывающей промышленности должны быть снабжены трафаретами на хорошо просматриваемых местах с указанием наименования объекта, его индекса или номера и владельца.

1.2.26. Посторонним лицам находиться на территории производственного объекта без разрешения руководителя объекта или администрации организации запрещается.

1.2.27. Эксплуатация опасных производственных объектов должна осуществляться в соответствии с требованиями промышленной безопасности, установленными Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 N 116-ФЗ.

 

1.3. Требования к проектированию

 

1.3.1. Поиски и освоение месторождений нефти, газа, термальных источников энергии должны осуществляться по проектам разведки, обустройства, разработки месторождений, включающим проектные решения и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, охране труда, недр и окружающей среды.

Рабочие проекты на строительство скважин, разрабатываемые на основе проектов разведки или разработки месторождений, должны обеспечивать безаварийную проводку ствола, безопасность труда в процессе строительства скважин, их надежность и противоаварийную устойчивость при последующей эксплуатации в качестве опасных производственных объектов.

1.3.2. Проектирование производства нефтяной и газовой промышленности, в том числе строительства, реконструкции, консервации и ликвидации опасных производственных объектов, осуществляется организациями, имеющими лицензию на право ведения такой деятельности.

1.3.3. Разработка проектной документации производится на основании задания на проектирование, выдаваемого пользователем недр (заказчиком) проектной организации. По договору подряда на выполнение проектных работ заказчик обязан передать подрядчику исходные данные, необходимые для составления проектной (технической) документации.

1.3.4. Разработанная проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности в соответствии с "Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденными Госгортехнадзором России. Экспертизу промышленной безопасности проводят организации, имеющие лицензии на проведение указанной экспертизы.

1.3.5. Проектная документация утверждается недропользователем (заказчиком). Наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Госгортехнадзором России или его территориальным органом, является обязательным условием утверждения проектной документации.

1.3.6. Технические, технологические, организационные и природоохранные решения утвержденных проектов являются окончательными и обязательными для выполнения всеми организациями (в том числе подрядными), принимающими участие в реализации проекта.

1.3.7. Пересмотр действующих проектов в связи с введением в действие новых нормативных документов, несоответствием фактических горно-геологических условий проектным, другими причинами производится в порядке, установленном законодательством для разработки новой документации.

1.3.8. Отклонения от проектной документации в процессе производства не допускаются.

Все изменения, вносимые в проектную документацию в установленном порядке, подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласовываются с Госгортехнадзором России или его территориальным органом в соответствии с их компетенцией и распределением полномочий.

1.3.9. При необходимости или целесообразности использования в процессе производственной деятельности новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление Дополнения к проектной документации. Эти Дополнения подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласованию с Госгортехнадзором России в установленном порядке.

1.3.10. В процессе разведки и разработки месторождений, строительства, реконструкции, консервации и ликвидации опасного производственного объекта организации, разработавшие проектную документацию, осуществляют авторский надзор в установленном порядке.

1.3.11. Проектные организации при осуществлении деятельности по проектированию опасных производственных объектов обязаны обеспечить контроль качества проектной документации.

1.3.12. Пользователь недр обязан, в соответствии с Федеральным законом "О недрах" (от 21.02.1992 N 2395-1, в редакции от 08.08.2001), обеспечить соблюдение требований проектной документации, связанной с пользованием недрами.

1.3.13. Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных 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 государственных стандартов и санитарными нормами.

В таких случаях проектной документацией должны быть установлены:

- возможность формирования на объектах (в т.ч. при аварийных ситуациях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ, превышающей предельно допустимые санитарные нормы;

- границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентрацией сероводорода;

- возможность и интенсивность сульфидно-коррозионного растрескивания металла оборудования и технических средств, контактирующих с агрессивной средой, с учетом параметров и критериев таблицы 6.1;

- необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в условиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников.

При высоких концентрациях (свыше 6%) сероводорода в пластовых флюидах проектные решения должны соответствовать требованиям раздела 6 настоящих Правил безопасности.

1.3.14. Утверждение заключения экспертизы промышленной безопасности проектов производится Госгортехнадзором России на:

- разведку, разработку и обустройство нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа в пористой среде;

- строительство объектов сбора и подготовки нефти и газа, содержащих агрессивные примеси (сероводород более 6% (объемных));

- строительство скважин на шельфе морей, месторождениях, содержащих в пластовых флюидах свыше 6% (объемных) сероводорода, месторождениях с высоконапорными горизонтами при коэффициенте аномальности более 1,3, а также месторождениях, содержащих продуктивные отложения на глубинах 4000 м и более.

Все остальные проекты согласовываются с территориальными органами Госгортехнадзора, на территории которых планируется реализовать проект.

 

1.4. Требования к строительству, объектам,

рабочим местам

 

1.4.1. Решение о начале строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения, консервации и ликвидации опасного производственного объекта принимается при наличии утвержденной в установленном порядке проектной документации в количестве, необходимом для выполнения работ, в том числе силами подрядных организаций.

1.4.2. При осуществлении деятельности по строительству и монтажу оборудования на опасных производственных объектах организации обязаны обеспечить контроль качества строительных и монтажных работ, а также контроль состояния технической базы и технических средств строительства и монтажа.

1.4.3. Территория, отведенная в установленном порядке под строительство предприятий, производственных объектов, сооружений и коммуникаций, должна быть спланирована, ограждена (обозначена) и застроена с учетом границ санитарно-защитной зоны и в соответствии с генеральным планом, являющимся составной частью проектной документации.

Режимность и характер охраны территории строительства опасных производственных объектов устанавливаются организацией, осуществляющей строительство, а после ввода в эксплуатацию - организацией, эксплуатирующей объект.

1.4.4. Строящиеся и эксплуатируемые опасные производственные объекты (скважины, насосные и компрессорные станции и т.п.) должны иметь надежное круглогодичное транспортное сообщение (подъезды, дороги) с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации производственных служб организации.

1.4.5. На предприятиях, которые имеют подземные коммуникации (кабельные линии, нефте-, газопроводы и т.д.), должны быть утвержденные руководством организации 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.

1.4.6. Трубопроводы в местах пересечения с транспортными магистралями, переходами должны иметь знаки предупреждения об опасности. Дополнительная защита трубопроводов в таких местах (установка "кожухов" и т.п.) должна производиться в соответствии с установленными требованиями.

1.4.7. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также вокруг других опасных производственных объектов устанавливаются санитарно-защитные зоны, размеры которых определяются в установленном порядке.

При наличии в продукции месторождений вредных примесей между опасными производственными объектами, добывающими (транспортирующими) эту продукцию, и селитебными территориями должна быть установлена буферная зона, размеры которой устанавливаются проектной документацией.

1.4.8. Категория проектируемых зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасностям устанавливается проектной организацией на стадии проектирования, а введенных в эксплуатацию до выхода настоящих Правил безопасности - в соответствии с требованиями НПБ 107-97, ВНИИПО МВД России, 1997 г. Вентиляция и отопление зданий и помещений должны осуществляться в соответствии с требованиями санитарных и строительных правил и норм.

1.4.9. Ввод в эксплуатацию отдельных цехов, участков или установок опасного производственного объекта производится в установленном порядке с учетом требований настоящих Правил.

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

1.4.11. На рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи.

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

Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и, кроме особых случаев, оговоренных настоящими Правилами, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах.

1.4.13. В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение.

Светильники аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимого источника. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами.

Выбор вида освещения производственных объектов и вспомогательных помещений должен производиться с учетом максимального использования естественного освещения.

1.4.14. 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.

1.4.15. Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м - лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.

1.4.16. Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60 град. (у резервуаров - не более 50 град.), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы 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 град.

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.

1.4.17. Лестницы тоннельного типа должны быть металлическими шириной не менее 60 см и иметь, начиная с высоты 2 м, 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 пределах 70 - 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.

1.4.18. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм, и, начиная с высоты 0,75 м, 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 20 мм по периметру настила площадки при расстоянии между отверстиями не менее 250 мм.

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

1.4.20. 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.

1.4.21. Для пожаровзрывоопасных производств (установки подготовки нефти, резервуарные парки и т.п.) применение деревянных настилов запрещается.

Допускается временное применение деревянных настилов из досок толщиной не менее 40 мм при ведении работ с лесов во время ремонта полностью остановленных оборудования и аппаратов, зданий и сооружений.

1.4.22. Все потенциально опасные места объектов нефтегазодобычи (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.

1.4.23. 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. При отсутствии такой возможности ограждение должно быть выполнено сплошным или сетчатым.

1.4.24. 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 30 x 30 мм. Сетчатое ограждение должно иметь металлическую оправу (каркас).

 

1.5. Требования к оборудованию, инструменту,

другим техническим средствам

 

1.5.1. Разработка и использование технических устройств должны осуществляться в порядке, предусмотренном "Положением о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геолого-разведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение", утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 05.11.2001 N 51 (зарегистрировано Минюстом России 29.11.2001, N 3059).

1.5.2. Эксплуатация технических устройств должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными изготовителем. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируются в соответствии с технической документацией производителя, предоставленной на русском языке.

1.5.3. Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми запорными устройствами, 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. Используемые на опасных производственных объектах грузоподъемные технические устройства на видных местах должны иметь четкие обозначения грузоподъемности и дату очередного технического освидетельствования. На сосудах, работающих под давлением, паровых котлах должны быть обозначены разрешенное давление, дата следующего технического освидетельствования и регистрационный номер.

1.5.6. Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу (эксплуатации) завода-изготовителя, 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 организацией.

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.

Дальнейшая эксплуатация разрешается после устранения выявленных недостатков.

1.5.10. Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено по согласованию с разработчиком этого оборудования и территориальным органом Госгортехнадзора России. Использование модернизированного оборудования допускается при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.

1.5.11. 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 установленными требованиями и нормами.

1.5.12. Эксплуатируемые технические устройства должны соответствовать по классу климатическим условиям в местах дислокации опасных производственных объектов.

1.5.13. 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 гидратообразования или замерзания жидкостей.

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

1.5.15. 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 непреднамеренного соприкосновения работающего с ограждаемым элементом.

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

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

1.5.17. Запорные, отсекающие, разгружающие 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.

1.5.18. 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).

1.5.19. 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.

1.5.20. 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.

1.5.21. Стационарные технологические трубопроводы после их монтажа, а также после ремонта с применением сварки должны быть спрессованы. Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектом с учетом коррозионных и температурных процессов. В любом случае давление опрессовки должно превышать рабочее давление не менее чем на 25%. Порядок опрессовки временных (до 1 года) нагнетательных трубопроводов при строительстве, освоении, ремонте скважин установлен в соответствующих разделах настоящих Правил.

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

1.5.23. 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 определяются проектно-конструкторской документацией.

1.5.24. 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.

1.5.25. Снятие кожухов, ограждений, ремонт оборудования проводятся 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".

1.5.26. Решение о выводе из эксплуатации оборудования, инструментов, контрольно-измерительных приборов должно приниматься с учетом показателей физического износа, коррозии или результатов дефектоскопии. Критерии вывода из эксплуатации определяются разработчиком или организацией-изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации.

Продление срока безопасной эксплуатации технических устройств должно осуществляться в порядке, предусмотренном "Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах", утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 9 июля 2002 г. N 43 (зарегистрировано в Минюсте РФ 5 августа 2002 г., N 3665).

1.5.27. Работы по определению возможности продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений выполняют экспертные организации.

1.5.28. Сертификация технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, осуществляется в установленном порядке.

1.5.29. Стальные канаты, используемые для оснастки грузоподъемных механизмов, должны соответствовать требованиям безопасности, согласно действующим законодательным актам и нормативно-технической документации.

Это требование распространяется также на стальные канаты, используемые в качестве грузовых, несущих и тяговых.

Стропы грузовые, изготовленные из стальных канатов, должны соответствовать установленным требованиям.

1.5.30. Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должны применяться канаты талевые для эксплуатационного и разведочного бурения, соответствующие требованиям государственных стандартов.

Допускается использование импортных талевых канатов по качеству не ниже требований отечественных стандартов по разрешению органов Госгортехнадзора.

К канатам должен прикладываться сертификат соответствия изготовителя продукции.

1.5.31. Конструкции и документация на изготовление, монтаж и эксплуатацию подъемников (вышек), талевых канатов, приборов и устройств безопасности к ним подлежат экспертизе промышленной безопасности в рамках установленных норм, правил, критериев и процедур в соответствии с требованиями "Положения по проведению экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения", утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 04.03.2003 N 5 (зарегистрировано в Минюсте России 28 марта 2003 г. N 4345).

1.5.32. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с заплеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не менее шести диаметров каната.

1.5.33. 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". Запрещается использование канатов, если:

- одна из прядей оборвана, вдавлена или на канате имеется выдавление (расслоение) проволок в одной или нескольких прядях;

- выдавлен сердечник каната или пряди;

- на канате имеется деформация в виде волнистости, корзинообразности, местного увеличения или уменьшения диаметра каната;

- число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20 мм составляет более 5%, а на канате диаметром свыше 20 мм - более 10%;

- на канате имеется скрутка ("жучок"), перегиб, залом;

- в результате поверхностного износа, коррозии диаметр каната уменьшился на 7% и более;

- при уменьшении диаметра наружных проволок каната в результате их износа, коррозии на 40% и более;

- на нем имеются следы пребывания в условиях высокой температуры (цвета побежалости, окалины) или короткого электрического замыкания (оплавление от электрической дуги).

1.5.34. При перетяжке каната перед подъемом талевого блока с пола буровой площадки на барабане лебедки должно быть намотано 3 - 4 витка талевого каната.

1.5.35. 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.

1.5.36. 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 с применением защитных очков (масок).

 

1.6. Требования к электрооборудованию буровых

установок и нефтегазопромысловых объектов

 

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 установленными требованиями.

1.6.1.2. Ячейки распредустройства буровых установок, рассчитанных на напряжение 6 кВ, должны быть оборудованы запорным устройством и блокировкой, исключающей возможность:

- проведения операций с разъединителем при включенном масляном, вакуумном, электрогазовом выключателях 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 кВ (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 кВ - не менее 1,5 м.

1.6.1.4. Пересечение вертикальной плоскости, проходящей через крайние провода воздушных линий электропередач, 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 требованиями настоящих Правил и заземлены, занулены в соответствии с требованиями ПУЭ-02.

1.6.1.6. Для определения технического состояния заземляющего устройства с составлением протокола замера и акта проверки 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 проверки и протокола замера);

- проверка цепи "фаза-ноль" в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали (с составлением протокола испытаний);

- 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 мер, 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, взрывопожароопасные объекты по добыче, сбору и подготовке нефти, газа и газового конденсата, ремонту скважин на нефть и газ должны быть обеспечены переносным светильником напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении и оборудованным защитной сеткой от механических повреждений.

1.6.1.10. Обслуживание электроприводов буровых установок до и выше 1000 В должно осуществляться электротехническим персоналом, имеющим группу по электробезопасности не ниже IV.

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

1.6.1.12. Молниезащита и защита от статического электричества нефтепромысловых объектов должна осуществляться в соответствии с требованиями нормативных технических документов, регламентирующих эту сферу безопасности.

1.6.1.13. Для непосредственного выполнения функций по организации эксплуатации электроустановок руководитель организации должен назначить своим приказом (распоряжением) ответственного за безопасную эксплуатацию электрохозяйства, а также лицо, его замещающее. В организации должны быть определены и оформлены распоряжением руководителя границы обслуживания электрохозяйства электротехническим персоналом.

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 квалификационную группу по электробезопасности, соответствующую требованиям действующих нормативных документов в области электробезопасности.

1.6.1.15. Прокладка контрольных, осветительных и силовых кабелей напряжением до 1,0 кВ с сечением жил до 70 мм2 включительно на буровых установках (внутри помещений и снаружи) должна быть выполнена согласно требованиям главы 2.1 "Правил устройства электроустановок".

 

1.6.2. Требования по обеспечению взрывобезопасности

 

1.6.2.1. При выборе электрооборудования и электроаппаратуры для объектов нефтегазового комплекса следует руководствоваться следующей классификацией взрывоопасных зон  ;* ;:

--------------------------------

 ;* ; 1. Эта классификация основана на определениях и нормах "Правил устройства электроустановок", 6-е издание, Госэнергонадзор, 2000 г., гармонизированных с зарубежными аналогами и стандартами.

2. Любые закрытые помещения, имеющие сообщение с зонами классов 0 и 1, считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.

 

Зона 0 - пространство, в котором постоянно или в течение длительного периода времени присутствует взрывоопасная смесь воздуха или газа, в т.ч. зоны В-1 и В-1г (по ПУЭ-00), расположенные в помещениях, в которых выделяются горючие газы или пары легковоспламеняющихся жидкостей в таком количестве и с такими свойствами, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах работы, а также пространства у наружных установок:

- технологических установок, содержащих горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости;

- наземных и подземных резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями или горючими газами;

- эстакад для слива и налива легковоспламеняющихся жидкостей;

- открытых нефтеловушек, прудов, отстойников;

- пространства у проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными смесями классов В1 и В1а, а также устройств выброса воздуха из вытяжной вентиляции.

Зона 1 - пространство, в котором при нормальных условиях работы возможно присутствие взрывоопасной смеси воздуха или газа, в т.ч. зоны В1а и В1б (по ПУЭ-00), расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси газов или паров легковоспламеняющихся жидкостей с воздухом не образуются, а возможны только при авариях или неисправностях.

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.

1.6.2.2. Класс и границы взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых объектов, с учетом требований и норм, установленных ПУЭ-00, приводятся в таблице 1 и приложении 6 к настоящим Правилам.

 

Таблица 1

 

 N
п/п

           Помещения и пространства          

Класс взрыво-
опасности   

 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
подроторные   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 или 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 манифальдом и нет  другого
оборудования  или  аппаратов,  могущих явиться
источником  взрывоопасных  смесей,  и  которые
отгорожены  от  других взрывоопасных помещений
классов   0   и   1   стеной,   относятся    к
взрывобезопасным.                            

    Зона 1  

 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  

 7.

Пространство под     ротором,     ограниченное
цилиндром радиусом 3 м от оси скважины, на всю
высоту   до   низа  при  открытом  подроторном
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    подроторными
пространствами  в  соответствии  с  классом  и
границами (рис. 3).
Примечание. Помещение     буровой     лебедки,
отделенное   от  подроторного  пространства  и
буровой     площадки     стеной,      является
взрывобезопасным                             

    - " -   

10.

Открытые пространства    вокруг   закрытых   и
открытых технических устройств, оборудования в
соответствии   с   классом   и  границами  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 границами зон взрывоопасности на
рис. 8в

    - " -   

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

    - " -   

 

1.6.2.3. 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 взрывозащиты, отвечающий требованиям, предъявляемым ПУЭ-00, вид взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси. Электропроводки, токопроводы и кабельные линии, заземление электрооборудования должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-02.

1.6.2.4. На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования зарубежного производства должно представляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации о его соответствии действующим в Российской Федерации нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Госгортехнадзора России.

1.6.2.5. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не допускается.

 

1.7. Требования к организации труда,

подготовке и аттестации работников

 

1.7.1. Безопасные условия и охрану труда в организации обязан обеспечить работодатель. В процессе производственной деятельности работодатель обязан обеспечить выполнение установленных законодательством условий безопасности, в том числе:

- безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования, осуществлении технологических процессов, а также применяемых в производстве инструментов, сырья и материалов;

- применение средств индивидуальной и коллективной защиты работников;

- приобретение и выдачу специальной одежды, специальной обуви, других средств индивидуальной защиты;

- обучение безопасным методам и приемам выполнения работ;

- недопущение работников моложе 18 лет к работам на опасных производственных объектах, а также работников, не прошедших обязательные медицинские обследования или имеющих медицинские противопоказания.

1.7.2. Работники, занятые на работах с опасными и вредными условиями труда, должны проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в возрасте до 21 года - ежегодные) медицинские осмотры (обследования) для определения пригодности этих работников для выполнения поручаемой работы.

Работники могут проходить внеочередные медицинские осмотры (обследования) при наличии соответствующих медицинских рекомендаций.

При выполнении работ, связанных с повышенной опасностью (влияние вредных веществ, неблагоприятные производственные факторы), работники должны проходить обязательное психиатрическое освидетельствование не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

1.7.3. Все работники организаций, в том числе их руководители, обязаны проходить обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний. Проверка знаний у рабочих должна проводиться ежегодно, у руководителей и специалистов - не реже одного раза в три года.

1.7.4. Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска работников к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям Трудового кодекса Российской Федерации и "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 Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21 (зарегистрировано в Минюсте России 31.05.2002 за N 3489).

1.7.5. Подготовка и аттестация по вопросам промышленной безопасности рабочих основных профессий осуществляется в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

1.7.6. К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель.

1.7.7. Работники должны владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Порядок обучения приемам оказания доврачебной помощи устанавливается работодателем.

1.7.8. Периодическое обучение по промышленной безопасности в период работы, порядок переподготовки и дополнительного обучения, внеочередной проверки знаний при изменении требований правил безопасности, внедрении новых технологий и технических устройств устанавливается Госгортехнадзором России (Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России).

1.7.9. К руководству работами по строительству, освоению, ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие профессиональное образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности. Периодичность и порядок проверки знаний по промышленной безопасности у руководителей организаций, а также руководителей работ устанавливается нормативными документами Госгортехнадзора России.

1.7.10. Специалисты с высшим и средним профессиональным образованием, в том числе работающие по рабочим специальностям, а также практиканты высших и средних профессиональных учебных учреждений для получения допуска к самостоятельной работе должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения за теоретический курс обучения засчитывается подтвержденный дипломом теоретический курс по соответствующей специальности в рамках образовательной программы (для практикантов - справка), а за производственный - стажировка на рабочем месте в порядке, установленном в данной организации.

1.7.11. Работники комплексных бригад при необходимости выполнения работ, требующих совмещения профессий, должны пройти обучение и получить соответствующую классификацию по видам выполняемых работ, а также иметь допуски к самостоятельной работе по совмещаемым профессиям.

1.7.12. Работники опасных производственных объектов должны быть обеспечены сертифицированными средствами индивидуальной защиты, смывающими и обезвреживающими средствами.

Специальная одежда, специальная обувь, другие средства индивидуальной защиты выдаются работникам нефтяной и газовой промышленности в установленном порядке.

Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах (взрывопожароопасных участках производства), должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов.

1.7.13. Работники, прибывшие на опасный производственный объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасными и вредными производственными факторами и признаками их проявления, поведения и обязанностям по конкретным видам тревог, другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

1.7.14. В области охраны труда работник обязан:

- соблюдать требования охраны труда, установленные законами и иными нормативными правовыми актами, настоящими Правилами и инструкциями по охране труда, разработанными работодателем в установленном порядке;

- правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты;

- проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ по охране труда, оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда;

- немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае на производстве или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о проявлении признаков острого профессионального заболевания (отравления);

- проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования);

- в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте.

1.7.15. Организации и учреждения, осуществляющие профессиональную подготовку и проверку знаний работников основных профессий, подконтрольных Госгортехнадзору России, должны руководствоваться нормативными актами, утверждаемыми Госгортехнадзором России в пределах его полномочий ("Правила аттестации сварщиков" от 30.10.1998 N 63, "Положение о порядке подготовки и проверки знаний персонала для взрывных работ" от 01.04.2001 N 14 и др.).

1.7.16. Работы на химически опасных производственных объектах, связанных с освоением месторождений, в продукции которых содержится сероводород, другие вредные вещества, должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов, регулирующих деятельность в таких условиях. На этих объектах работники должны быть обеспечены изолирующими дыхательными аппаратами, лечебно-профилактическим питанием, средствами и препаратами для оказания первой медицинской помощи и т.д.

В планах ликвидации аварий (ПЛА) этих объектов должны быть установлены места "островков" безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий и т.п.

При содержании в продукции месторождений свыше 6% объемных сероводорода следует руководствоваться требованиями раздела 6 настоящих Правил.

 

1.8. Ответственность за нарушение требований

промышленной безопасности

 

1.8.1. Лица, виновные в нарушении требований промышленной безопасности, требований промышленной безопасности при пользовании взрывчатыми веществами на опасных производственных объектах, несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.

1.8.2. Непосредственную ответственность за обеспечение безопасных условий работ, связанных с пользованием недрами, несут руководители организаций независимо от того, проводят эти организации работы в рамках предоставленной им лицензии или привлекаются для выполнения определенных работ по договору в порядке, установленном законодательством Российской Федерации и требованиями настоящих Правил.

1.8.3. Пользователь недр несет ответственность за сохранность законсервированных скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях, а также за качественное выполнение работ по ликвидации скважин в установленном порядке.

1.8.4. Организации, выпускающие и поставляющие продукцию, не отвечающую требованиям охраны труда, возмещают потребителям нанесенный вред в соответствии с гражданским законодательством Российской Федерации.

1.8.5. Ответственность за необеспечение сохранности, исправности средств индивидуальной защиты, аварийной и пожарной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях несет должностное лицо, назначенное в установленном порядке руководителем организации.

 

II. Требования безопасности при строительстве скважин

 

Настоящим разделом устанавливаются требования, условия, нормативы и ограничения, обеспечивающие промышленную безопасность и охрану труда в процессе строительства скважин, а также надежность и проектную продолжительность их последующей эксплуатации в качестве опасных производственных объектов.

 

2.1. Общие положения

 

2.1.1. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, других промышленных и гражданских объектов.

2.1.2. Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, разработанный и утвержденный в соответствии с требованиями настоящих Правил, других нормативных документов, регламентирующих порядок проектирования.

2.1.3. Зарубежные техника и технологии, технические устройства, выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве скважин, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими зарубежными стандартами, включены в состав проекта или дополнений к нему и при наличии технической документации фирм-разработчиков, а также разрешений Госгортехнадзора России на применение такого оборудования и технологий на территории Российской Федерации.

2.1.4. Работы по строительству скважины могут быть начаты при выполнении следующих условий:

- наличие проектно-сметной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке;

- наличие транспортных магистралей, дорог, обеспечивающих круглогодичное сообщение с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации производственных служб организации;

- наличие согласования трасс транспортировки бурового оборудования, в т.ч. в местах пересечения трасс с ЛЭП, железными дорогами, магистральными трубопроводами и т.п.;

- наличие акта выноса местоположения скважины на местность;

- заключение договоров на производство работ с подрядчиками (субподрядчиками), службами противофонтанной безопасности.

2.1.5. Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной буровой бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Госгортехнадзора России.

Ввод в эксплуатацию или ликвидация законченной строительством скважины производятся в установленном порядке.

2.1.6. При выполнении специальных работ силами буровой бригады (передвижки буровой установки, монтаж мобильных буровых установок, ремонтные работы повышенной сложности и т.п.) рабочие бригады должны пройти дополнительное обучение и получить допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

2.1.7. На всех этапах строительства скважины (в т.ч. выполняемых подрядчиками, субподрядчиками) должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта и соответствующих нормативных документов.

2.1.8. Контроль и надзор за ходом строительства скважины, качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться организацией, пользователем недр (заказчиком), другими уполномоченными субъектами в соответствии с требованиями законодательных и нормативных актов, положений и инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

2.1.9. Строительство скважин в специфических условиях (в многолетнемерзлых породах, на месторождениях с содержанием в нефти (газе) более 6% (объемных) сероводорода, с кустовых площадок) должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных соответствующими разделами настоящих Правил.

 

2.2. Требования к проектированию строительства скважин

 

2.2.1. Рабочий проект может разрабатываться:

- на строительство отдельной скважины - индивидуальный рабочий проект;

- на строительство группы скважин, расположенных на одной кустовой площадке или одной площади - групповой рабочий проект.

Разработка групповых проектов может осуществляться при общности следующих факторов:

- назначение скважины (поисковые, разведочные, эксплуатационные, специальные);

- проектных глубин по стволу скважины. Допускается включение скважин, имеющих отклонение от средней глубины по рабочему проекту в пределах +/- 400 м (для наклонно-направленного бурения и горизонтальных скважин - +/- 500 м при длине горизонтального участка не более 300 м);

- конструкции скважин - одинаковые диаметры обсадных колонн и их количество (без учета направлений). Отклонение длины обсадной колонны от предусмотренной в рабочем проекте не должно превышать +/- 400 м (для наклонно-направленного бурения и горизонтальных скважин - +/- 500 м);

- плотность бурового раствора отличается от предусмотренного в рабочем проекте в пределах +/- 0,2 г/см3;

- горно-геологических условий проводки;

- условий природопользования.

В необходимых случаях должны составляться соответствующие варианты проектных решений и сметной документации.

Строительство каждой последующей скважины по групповому проекту должно осуществляться с учетом опыта проводки предыдущих скважин.

2.2.2. Допускается строительство скважин по привязке к действующему рабочему проекту на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и месторождениях при разнице проектных глубин не более 400 м, соблюдении требований настоящих Правил и наличии положительного заключения государственной экологической экспертизы рабочего проекта (индивидуального, группового).

2.2.3. Допускается повторное применение индивидуальных, групповых рабочих проектов для строительства последующих скважин. Порядок повторного использования рабочих проектов устанавливается заказчиком. При этом для каждого нового местоположения скважины осуществляется привязка проекта с учетом геолого-технических и природоохранных условий.

2.2.4. Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (пользователем недр) с учетом требований проекта геолого-разведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения.

2.2.5. Проект должен учитывать опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными условиями, обеспечивать надежность и безопасность скважины на всем протяжении ее эксплуатации, устойчивость ее крепи и устьевой обвязки при возникновении аварийных ситуаций, охрану недр и окружающей среды.

2.2.6. Проект должен содержать следующие данные и проектные решения:

2.2.6.1. Географическую и климатическую характеристику района работ.

2.2.6.2. Горно-геологические условия бурения.

2.2.6.3. Обоснование конструкции скважины. Профиль наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

2.2.6.4. Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва. Ожидаемые давления на устье при газонефтеводопроявлениях.

2.2.6.5. Исходные данные для расчета обсадных и муфтовых колонн. Коэффициенты запаса прочности при расчетах. Итоговые таблицы компоновок обсадных и лифтовых колонн. Типы резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб. Регламент спуска обсадных колонн (скорости спуска, усилия свинчивания и т.п.).

2.2.6.6. Обоснование плотности бурового раствора и диапазон колебаний других параметров промывочной жидкости.

2.2.6.7. Способ бурения. Компоновку колонны бурильных труб с указанием группы прочности, толщины стенки, запаса прочности и типа замковых соединений. Скорости спуско-подъемных операций.

2.2.6.8. 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.

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

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

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

2.2.6.12. Способы освоения скважины, опробования, испытания пластов в скважине, методы интенсификации притока и программу геолого-геофизических исследований.

2.2.6.13. Схемы обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой, технические характеристики сальниковых уплотнений и давление на устье при опрессовке совместно с обсадными колоннами. Порядок и условия опрессовки межколонных пространств.

2.2.6.14. 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, проект рекультивации нарушенных земель.

2.2.6.15. Геолого-технический наряд на строительство скважины.

2.2.6.16. 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.

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

2.2.6.18. Объем запаса бурового раствора.

2.2.6.19. Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений.

2.2.6.20. Укомплектованность средствами малой механизации, противопожарным инвентарем.

2.2.6.21. Методы оценки состояния обсадных колонн, способы и периодичность их испытания на остаточную прочность.

2.2.7. Изменение рабочего проекта, дополнений к нему допускается по согласованию между заказчиком проекта, буровым подрядчиком и проектировщиком в порядке, установленном законодательством.

2.2.8. При возникновении осложнений (поглощение, обвалы) оперативные решения по отклонению от проекта (ввод наполнителя, изменение физико-химических, реологических и структурно-механических свойств бурового раствора и т.д.) принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика. При возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявления, недопуск обсадной колонны и др.) решение об изменении проекта принимает руководитель буровой организации с последующим уведомлением заказчика и проектной организации. Принимаемые решения в любом случае не должны снижать надежность и эффективность последующей эксплуатации скважины и безопасность работ.

2.2.9. Изменения, внесенные в проектную документацию в результате вынужденных отклонений от проекта, относятся только к конкретной скважине (при групповых проектах) и подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Госгортехнадзора России.

2.2.10. В процессе строительства скважин организация, разработавшая проектную документацию, осуществляет в установленном порядке авторский надзор.

 

2.3. Требования к проектированию конструкции скважин

 

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

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- 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 флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

2.3.2. 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 гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающий 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 промежуточной 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.

2.3.3. 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 величин должны быть обоснованы в проекте.

 

2.3.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

- герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;

- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

2.3.5. Стандарты и технические условия по изготовлению обсадных труб должны быть согласованы с Госгортехнадзором России.

Использование импортных обсадных труб допускается при соответствии их зарубежным стандартам, подтвержденным сертификатом производителя.

2.3.6. Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

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

- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

- возможность аварийного глушения скважины;

- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

2.3.7. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины устанавливаются проектом или планом работ, разработанным и согласованным в установленном порядке.

Конструкция скважины должна предусматривать возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

 

2.4. Требования к строительным и вышкомонтажным работам

 

2.4.1. Подготовительные работы к строительству и монтажу буровой установки могут быть начаты при выполнении требований п. 2.1.4 настоящих Правил безопасности.

2.4.2. В случае расположения строящейся скважины на плодородных землях и землях активного сельхозпользования следует руководствоваться установленными требованиями по землепользованию.

2.4.3. Площадки для монтажа буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод к системам их сбора и очистки.

2.4.4. Вышкомонтажные работы могут быть начаты после выдачи вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение и рабочей документации проекта на строительство скважины, связанной со строительно-монтажными работами, технических условий на монтаж оборудования и строительство привышечных сооружений, регламента безопасной организации работ.

2.4.5. Проект на транспортирование крупного блока с вышкой или отдельно вышки в вертикальном положении утверждается руководством организации, осуществляющей вышкомонтажные работы, после согласования трассы со всеми заинтересованными организациями. Транспортирование блоков мобильных буровых установок производится в установленном порядке. Работы выполняются под руководством ответственного специалиста, имеющего допуск к руководству такими работами.

В проекте должны быть отражены:

- способ транспортировки оборудования;

- трасса передвижения оборудования и пути движения поддерживающей и страхующей техники;

- способы преодоления рвов, оврагов, выравнивания трассы, в том числе по лесным вырубкам, перехода через дороги, линии электропередач, водные преграды;

- количество и расстановка членов бригады, участвующей в транспортировке оборудования, участие представителя организаций, эксплуатирующих ЛЭП, железные дороги (в случае их пересечения).

2.4.6. 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 20 м, при температуре воздуха ниже пределов, установленных в данном регионе.

2.4.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.

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

2.4.9. Демонтаж буровой вышки, вышечно-лебедочного блока при наличии давления на устье скважины запрещается.

2.4.10. Работы по строительству сооружений, зданий, помещений, вспомогательных объектов должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих условия безопасности труда в строительстве.

2.4.11. До начала бурения стенки шахты для забуривания должны быть укреплены или спущено и зацементировано шахтовое направление. Якоря ветровых оттяжек должны быть испытаны на нагрузки, установленные инструкцией по эксплуатации завода-поставщика.

2.4.12. Сдача в работу смонтированной буровой установки производится после опрессовки нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем управления оборудования, проверки качества заземления, представления актов на скрытые работы.

 

2.5. Требования к буровым установкам, техническим

устройствам, инструменту

 

2.5.1. Буровое оборудование должно отвечать требованиям государственных стандартов и настоящих Правил безопасности.

2.5.2. Требования безопасности к не вошедшим в состав государственных стандартов оборудованию и техническим устройствам устанавливаются техническими условиями и нормативными техническими документами Госгортехнадзора России.

2.5.3. Технические устройства, используемые в процессе строительства скважин, подлежат сертификации на соответствие требованиям промышленной безопасности в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

2.5.4. Технические устройства, применяемые в процессе строительства скважин, подлежат экспертизе промышленной безопасности. Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности по установленному перечню технических устройств должен соответствовать требованиям нормативных документов Госгортехнадзора России.

2.5.5. Технические характеристики оборудования, входящего в состав буровой установки, должны соответствовать классу этих установок и условиям их эксплуатации. Порядок приобретения и комплектации бурового оборудования должен соответствовать установленным требованиям.

2.5.6. Выбор буровой установки в рамках рабочего проекта на строительство скважины должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.

Выбор типа импортных буровых установок должен производиться с учетом вышеназванных критериев и нормативов.

2.5.7. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше 4000 м по требованию заказчика оснащаются автоматами спуско-подъемных операций.

2.5.8. Буровые установки должны оснащаться верхним приводом при:

- бурении скважин с глубины более 4500 м;

- вскрытии пластов с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;

- наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно-направленных скважинах;

- бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной по вертикали более 3000 м.

2.5.9. Буровые установки (в т.ч. импортные) должны быть выполнены во взрывозащищенном варианте.

2.5.10. Освещенность буровых установок светильниками должна обеспечивать освещенность:

- роторного ствола - 100 лк;

- пути движения талевого блока - 30 лк;

- помещения вышечного и насосного блоков - 75 лк;

- превенторной установки - 75 лк;

- лестниц, маршей, сходов, приемного моста - 10 лк.

2.5.11. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика. Пуск буровых насосов в работу должен производиться с местного поста управления, а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного поста управления.

2.5.12. Работы на приемном мосту буровой установки по затаскиванию и выбросу труб, а также работы по обслуживанию (замене) гидравлических блоков буровых насосов должны быть механизированы, а управление грузоподъемными механизмами для работы на приемном мосту - дистанционным.

2.5.13. 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 необходимости должен быть установлен дублирующий пульт управления.

2.5.14. Буровая установка должна быть укомплектована:

- ограничителем высоты подъема талевого блока;

- ограничителем допускаемой нагрузки на крюке;

- 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;

- станцией (приборами) контроля параметров бурения (тип станции устанавливается заказчиком);

- 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 1,25 м;

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

- устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;

- успокоителем ходового конца талевого каната;

- системами обогрева рабочих мест;

- блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР;

- приспособлением (поясом) для А-образных мачт и вышек с открытой передней гранью, предотвращающих падение устанавливаемых (установленных) за палец свечей;

- системой запасных и приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

- градуированной мерной емкостью для контролируемого долива скважины, оснащенной уровнемером.

2.5.15. Все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил. 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.

2.5.16. Конструкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность:

- монтажа превенторной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее;

- установки стола ротора на уровне пола буровой, а также рационального размещения:

- средств автоматизации, механизации и пультов управления;

- обогреваемого подсвечника со стоком раствора;

- воздухо-, масло-, топливопроводов и средств системы обогрева;

- механизма крепления неподвижной ветви талевой системы;

- механизмов по изменению положения машинных ключей по высоте;

- механизма крепления рабочих и страховочных канатов машинных ключей;

- шурфов для наращивания, установки ведущей трубы и (при необходимости) утяжеленных бурильных труб;

- устройств по механизации установки ведущей трубы и УБТ в шурфы.

2.5.17. Применяемые крепления всех приспособлений и устройств, устанавливаемых на вышках, должны исключать их самопроизвольное раскрепление и падение. Приспособления и устройства должны быть застрахованы от падения.

2.5.18. 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 возникновения аварийной ситуации. Устройство должно быть расположено за пределами вышки и обеспечивать эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства.

2.5.19. Вышки должны оснащаться лестницами-стремянками с устройствами 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 рабочей площадки верхового рабочего (балкона) с переходными площадками через каждые 6 м, а выше - лестницей тоннельного типа или лестницей-стремянкой с устройством для безопасного подъема и спуска. Вышки для мобильных установок должны оборудоваться лестницами тоннельного типа без переходных площадок.

2.5.20. На буровых насосах должны быть установлены компенсаторы давления, заполняемые воздухом или инертным газом, с приспособлениями для контроля давления в компенсаторах.

2.5.21. 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. Конструкция крепления элементов нагнетательного трубопровода (стояка и т.п.) к металлоконструкциям должна предусматривать возможность центровки талевой системы по отношению к оси скважины. На соединение фланцев нагнетательного трубопровода устанавливаются съемные металлические хомуты.

2.5.22. Верхний силовой привод должен быть совместим со средствами механизации спуско-подъемных операций. Управление исполнительными механизмами и приводом силового блока должно осуществляться с пульта управления, расположенного компактно с пультами управления другим оборудованием буровой установки (лебедкой, автоматическим ключом и др.). Элементы верхнего привода (направляющие балки, модуль исполнительных механизмов и т.д.) не должны создавать помех для ведения других технологических операций. Грузоподъемность верхнего привода должна соответствовать грузоподъемности буровой установки. Конструкция верхнего привода должна предусматривать наличие системы противофонтанной арматуры, датчиков положения исполнительных механизмов, скорости вращения стволовой части и момента вращения.

Система противофонтанной арматуры должна включать не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части.

В процессе работы должны контролироваться:

- скорость вращения бурильной колонны;

- величина крутящего момента при свинчивании и бурении;

- положение элементов трубного манипулятора;

- положение системы противофонтанной арматуры.

Монтаж и установка элементов верхнего привода должны осуществляться специализированным персоналом в соответствии с инструкцией завода-изготовителя (фирмы-поставщика).

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

2.5.24. По требованию заказчика (если оно содержится в техническом задании) в конструкцию буровой установки для кустового строительства скважин должно быть предусмотрено устройство для подвески блока очистки к основанию вышечно-лебедочного блока.

2.5.25. На корпусах оборудования, входящего в состав талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк), должна быть указана их допускаемая грузоподъемность.

2.5.26. Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и др.), муфты сцепления, шкивы, другие вращающиеся и движущиеся элементы оборудования, а также их выступающие части должны иметь металлические ограждения, соответствующие установленным требованиям.

2.5.27. Инструменты, специальные приспособления и устройства, применяемые в процессе строительства скважин, должны соответствовать техническим условиям по их изготовлению, утвержденными в установленном порядке.

 

2.6. Требования к эксплуатации оборудования,

механизмов, инструмента

 

2.6.1. Порядок организации, проведения планового ремонта и обслуживания бурового и энергетического оборудования устанавливается буровой организацией с учетом инструкций по эксплуатации, представляемых производителем продукции.

2.6.2. Пневматическая система буровой установки (трубопроводы, краны, соединения и т.д.) должна быть испытана на заводах-изготовителях на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После монтажа на месте производства работ, а также после ремонтных работ пневмосистема должна быть испытана давлением, в 1,25 раза превышающим рабочее, но не менее чем на 3 кгс/см2 (0,3 МПа).

2.6.3. Для подъема быстроизнашивающихся деталей весом более 300 Н (30 кгс) должны использоваться грузоподъемные механизмы (тали и т.п.).

2.6.4. При проведении ремонтных работ должны использоваться приспособления и устройства, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала.

2.6.5. Буровые насосы должны быть оборудованы предохранительными устройствами. Конструкция этих устройств должна обеспечивать их надежное срабатывание при установленном давлении независимо от времени контакта с буровыми растворами и содержания в них абразивной твердой фазы, длительности воздействия, перепада температур. Предохранительные устройства при их срабатывании должны исключать возможность загрязнения оборудования и помещения насосной.

2.6.6. Диафрагма, устанавливаемая в предохранительных устройствах насоса, должна срабатывать при давлении, превышающем на 10% рабочее давление насоса, соответствующее диаметру установленных цилиндровых втулок.

2.6.7. Обвязка буровых и центробежных насосов низкого давления должна обеспечивать:

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

- 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.

2.6.8. 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 не обязательна, но должна быть установлена задвижка для сброса давления в нагнетательном трубопроводе.

2.6.9. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура после сборки на заводе, а также после ремонта с применением сварки подлежат опрессовке пробным давлением, в остальных случаях давление опрессовки должно быть равно рабочему, умноженному на коэффициент запаса прочности. Продолжительность выдержки под давлением должна составлять не менее 5 мин.

Рабочее давление и необходимый коэффициент запаса прочности приведены ниже:

 

Рабочее давление,  ; 200 (20)  200 - 560  560 - 650   ; 650 (65)

кгс/см2, (МПа)                (20 - 56)  (56 - 65)

Коэффициент           1,5        1,4        1,3        1,25

запаса прочности

 

Испытание манифольда буровыми насосами запрещается.

2.6.10. 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 к корпусу вертлюга.

2.6.11. Ходовые и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки.

2.6.12. 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.

2.6.13. 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. Узлы соединения канатов должны соответствовать требованиям п. 1.5.33. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 5 - 10 см.

2.6.14. Оснастка талевой системы должна соответствовать требованиям рабочего проекта для данного интервала проходки ствола и техническим условиям эксплуатации буровой установки.

2.6.15. Каждая вышка должна быть снабжена металлической табличкой, прикрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:

- дата изготовления вышки;

- завод-изготовитель;

- заводской номер вышки (буровой установки);

- грузоподъемность (номинальная) вышки;

- сроки следующего испытания (проверка технического состояния) вышки.

2.6.16. Металлический пол люльки верхового рабочего должен быть рассчитан на нагрузку не менее 130 кгс и иметь перильное ограждение со сплошной обшивкой до пола. Высота перильного ограждения должна быть не менее 1 м. Люлька должна быть застрахована от падения.

2.6.17. Проверку технического состояния вышек и их испытание следует осуществлять в соответствии с требованиями нормативных технических документов, утвержденных или согласованных Госгортехнадзором России.

2.6.18. При механизированном осуществлении спуско-подъемных операций без участия бурового рабочего на вышке должна быть установлена площадка для обслуживания механизмов автомата спуско-подъемных операций.

2.6.19. Состояние ограничителя грузоподъемности лебедки и ограничителя подъема талевого блока должно проверяться перед началом работы каждой вахты (смены).

2.6.20. Эксплуатация буровой установки при неустановленных или поврежденных защитных ограждениях запрещается.

2.6.21. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

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.

2.6.22. 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.

2.6.23. Необходимость установки протекторов на бурильные и ведущие трубы определяется проектом.

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

2.6.25. Буровые организации должны иметь в пределах региона деятельности специальные средства для "левого" разворота бурильных труб в скважине при аварийных работах.

 

2.7. Требования безопасности при бурении скважин

 

2.7.1. Проходка ствола

 

2.7.1.1. В процессе проходки ствола скважины должны постоянно контролироваться следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- плотность, структурно-механические и реологические свойства бурового раствора с регистрацией в журнале;

- расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

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

- уровень раствора в приемных емкостях в процессе углубления, при промывках скважины и проведении спуско-подъемных операций;

- крутящий момент на роторе при роторном способе бурения.

Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе, расход бурового раствора на входе и выходе из скважины должны находиться в поле зрения бурильщика.

2.7.1.2. При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны контролироваться:

- азимут и зенитный угол ствола скважины;

- пространственное расположение ствола скважины;

- взаимное расположение стволов бурящейся и ранее пробуренных соседних скважин.

Периодичность контроля устанавливается проектом или организацией.

2.7.1.3. Способ и режимы бурения, тип породоразрушающего инструмента, скорость истечения струи раствора из насадок долота должны соответствовать рабочему проекту.

2.7.1.4. Проведение работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина-пласт, в т.ч. с несбалансированным пластовым давлением, с использованием газообразных агентов, аэрированных промывочных жидкостей должно осуществляться в соответствии с проектом или дополнением к проекту, согласованному и утвержденному в установленном законодательством порядке.

2.7.1.5. Буровой организацией рекомендуется разрабатывать мероприятия по профилактике и ликвидации типовых аварий и осложнений.

2.7.1.6. При длительных остановках или простоях скважин, во вскрытых разрезах которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли, пластичные глины и т.п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя. Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией.

2.7.1.7. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пласта давлением газа, нефти (после вызова их притока) или столба бурового раствора, а также проницаемых горизонтов.

2.7.1.8. Аварийные работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента, обсадных колонн с применением взрывчатых материалов (детонирующих шнуров, торпед и т.п.) должны проводиться по специальному проекту (плану), разработанному и утвержденному совместно буровой организацией и организацией, имеющей лицензию (право) на проведение этого вида работ ("Единые правила безопасности взрывных работ", утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 30.01.2001 N 3 (зарегистрировано в Минюсте России 07.06.2001, N 2743)).

2.7.1.9. Перед спуском в скважину нестандартного аварийного инструмента должен быть подготовлен эскиз этого инструмента с указанием необходимых размеров и зафиксировано его местоположение в компоновке бурильной колонны.

2.7.1.10. 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.

2.7.1.11. Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22 (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002 за N 3759).

При этом необходимо:

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

- загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки;

- ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;

- уложить крюк и талевый блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедку;

- спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;

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

- обесточить буровую установку (при дизельном приводе - перекрыть топливопровод);

- обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины.

Дополнительные требования к временной консервации объекта, с учетом региональных особенностей и сезонно-климатических условий, устанавливаются документацией, разработанной и согласованной организацией в установленном порядке.

2.7.1.12. Буровой мастер должен представлять руководству буровой организации суточный рапорт о проведенных работах.

Форма суточного рапорта устанавливается буровой организацией с учетом включения в его состав необходимых данных для технического расследования и установления причин аварий, осложнений и возникновения внештатных ситуаций.

2.7.1.13. Организация и порядок смены вахт устанавливаются организацией в соответствии с действующим законодательством.

2.7.1.14. Периодичность и регистрация инструктажа на рабочем месте в период проходки ствола скважины устанавливается буровой организацией с учетом действующих нормативов в этой области.

 

2.7.2. Спуско-подъемные операции

 

2.7.2.1. Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.

Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.

2.7.2.2. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.

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

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

2.7.2.5. Скорости спуско-подъемных 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 спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

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

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

2.7.2.8. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях.

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

2.7.2.10. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:

- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;

- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;

- скорости ветра более 20 м/с;

- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.

2.7.2.11. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.

2.7.2.12. При спуско-подъемных операциях запрещается:

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

- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;

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

- пользоваться перевернутым элеватором.

2.7.2.13. Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.

2.7.2.14. 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.

2.7.2.15. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.

2.7.2.16. Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.

 

2.7.3. Буровые растворы

 

2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва 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 следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, 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 самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 град. С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.

 

2.7.4. Крепление ствола скважины

 

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

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

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

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.

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

- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. 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.

2.7.4.9. 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 гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

- истощенные горизонты;

- водоносные проницаемые горизонты;

- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

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

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

- 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.

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной 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 флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

- от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров;

- от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

 

2.7.5. Испытание крепи скважин на герметичность

 

2.7.5.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, 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 Госгортехнадзора России. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.

2.7.5.2. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка 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.

2.7.5.3. 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). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.

2.7.5.4. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно опрессовывается с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10 - 20 м выше башмака.

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.5.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.

В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.

2.7.5.6. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства.

При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке оценивается не по падению давления, а по отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом.

2.7.5.7. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

 

2.7.6. Монтаж и эксплуатация

противовыбросового оборудования

 

2.7.6.1. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

2.7.6.2. Эксплуатация противовыбросового оборудования осуществляется в соответствии с техническими условиями изготовителей.

2.7.6.3. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

- герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

- вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

- подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

- срезания бурильной колонны;

- контроля за состоянием скважины во время глушения;

- расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

- спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

2.7.6.4. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

- при вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор);

- 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 организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

- четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) 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);

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

в) на всех морских скважинах.

2.7.6.5. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований настоящих Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.

2.7.6.6. 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:

- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;

- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.

На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 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 подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России.

Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

2.7.6.7. 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 организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

2.7.6.8. 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 гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

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

Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

2.7.6.10. 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 перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

2.7.6.11. 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, 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.

2.7.6.12. 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 горизонтов 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 кран является рабочим, второй - резервным.

2.7.6.13. Превентора вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.6.14. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

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

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

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.6.15. 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 организации, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

2.7.6.16. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией.

2.7.6.17. 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.

2.7.6.18. 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.

2.7.6.19. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную трубу с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.7.6.20. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами 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, опрессованные на соответствующее давление.

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

2.7.6.22. 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.

 

2.7.7. Предупреждение газонефтеводопроявлений

и открытого фонтанирования скважин

 

2.7.7.1. Требования настоящих Правил к рабочим проектам на строительство скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов. Реализация этих возможностей может быть достигнута при выполнении дополнительных условий, устанавливаемых в этом разделе Правил.

2.7.7.2. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

2.7.7.3. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с Приложением 5;

- проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;

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

Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений в организации должна осуществляться в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

2.7.7.4. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.

2.7.7.5. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

2.7.7.6. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков по п. 2.7.3.3 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

2.7.7.7. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений (ПЛА).

2.7.7.8. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

2.7.7.9. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

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

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

2.7.7.11. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 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.

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

2.7.7.13. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком.

2.7.7.14. 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 затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА.

2.7.7.15. 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 специализированных организаций (служб).

2.7.7.16. 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 извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.

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

2.7.7.17. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

2.7.7.18. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!", "Недолив скважин - путь к фонтану!".

 

2.8. Дополнительные требования при строительстве

горизонтальных скважин

 

2.8.1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать следующие положения и решения:

- обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

- расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;

- мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

- коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;

- технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;

- гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального проложения;

- крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);

- допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

2.8.2. Выбор конструкции горизонтальных скважин должен определяться принципами, установленными настоящими Правилами безопасности.

2.8.3. При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

2.8.4. Для удаления газовых скоплений в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должен фиксироваться и при необходимости регулироваться.

2.8.5. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий:

- коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка, составляют 1,3 - 1,5, для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0 до 5,0 град./10 м, - 1,05, для секций в интервалах искривления свыше 5 град./10 м - 1,10;

- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление - 1,15;

- расчет обсадных колонн на растяжение должен производиться в установленном порядке.

При проведении расчетов для горизонтального участка следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов интенсивного искривления - трубы высоких групп прочности.

2.8.6. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен производиться на основании нижеследующей таблицы:

 

Интенсивность
искривления,
 град./10 м 

Избыточное
внутреннее
давление,
   МПа   

Сочетание резьбовых соединений и гер- 
метизирующих средств                  

    оптимальное  

    допускаемое    

                          Жидкая среда                         

5,0 - 10,0  

 до 25,0 

ОТТГ (Р-2, Р-402)

ОТТМ с тефлоновым  
кольцом            

   ; 25,0 

ТБО (Р-2, Р-402) 

ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-
416)               

свыше 10,0  

 до 25,0 

ТБО (Р-2, Р-402) 

ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-
416)               

   ; 25,0 

VAM (аналоги)    

ТБО (Р-2, P-402)   

                         Газовая среда                         

5,0 - 10,0  

 до 25,0 

ТБО (Р-2, P-402) 

ОТТГ (Р-2, P-402)  

   ; 25,0 

VAM (аналоги)    

ТБО (Р-2, Р-402)   

свыше 10,0  

 до 25,0 

VAM (аналоги)    

ТБО (Р-2, P-402)   

   ; 25,0 

VAM (аналоги)    

VAM (аналоги)      

 

2.8.7. Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:

- в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки скважины;

- в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;

- УБТ располагается выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.

2.8.8. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производятся с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желообразования и снижения износа обсадных колонн. Возникновение нагрузок на стенки скважины выше предельных значений, установленных проектом, недопустимо.

 

2.9. Освоение и испытание законченных бурением скважин

 

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

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих Правил;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

- отсутствуют межколонные давления.

В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией.

2.9.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью), соответствующей рабочему проекту.

В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В остальных случаях схема противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются документацией, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

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

2.9.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

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

- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";

- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров;

- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- охрану недр и окружающей среды.

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

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

- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

- использования пенных систем;

- использования специальных технических средств и технологий (струйный насос УГИС и т.п.).

2.9.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.

Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки - на давление опрессовки колонны.

2.9.10. 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 буровой организации и согласовывается с заказчиком.

2.9.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организации.

Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил безопасности.

2.9.12. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по установленной форме.

 

2.10. Дополнительные требования по строительству

скважин в зонах многолетнемерзлых пород

 

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

2.10.2. Размещение 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).

2.10.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

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

2.10.5. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

2.10.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

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

2.10.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые 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.

2.10.9. 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.

2.10.10. Забуривание наклонно-направленного ствола в интервалах залегания ММП не допускается.

2.10.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.

2.10.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8 - 10 град. С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

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

2.10.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (время обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается организацией - исполнителем работ по согласованию с добывающей организацией и территориальными органами Госгортехнадзора России. 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.

2.10.15. 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.

 

2.11. Дополнительные требования

при кустовом строительстве скважин

 

2.11.1. Настоящие требования распространяются на кустовое строительство скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях. При газовом факторе более 200 м3/т проектная документация должна содержать дополнительные меры безопасности в соответствии с настоящими Правилами.

2.11.2. Разработка проектной документации на подготовку и обустройство кустовых площадок, порядок ведения работ, эксплуатацию скважин должна соответствовать требованиям настоящих Правил с учетом обеспечения промышленной безопасности при высокой концентрации опасных производственных объектов на ограниченной территории и совмещении во времени работ по бурению, освоению, эксплуатации и ремонту скважин.

2.11.3. Генеральный план размещения производственных, вспомогательных и бытовых объектов на кустовой площадке должен соответствовать требованиям настоящих Правил (приложение 4) с учетом специфики производства, санитарных норм и правил.

2.11.4. Рабочий проект на строительство скважин разрабатывается по заданию пользователя недр (заказчика) в установленном законодательством порядке. Порядок размещения устьев скважин на кустовой площадке должен соответствовать требованиям, установленным Госгортехнадзором России.

Общее количество скважин на кустовой площадке ограничивается величиной суммарного свободного дебита всех скважин куста, которая не должна превышать 4000 т/сутки (по нефти).

2.11.5. При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин.

2.11.6. В целях обеспечения промышленной безопасности при совмещении во времени различных по характеру работ (бурение, освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования и т.п.) пользователь недр или его представитель, наделенный полномочиями в установленном порядке, разрабатывает и утверждает документацию по организации безопасного производства работ на кустовой площадке. Эти мероприятия обязательны для всех участников производственного процесса.

2.11.7. Пользователем недр (заказчиком) в порядке, предусмотренном законодательством, назначается ответственный руководитель работ на кустовой площадке, наделенный необходимыми полномочиями.

2.11.8. "Положение о порядке организации безопасного производства работ на кустовой площадке" должно предусматривать:

- последовательность работ и операций, порядок их начала при совмещении во времени;

- оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности всех участников производственного процесса;

- систему оперативного контроля за ходом и качеством работ, уровнем их безопасного ведения;

- порядок и условия взаимодействия организаций между собой и ответственным руководителем работ на кустовой площадке.

2.11.9. Порядок эвакуации людей, транспорта, спецтехники с кустовой площадки при возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявление, открытые фонтаны и т.п.) должен быть предусмотрен планом ликвидации аварии (ПЛА).

2.11.10. При передвижке вышечно-лебедочного блока на новую точку (позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных аварийных работ на скважине должны быть прекращены все работы на соседних объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть удалены (кроме работников, занятых непосредственно производством работ).

2.11.11. Производство опасных работ на кустовой площадке должно проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил по нарядам-допускам, выдаваемым ответственным руководителем работ на кусте.

2.11.12. Освоение законченных бурением скважин производится в порядке, предусмотренном настоящими Правилами с учетом дополнительных требований, установленных Госгортехнадзором России.

2.11.13. Одновременно с бурением очередной скважины на ранее пробуренных допускается проведение работ по дополнительному вскрытию продуктивных мощностей, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины.

2.11.14. Демонтаж буровой установки или снятие вышечно-лебедочного и других блоков с последней пробуренной на кусте скважины, их транспортировка с кустовой площадки должны производиться после остановки работы всех эксплуатационных скважин, находящихся в опасной зоне.

2.11.15. Сдача очередной скважины буровым подрядчиком и приемка ее заказчиком производится после предварительных исследований качества выполнения работ и оформляется актом, подписанным обеими сторонами. Состояние передаваемой скважины (эксплуатационная колонна испытана на герметичность; эксплуатационная колонна перфорирована и спущено внутрискважинное оборудование; скважина закончена "под ключ" и т.п.) устанавливается договором подряда.

Ввод скважины в эксплуатацию производится заказчиком в установленном порядке.

 

III. Требования к ведению работ при добыче, сборе,

подготовке нефти, газа и газового конденсата

 

3.1. Общие положения

 

3.1.1. Настоящий раздел Правил безопасности направлен на предупреждение аварий и обеспечение промышленной безопасности в процессе строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации опасных производственных объектов, а также на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий аварий и нестандартных ситуаций.

3.1.2. К опасным производственным объектам относятся организации или их цехи, участки, площадки, иные производственные объекты, обладающие признаками опасности, установленными Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 N 116-ФЗ.

3.1.3. Работы на кустовых площадках (ограниченных территориях) с высокой концентрацией опасных производственных объектов должны осуществляться в соответствии с порядком, установленным Госгортехнадзором России.

3.1.4. Организации, ведущие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов:

- при осуществлении деятельности по строительству и монтажу на опасных производственных объектах обеспечивают контроль качества строительных и монтажных работ, а также контроль состояния технической базы и технических средств строительства и монтажа;

- при осуществлении деятельности по эксплуатации опасных производственных объектов обеспечивают производственный контроль в соответствии с требованиями "Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.1999 N 263 (Собрание законодательства Российской Федерации, 15.03.1999, N 11, ст. 1305).

3.1.5. Строительство опасных производственных объектов и ведение монтажных работ может быть начато при наличии положительного заключения экспертизы промышленной безопасности проектной документации, в том числе документации, передаваемой подрядчикам и субподрядчикам.

3.1.6. Технические средства и методы измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на опасных производственных объектах, должны быть метрологически аттестованы в установленном порядке.

3.1.7. Персонал должен быть ознакомлен с соответствующими инструкциями и разделами ПЛА.

Знание плана ликвидации возможных аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику, утвержденному техническим руководителем опасного производственного объекта.

3.1.8. На опасных производственных объектах должны быть обеспечены охрана и контрольно-пропускной режим, исключающие проникновение на территорию посторонних лиц.

На объектах, где невозможно обеспечить круглосуточную охрану и контрольно-пропускной режим (куст скважин и т.п.), необходимо установить запрещающие знаки на въезд и вход.

3.1.9. Устройство периметральной охраны и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации персонала при различных направлениях ветра.

3.1.10. Технологическое оборудование и трубопроводы, предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с коррозионно-агрессивными веществами, должны иметь техническую документацию завода-изготовителя, подтверждающую возможность их безопасной эксплуатации при проектных параметрах.

3.1.11. Сложные, специфические работы в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин (капитальный ремонт скважин, повышение нефтеотдачи пластов, интенсификация притоков и т.п.) должны осуществляться специализированными организациями (структурными подразделениями), персонал которых имеет право руководства работами и допуск к ведению таких работ.

3.1.12. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающей организацией утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ. Примерный порядок подготовки технологического регламента представлен в приложении 6.

3.1.13. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, ведет учет аварий и инцидентов (отказов, неполадкок оборудования и систем, нарушений технологического регламента и др.) на опасном производственном объекте в соответствии с законодательством Российской Федерации.

 

3.2. Требования к организациям, эксплуатирующим опасные

производственные объекты

 

3.2.1. Организации, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, обязаны:

- обеспечивать выполнение и выполнять требования промышленной безопасности, содержащиеся в федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации и в нормативных технических документах, принятых в установленном порядке;

- иметь в штате работников, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям, в количестве, необходимом для осуществления деятельности;

- обеспечивать проведение подготовки и аттестации руководителей, специалистов и работников в области промышленной безопасности в порядке, установленном Госгортехнадзором России;

- иметь в наличии нормативные правовые акты и нормативные технические документы, включая нормативные документы Госгортехнадзора России, необходимые для осуществления деятельности;

- выполнять распоряжения и предписания Госгортехнадзора России, его территориальных органов и должностных лиц, отдаваемые ими в соответствии с полномочиями.

3.2.2. Организации, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, в рамках общей системы управления промышленной безопасностью, осуществляют внутренний контроль соблюдения требований промышленной безопасности.

Порядок осуществления внутреннего контроля должен соответствовать требованиям главы I настоящих Правил.

3.2.3. Организации обязаны иметь лицензии, выданные Госгортехнадзором России, при осуществлении ими следующих видов деятельности:

- деятельность по эксплуатации взрывоопасных и химически опасных производственных объектов нефтегазодобывающих производств в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 04.06.2002 N 382 "О лицензировании деятельности в области промышленной безопасности опасных производственных объектов и производства маркшейдерских работ" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 23, ст. 2182);

- деятельность по эксплуатации пожароопасных производственных объектов, на которых ведутся работы по добыче полезных ископаемых, склонных к самовозгоранию, а также на объектах, технология которых предусматривает ведение пожароопасных работ 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, 2002, N 34, ст. 3290).

 

3.3. Требования к проектированию обустройства

нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

 

3.3.1. В проектной документации предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий и локализации их последствий, как на самом проектируемом объекте, так и в результате аварий на других объектах в районе размещения проектируемого объекта.

При разработке мероприятий учитываются источники опасности, факторы риска, условия возникновения аварий и их сценарии, численность и размещение производственного персонала.

В число мероприятий по предупреждению аварий и локализации их последствий включаются организационные и инженерные решения:

- по предотвращению разгерметизации оборудования и выбросов опасных веществ в количествах, создающих угрозу производственному персоналу и окружающей среде;

- по установке систем контроля химической обстановки, обнаружении взрывоопасных концентраций опасных веществ;

- по предупреждению развития и локализации аварий, связанных с выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими явлениями (внезапные выбросы газа);

- по обеспечению безопасности производственного персонала;

- по установке систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов;

- по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственными процессами, безопасности находящегося в них персонала и возможности управления процессами при авариях;

- по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий аварий на проектируемом объекте;

- по системам физической защиты и охраны опасного производственного объекта от постороннего вмешательства, а также по системам оповещения об авариях;

- по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на проектируемом объекте аварийно-спасательных служб и формирований.

В проектной документации должны предусматриваться решения, соответствующие передовому отечественному и зарубежному уровню промышленной безопасности, в том числе обоснованные и достаточные решения, учитывающие особо сложные геологические и гидрогеологические условия строительства, сейсмичность, оползневые и другие явления.

3.3.2. В проектной документации на консервацию или ликвидацию опасного производственного объекта предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий, локализации и ликвидации их последствий как в процессе консервации или ликвидации объекта, так и по завершении его консервации, в том числе мероприятия по предотвращению проникновения посторонних лиц на законсервированный объект.

3.3.3. В проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта предусматриваются также мероприятия, обеспечивающие:

- безопасность для жизни и здоровья пребывания людей в пределах зон вредного влияния работ;

- наиболее полное, комплексное и безопасное извлечение запасов полезных ископаемых;

- сохранность консервируемых скважин для их эффективного хозяйственного использования в будущем;

- охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений от вредного влияния проводимых работ.

3.3.4. Исходные данные (технические условия) для разработки проектной документации рассматриваются органами Госгортехнадзора России по обращению заказчика или лица, представляющего его и интересы, и должны соответствовать достижениям научно-технического прогресса в области новых технологических процессов, оборудования и материалов.

3.3.5. 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 исходных требований, выдаваемых Заказчиком в установленном порядке.

3.3.6. Проектная документация должна предусматривать:

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

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

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

- выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;

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

- расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с учетом требований приложений 4, 5 настоящих Правил;

- порядок рекультивации нарушенных и загрязненных земель;

- создание и обеспечение необходимыми техническими средствами, автономной системой аварийной связи и оповещения, обеспечивающей оперативное информирование работающих и населения о возможной опасности;

- создание и обеспечение необходимыми техническими средствами автоматизированной системы контроля воздушной среды в целях обеспечения безопасных условий труда и раннего обнаружения возможных аварийных выбросов;

- обеспечение работающих индивидуальными и коллективными средствами защиты от вредных веществ.

3.3.7. По каждому из основных организационно-технических решений, направленных на обеспечение безопасности работающих на период возможных аварийных ситуаций, в проектной документации должны быть обоснованы и определены конкретные типы и количество необходимых приборов, материалов и оборудования, а также места, а при необходимости и специальные сооружения для их размещения, эксплуатации и обслуживания.

3.3.8. При размещении установок, трубопроводов и инженерных сетей должны соблюдаться законодательные акты по охране природы, а также постановления органов местного самоуправления и субъектов Российской Федерации в области охраны и рационального использования природных ресурсов.

3.3.9. Установки подготовки нефти и газа не следует размещать на пониженных и других участках рельефа местности с плохим естественным проветриванием, а также в районах с преобладающими ветрами, со скоростью до 1 м/с, длительными или часто повторяющимися штилями, инверсиями, туманами (за год более 30 - 40%, в течение зимы более 50 - 60% дней).

3.3.10. Здания и сооружения с производственными процессами, выделяющими в атмосферу вредные и (или) горючие вещества, а также включающие источники возможных аварийных выбросов этих веществ, следует располагать на производственных площадках преимущественно с подветренной стороны от других зданий и сооружений с учетом розы ветров преобладающего направления.

3.3.11. Производственные помещения с источниками загрязнения атмосферного воздуха и источниками возможных аварийных выбросов вредных веществ не рекомендуется объединять с санитарно-бытовыми помещениями.

3.3.12. При наличии в здании двух или более эвакуационных выходов допускается предусматривать один из них через помещения, не имеющие источников возможного выделения в атмосферу вредных веществ, в которых размещено инженерное оборудование для обслуживания указанных помещений и в которых исключено постоянное пребывание людей, если расстояние от наиболее удаленной точки помещения до эвакуационного выхода из него не превышает 25 м.

3.3.13. Для зданий и помещений, не имеющих источников возможного выделения в атмосферу вредных веществ, а также расположенных на территории промплощадок наружных установок, не имеющих указанных источников, допускается предусматривать один эвакуационный выход.

3.3.14. Запрещается прокладка заглубленных каналов и тоннелей (за исключением подлежащих последующей засыпке) для размещения кабелей в помещениях и на территории наружных установок, имеющих источники возможного выделения в атмосферу вредных веществ плотностью по воздуху более 0,8, а также источники возможных проливов горючих и сероводородсодержащих жидкостей.

3.3.15. Запрещается совместная прокладка в заглубленных тоннелях и каналах трубопроводов пара и горячей воды с трубопроводами горючих и токсичных веществ, включая трубопроводы систем сбора и утилизации сероводородсодержащих жидкостей.

3.3.16. Не допускается устройство подвалов, тоннелей и каналов в зданиях и на территории наружных установок, в которых возможно выделение вредных веществ в атмосферу и образование проливов токсичных жидкостей.

3.3.17. Расчетные значения толщин стенок технологического оборудования и трубопроводов, предназначенных для эксплуатации в условиях воздействия коррозионно-агрессивных веществ, должны приниматься из условия ограничения рабочих напряжений не более 0,4 нормативного предела текучести с учетом минусового допуска на изготовление.

3.3.18. Сварные соединения оборудования и трубопроводов, сварка которых осуществляется по месту работ, должны быть подвергнуты специальной термической или иной обработке для снятия остаточных напряжений в соответствии с действующими строительными нормами и правилами, а также требованиями конструкторской документации.

3.3.19. Технологическое оборудование и трубопроводы, предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с коррозионно-агрессивными веществами, должны быть оснащены приборами и устройствами для контроля за коррозией и коррозионным растрескиванием.

3.3.20. При проектировании технологического оборудования и трубопроводов необходимо предусматривать наличие герметичных систем ввода ингибиторов коррозии и других устройств для обеспечения возможности реализации антикоррозионных мероприятий.

3.3.21. Проектные решения должны обеспечить отсутствие в полостях оборудования и трубопроводов тупиковых и застойных зон коррозионно-агрессивных технологических сред и зон взаимного контакта разнородных металлов и сплавов.

3.3.22. При проектировании технологического оборудования и трубопроводов должны быть предусмотрены герметичная, закрытая дренажная система для полного слива токсичных жидкостей (при необходимости включающая емкости для их нейтрализации) и обвязка для подачи в оборудование азота, пара или жидкости для вытеснения остатка токсичной среды в дренажную систему или факельную линию для сжигания.

3.3.23. В проекте необходимо предусматривать хранение токсичных жидкостей преимущественно в герметичных подземных емкостях с газодинамическим режимом эксплуатации. Допускается хранение указанных жидкостей в наземных резервуарах с "азотным" дыханием, при этом резервуары должны быть оборудованы сигнализатором предельного верхнего уровня заполнения, сблокированным с насосным оборудованием, и системой аварийного слива избытка жидкости в дренажную систему.

Хранение токсичных жидкостей в резервуарах с "атмосферным" дыханием не допускается.

3.3.24. Не допускается подземная прокладка трубопроводов с токсичными веществами, за исключением участков от входных и выходных манифольдов до ограждения.

3.3.25. Размещение инженерных сетей с токсичными жидкостями и газами под зданиями и сооружениями не допускается.

3.3.26. Наземные инженерные сети с токсичными жидкостями и газами не допускается размещать в открытых лотках и траншеях на отметках ниже планировочных отметок площадок, в каналах и тоннелях полузаглубленного типа.

3.3.27. Не допускается размещение надземных сетей транзитных внутриплощадочных трубопроводов с токсичными жидкостями по стенам и кровлям зданий независимо от степени их огнестойкости.

3.3.28. Пересечение трубопроводов с токсичными жидкостями и газами с железнодорожными подъездными путями не допускается, за исключением продуктопроводов к двусторонним сливоналивным железнодорожным эстакадам.

3.3.29. Все производственные объекты должны быть обеспечены водоснабжением и канализацией в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Запрещается подключать хозяйственно-питьевой водопровод к производственному водопроводу.

3.3.30. Производственные здания и территории установок должны быть оборудованы закрытой промышленной канализацией для отвода промышленных стоков, грунтовых и ливневых вод.

3.3.31. Во избежание загазованности территории, установки и распространения огня по сети промышленной канализации во время пожара на ней должны быть установлены гидравлические затворы, расположенные в колодцах. Слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не менее 0,25 м.

3.3.32. Системы противоаварийной защиты взрывоопасных технологических процессов должны обеспечить предупреждение образования взрывоопасной среды в технологическом оборудовании при всех возможных режимах его работы, а также безопасную остановку производства при возможных аварийных ситуациях.

3.3.33. Для каждого взрывоопасного производства, установки проектом должны быть определены взрывоопасные зоны и их классы, категории и группы взрывоопасных смесей, которые могут образоваться при всех возможных аварийных ситуациях, а также категории помещений по взрывной и пожарной опасности.

3.3.34. Оборудование, средства КИПиА, устройства освещения, сигнализации и связи, предназначенные для использования во взрывоопасных зонах, должны предусматриваться во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень защиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, и вид взрывозащиты, соответствующий категориям и группам взрывоопасных смесей.

Классификация взрывоопасных зон помещений и открытых пространств производится в соответствии с требованиями раздела 1 настоящих Правил безопасности.

3.3.35. Проектные решения, включающие применение инертных газов для вытеснения горючих паров и газов, должны регламентировать способы и определять средства контроля за содержанием кислорода и предотвращения образования его опасных концентраций в технологических средах.

Проектирование опасных производственных объектов должно осуществляться в соответствии с требованиями государственных стандартов в области защиты от статического электричества.

3.3.36. Не разрешается использование производственных трубопроводов для снижения общего сопротивления заземлителей.

3.3.37. Для защиты от вторичных проявлений молний и разрядов статического электричества вся металлическая аппаратура, резервуары, газопроводы, продуктопроводы, сливоналивные устройства, вентиляционные системы, расположенные как внутри помещений, так и вне их, должны быть подсоединены к заземляющему контуру.

3.3.38. Отдельно установленные аппараты и резервуары должны иметь самостоятельные заземлители или присоединяться к общему заземляющему контуру. Запрещается последовательное соединение заземляющим проводником нескольких аппаратов или резервуаров.

3.3.39. Эстакады для трубопроводов через 200 - 300 м, а также в начале и в конце, должны быть электрически соединены с проходящими по ним трубопроводами и заземлены.

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

 

3.4. Требования к строительству, консервации

и ликвидации опасных производственных объектов

 

3.4.1. В процессе строительства не допускаются отклонения от проектной документации. При необходимости корректировки проектной документации изменения, вносимые в нее, подлежат экспертизе промышленной безопасности в соответствии с правилами проведения экспертизы промышленной безопасности, установленными Госгортехнадзором России. Заключение экспертизы по вносимым изменениям в проектную документацию, представленное в Госгортехнадзор России, рассматривается и утверждается им в установленном порядке.

3.4.2. Для обеспечения строительства опасного производственного объекта заказчик:

- назначает технический надзор за проведением строительно-монтажных работ;

- передает подрядчику в производство работ утвержденную им проектную документацию в количестве, необходимом для выполнения работ подрядчика и привлеченных организаций;

- проверяет наличие необходимых разрешительных документов у исполнителей работ, поставщиков оборудования и материалов.

3.4.3. Зарубежные технологии и технические устройства, выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы для строительства и последующей эксплуатации опасных производственных объектов, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или отечественных стандартов, включены в состав проектной документации, имеют установленную техническую документацию производителя и разрешение Госгортехнадзора России на применение такого оборудования и технологий на территории Российской Федерации.

3.4.4. Строительно-монтажные работы на опасных производственных объектах и их последующая эксплуатация на месторождениях с высоким содержанием сероводорода должны осуществляться в соответствии с требованиями раздела 6 настоящих Правил безопасности.

3.4.5. Строительные и монтажные работы на опасных производственных объектах должны производиться в соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".

Строительство нефтяных и газовых скважин должно осуществляться в соответствии с требованиями раздела 2 настоящих Правил безопасности.

3.4.6. При обнаружении отступлений от проекта, использования проектных материалов, порядка и качества выполнения работ заказчик обязан приостановить строительно-монтажные работы и дать необходимые указания исполнителям работ (подрядчику) об исправлении обнаруженных дефектов.

3.4.7. В соответствии с "Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами", утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 02.06.1999 N 33 (зарегистрировано в Минюсте России 25 июня 1999 г., N 1816), консервация или ликвидация опасного производственного объекта производится на основании проектной документации. Работы по консервации или ликвидации опасного производственного объекта производятся в соответствии с планами консервации или ликвидации, обеспечивающими выполнение проектных решений по обеспечению промышленной безопасности, охране окружающей среды и согласованными с территориальными органами Госгортехнадзора России.

3.4.8. В случае, когда длительность консервации опасного производственного объекта превысила или может превысить сроки, предусмотренные проектной документацией, и в соответствии с заключением экспертизы промышленной безопасности возникла или может возникнуть угроза причинения вреда имуществу, жизни или здоровью населения, окружающей среде, организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, разрабатывает и реализует дополнительные меры безопасности, уменьшающие риск аварий, вводит в эксплуатацию или принимает меры по ликвидации опасного производственного объекта в установленном порядке.

3.4.9. По окончании строительно-монтажных работ производится приемка опасного производственного объекта в эксплуатацию. Для пусконаладочных работ с применением опасных веществ или во взрывоопасных условиях должна быть разработана установленная технологическая документация и приняты повышенные меры безопасности.

3.4.10. В ходе приемки опасного производственного объекта в эксплуатацию комиссия, сформированная заказчиком в установленном порядке, контролирует:

- проверку соответствия проектной и эксплуатационной документации требованиям промышленной безопасности;

- проведение испытаний технических средств и оборудования, обеспечивающих предупреждение аварий, локализацию и ликвидацию их последствий;

- проверку готовности персонала, аварийно-спасательных служб и формирований к действиям по локализации и ликвидации последствий возможных аварий;

- соответствие испытаний и проверок утвержденным программам;

- наличие плана ликвидации аварий (ПЛА).

 

3.5. Требования к эксплуатации опасных

производственных объектов, технических устройств,

резервуаров, промысловых трубопроводов

 

3.5.1. Общие положения

 

3.5.1.1. Организации, эксплуатирующие опасный производственный объект, обязаны:

- выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами;

- допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

- иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;

- обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

- организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

- создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;

- осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 N 116-ФЗ и настоящими Правилами безопасности.

3.5.1.2. Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций, других вредных факторов на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм.

3.5.1.3. Аттестация рабочих мест по условиям труда и последующая сертификация работ по охране труда должны осуществляться в установленном порядке.

3.5.1.4. 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.

3.5.1.5. Замеры уровня освещенности помещений, рабочих мест следует проводить перед вводом опасного производственного объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений или систем освещения.

3.5.1.6. На производственных объектах по установленным нормам должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения (комнаты отдыха, санитарные посты и т.п.), а также должны быть установлены аппараты (устройства) для обеспечения работников питьевой водой.

3.5.1.7. В организации должен быть назначен специальный ответственный работник (из числа руководства организации), отвечающий, в том числе, и за функционирование системы управления промышленной безопасности.

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

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

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

Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

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

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

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

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

3.5.1.15. Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

3.5.1.16. Эксплуатация средств контроля и автоматики должна проводиться в установленном порядке.

3.5.1.17. Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, согласованным с территориальным органом Госстандарта России, службой метрологии организации и утвержденным техническим руководителем организации.

3.5.1.18. Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

- не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

- без свидетельств и аттестатов;

- отработавшими установленный срок эксплуатации;

- поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

3.5.1.19. Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена красная пластинка на стекле манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 5 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

3.5.1.20. Воздух, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно осушен.

3.5.1.21. Система сжатого воздуха должна иметь ресивер, обеспечивающий запас сжатого воздуха для работы контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в течение не менее 1 часа.

3.5.1.22. Все контрольно-измерительные приборы и щиты управления подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения.

3.5.1.23. Расположенные на щитах управления диспетчерского пункта, а также отдельных технологических процессов и оборудования контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи с указанием определяемых параметров.

3.5.1.24. Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИПиА должны быть выполнены до наступления зимы.

3.5.1.25. Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу установки и возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

3.5.1.26. При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.

3.5.1.27. На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

3.5.1.28. Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается.

3.5.1.29. Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены.

3.5.1.30. Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

3.5.1.31. При эксплуатации установок с застывающими нефтями по подготовке с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по:

- недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре;

- постоянному обогреву трубопроводов;

- непрерывной перекачке нефти.

3.5.1.32. По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

3.5.1.33. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

- наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

- отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

3.5.1.34. Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

3.5.1.35. Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

3.5.1.36. Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

 

3.5.2. Эксплуатация скважин

 

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями в процессе эксплуатации допускаются рабочие и специалисты, прошедшие дополнительное обучение и проверку знаний.

 

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

 

3.5.2.1. 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.

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

3.5.2.3. 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.

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

3.5.2.5. 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.

3.5.2.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 град. С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

3.5.2.7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м3/сут. 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.).

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

3.5.2.9. 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, по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин.

3.5.2.10. Устройство шахтных колодцев на устье скважин допускается по схемам, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора России, при необходимости учета конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента по их эксплуатации.

3.5.2.11. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 град. С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

3.5.2.12. 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.

3.5.2.13. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

3.5.2.14. 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.

3.5.2.15. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

3.5.2.16. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем организации.

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

3.5.2.18. 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.

3.5.2.19. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы 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.

3.5.2.20. 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.

3.5.2.21. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 град. С для южных районов и минус 20 град. С для средних и северных широт.

3.5.2.22. 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.

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

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

- контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

 

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

 

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

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

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

3.5.2.27. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический".

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

3.5.2.29. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

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

3.5.2.31. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

3.5.2.32. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

3.5.2.33. Кондуктор (промежуточная 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.

 

Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными,

винтовыми погружными электронасосами

 

3.5.2.34. 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.

3.5.2.35. 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.

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

3.5.2.36. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах.

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

3.5.2.38. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8 - 10 мм.

3.5.2.39. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

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

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

3.5.2.42. 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.

 

Эксплуатация скважин гидропоршневыми

и струйными насосами

 

3.5.2.43. Помещение технологического блока установки должно иметь:

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

- температуру в блоках не ниже 5 град. С, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

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

3.5.2.45. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

- проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

- включить освещение;

- переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

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

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

3.5.2.48. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

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

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

3.5.2.51. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

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

3.5.2.53. 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.

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

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

 

Эксплуатация нагнетательных скважин

 

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

3.5.2.57. 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.

3.5.2.58. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.

 

Исследование скважин

 

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

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

3.5.2.61. Спуско-подъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Допускается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат.

3.5.2.62. 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.

3.5.2.63. 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.

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

 

3.5.3. Повышение нефтегазоотдачи пластов

и производительности скважин

 

Общие положения

 

3.5.3.1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

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

3.5.3.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть спрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

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

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

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

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

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

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

3.5.3.9. 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.

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

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

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

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

 

Закачка химреагентов

 

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

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

- аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

- запас чистой пресной воды;

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

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

3.5.3.17. 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.

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

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

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

 

Нагнетание диоксида углерода

 

3.5.3.21. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.

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

3.5.3.23. 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.

 

Внутрипластовое горение

 

3.5.3.24. 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.

3.5.3.25. 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.

3.5.3.26. 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.

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

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

 

Тепловая обработка

 

3.5.3.29. 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.

3.5.3.30. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".

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

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

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

3.5.3.34. 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.

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

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

3.5.3.37. 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 затрубного пространства должна быть открыта.

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

 

Обработка горячими нефтепродуктами

 

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

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

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

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

 

Обработка забойными электронагревателями

 

3.5.3.43. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе.

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

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

3.5.3.45. Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.

3.5.3.46. 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.

 

Термогазохимическая обработка

 

3.5.3.47. 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".

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

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

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

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

- герметизация устья скважины;

- подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору (распределительному щитку);

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

- установка кода приборов подключения в положение "выключено";

- подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления;

- проведение мер, исключающих наведение посторонних токов;

- подача электроэнергии на приборы управления;

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

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

 

Гидравлический разрыв пласта

 

3.5.3.53. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану, утвержденному организацией.

3.5.3.54. Во время проведения гидроразрыва пласта находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

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

3.5.3.56. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25.

3.5.3.57. Применение пакерующих устройств при гидроразрывах пласта обязательно.

3.5.3.58. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.

 

Депарафинизация скважин, труб и оборудования

 

3.5.3.59. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть:

- оборудованы предохранительным и обратным клапанами;

- опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторократное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок.

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

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

3.5.3.62. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

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

 

3.5.4. Требования к эксплуатации объектов сбора,

подготовки, хранения и транспорта нефти и газа

 

Общие положения

 

3.5.4.1. 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.

3.5.4.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть представлены в планах ликвидации аварий (ПЛА).

Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт).

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

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

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

3.5.4.6. 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 организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

3.5.4.7. 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 и проектной организацией-разработчиком проекта.

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

3.5.4.8. 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.

3.5.4.9. 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.

3.5.4.10. Скорость изменения технологических параметров должна устанавливаться инструкциями по пуску, эксплуатации и остановке установок, утвержденными техническим руководителем организации в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации оборудования заводов-изготовителей.

3.5.4.11. Показания КИПиА, находящиеся на щите в диспетчерском пункте, должны периодически проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах.

3.5.4.12. В случае обнаружения загазованности воздуха рабочей зоны необходимо незамедлительно предупредить обслуживающий персонал близлежащих установок о возможной опасности, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности.

3.5.4.13. В случае неисправности системы пожаротушения и приборов определения довзрывоопасных концентраций должны быть приняты немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ по восстановлению их работоспособности должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки.

3.5.4.14. Эксплуатация установки с неисправными приборами пожарной защиты запрещается, а при неисправности системы пожаротушения - должна быть согласована с пожарной охраной.

3.5.4.15. Все аппараты и емкости, работающие под давлением выше 0,07 МПа, должны эксплуатироваться в соответствии с установленным порядком.

3.5.4.16. Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

3.5.4.17. Дренирование воды из аппаратов и емкостей, как правило, должно производиться автоматически в закрытую систему.

3.5.4.18. Электрооборудование установки должно обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию и допуск к работе.

3.5.4.19. Запрещается эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии или неисправном состоянии средств автоматизации, контроля и системы блокировок, указанных в паспорте завода-изготовителя и инструкции по эксплуатации.

3.5.4.20. На трубопроводах в компрессорной и насосной станциях должны быть стрелки, указывающие направление движения по ним газа, воздуха и других продуктов.

3.5.4.21. Масло для смазки компрессора и насоса может применяться только при наличии на него заводской документации (паспорта, сертификата).

 

Эксплуатация установок и оборудования для сбора

и подготовки нефти, газа и конденсата

 

3.5.4.22. 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).

3.5.4.23. Оборудование должно оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

3.5.4.24. 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.

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

3.5.4.26. 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.

3.5.4.27. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с установленными требованиями и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями.

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

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

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

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

3.5.4.32. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:

- приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта;

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

- системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;

- системой вентиляции;

- системой предупредительной сигнализации о нарушении технологических параметров;

- блокировками остановки компрессора при превышении предельно допустимых значений технологических параметров, загазованности воздушной среды выше 20% нижнего предела взрываемости смесей, неисправности вентиляционной системы, срабатывании системы сигнализации в помещении компрессорной;

- пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;

- системой радио- или телефонной связи, пожаротушения.

 

Установки подготовки нефти

 

3.5.4.33. Ведение технологического процесса подготовки нефти должно осуществляться в соответствии с технологическим регламентом. Структура и состав, порядок согласования и утверждения технологического регламента приводятся в приложении 6.

3.5.4.34. Проверка исправности перед пуском комплекса установки подготовки нефти (УПН), входящих в его состав устройств, оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, систем КИПиА, блокировок, вентиляции, связи, пожаротушения, наличия средств индивидуальной защиты и других систем ведется по плану, утвержденному техническим руководителем организации.

 

Электрообессоливающие установки УПН

 

3.5.4.35. Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим допуск на проведение работ с электроустановками напряжением выше 1000 В.

3.5.4.36. На корпусе каждого электродегидратора, вблизи лестницы, должен быть обозначен его номер, который указывается также на соответствующей панели щита управления электродегидратором (на лицевой и обратной сторонах).

3.5.4.37. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенной на нем предупреждающей надписью: "Высокое напряжение - опасно для жизни".

3.5.4.38. Ограждение площадки электродегидратора должно иметь блокировку, снимающую напряжение при открывании дверцы ограждения.

3.5.4.39. Запрещается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

3.5.4.40. Во время работы электродегидратора на лестнице подъема на него должна быть вывешена предупреждающая надпись: "Не влезай - убьет".

3.5.4.41. Электродегидратор должен иметь устройство, отключающее напряжение при понижении уровня продукта в аппарате. Проверку всех блокировок дегидратора необходимо проводить по графику, но не реже одного раза в год.

3.5.4.42. После заполнения электродегидратора продуктом, перед подачей напряжения, должны быть удалены скопившиеся в нем газы и пары.

3.5.4.43. Напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по указанию начальника установки или лица, его заменяющего.

3.5.4.44. При возникновении огня на электродегидраторе напряжение немедленно должно быть снято.

3.5.4.45. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников должно быть автоматизированным и осуществляться закрытым способом.

 

Нагревательные печи УПН

 

3.5.4.46. Для УПН печи для нагрева нефти следует выбирать полностью автоматизированные, с программным запуском и экстренным выводом ее из эксплуатации при отклонении технологических параметров на установленную величину.

3.5.4.47. Оборудование с огневым подогревом должно быть оснащено техническими средствами, исключающими возможность образования взрывоопасных смесей в нагреваемых элементах, топочном пространстве и рабочей зоне печи.

3.5.4.48. Не допускается эксплуатация нагревательных печей при отсутствии либо неисправности:

- систем регулирования заданного соотношения топлива, воздуха и водяного пара;

- блокировок, прекращающих поступление газообразного топлива и воздуха при снижении их давления ниже установленных параметров, а также при прекращении электро- и пневмопитания приборов КИПиА;

- средств сигнализации о прекращении поступления топлива и воздуха при их принудительной подаче в топочное пространство;

- средств контроля за уровнем тяги и автоматического прекращения подачи топливного газа в зону горения при остановке дымососа или недопустимом снижении разряжения в печи, а при компоновке печных агрегатов с котлами-утилизаторами - систем перевода агрегатов в режим работы без дымососов;

- средств подачи водяного пара в топочное пространство при прогаре труб;

- системы освобождения змеевиков печи от нагреваемого жидкого продукта при повреждении труб или прекращении его циркуляции;

- средств дистанционного отключения подачи сырья и топлива в случаях аварий в системах змеевиков.

 

Печи с панельными горелками и форсунками УПН

 

3.5.4.49. Розжиг панельных горелок должен производиться при давлении газа в коллекторах, соответствующих нормам, заданным технологическим регламентом.

3.5.4.50. Розжиг блока панельных горелок должен производиться не менее чем двумя рабочими.

3.5.4.51. При эксплуатации печи необходимо следить за температурой наружных стенок распределительных камер горелок, и при опасном ее повышении (более 60 град. С) отключить горелку.

3.5.4.52. При появлении "хлопков" следует отключить горелку и прочистить сопло.

3.5.4.53. Во время работы печи с форсунками должен быть обеспечен периодический визуальный контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи.

3.5.4.54. Запрещается эксплуатация печи с форсунками при наличии деформации труб, деформации кладки или подвесок, других видимых неисправностей.

3.5.4.55. При прогаре труб печи с форсунками необходимо прекратить ее эксплуатацию согласно режиму аварийной остановки.

3.5.4.56. На паропроводе или трубопроводе инертного газа, служащего для продувки змеевика печи с форсунками при остановках или аварии, должны быть установлены обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками необходимо предусмотреть пробный (продувочный) краник для контроля за герметичностью задвижки и спуском конденсата.

3.5.4.57. Вентили трубопроводов системы паротушения камеры сгорания печи с форсунками и коробки двойников должны располагаться в удобном для подхода и безопасном в пожарном отношении месте на расстоянии не менее 10 м от печи.

3.5.4.58. Трубопроводы подачи газа к неработающим форсункам должны быть отглушены.

 

Установки комплексной подготовки газа

(групповые и газосборные пункты)

 

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

3.5.4.60. 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.

3.5.4.61. Газопроводы установок комплексной подготовки газа, газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны отвечать требованиям, предъявляемым к трубопроводам первой категории (при Ру  ;= 10 МПа).

3.5.4.62. 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 КИПиА.

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

3.5.4.64. 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.

3.5.4.65. 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.

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

3.5.4.67. Перед пуском установки необходимо проверить исправность оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, 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% (объемн.). Вытеснение воздуха из аппаратов и емкостей в общезаводской факельный трубопровод запрещается.

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

3.5.4.69. 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.

3.5.4.70. Приборы, расположенные на щитах управления КИПиА, должны иметь надписи с указанием определяемых и предельно допустимых параметров.

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

3.5.4.71. 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.

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

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

3.5.4.74. Ревизия КИПиА, а также блокировочных и сигнализирующих устройств должна производиться по графикам, составленным в установленном порядке и утвержденным руководителем организации.

 

Насосное оборудование

 

3.5.4.75. Для насосов (группы насосов), перекачивающих горючие продукты, должны предусматриваться их дистанционное отключение и установка на линиях входа и нагнетания запорных или отсекающих устройств, как правило, с дистанционным управлением.

3.5.4.76. Насосы, применяемые для нагнетания сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны быть оснащены:

- блокировками, исключающими пуск или прекращающими работу насоса при отсутствии перемещаемой жидкости в его корпусе или отклонениях ее уровней в расходных емкостях от предельно допустимых значений;

- средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы, влияющих на безопасность эксплуатации.

Для нагнетания легковоспламеняющихся жидкостей следует, как правило, применять центробежные бессальниковые с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым дополнительным уплотнением насосы. Для сжиженных углеводородных газов применяются, как правило, центробежные герметичные (бессальниковые) насосы. Допускается применение центробежных насосов с двойным торцевым уплотнением.

3.5.4.77. На насосе, подающем масло на торцевые уплотнения, должно быть предусмотрено блокировочное устройство, включающее резервный масляный насос при падении давления масла.

3.5.4.78. На напорном трубопроводе центробежного насоса должен быть установлен обратный клапан.

3.5.4.79. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие продукты, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

3.5.4.80. Все насосы должны быть снабжены дренажными устройствами со сбросом дренируемого продукта в закрытую систему утилизации.

3.5.4.81. При освобождении и продувке насосов сбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещений: жидкий - по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы - на факел или свечу.

3.5.4.82. Расположение трубопроводов в насосных станциях должно обеспечить удобство их обслуживания. Лотки должны быть перекрыты рифлеными металлическими сланями. Слани должны иметь западающие ручки для подъема.

3.5.4.83. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, должно быть указано их назначение и направление движения продуктов, на насосах - индексы согласно технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

3.5.4.84. Во время эксплуатации насосов должен быть обеспечен контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку манометрами.

3.5.4.85. Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе не допускаются.

3.5.4.86. В случае обнаружения какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим насоса, последний необходимо остановить, проверить и устранить неисправность. Запрещается производить ремонт насоса во время его работы.

3.5.4.87. Резервный насос всегда должен находиться в постоянной готовности к пуску, для отключения его от всасывающих и напорных коллекторов следует использовать только задвижки. Применение для указанной цели заглушек запрещается.

3.5.4.88. При остановке насоса поступление воды, служащей для охлаждения сальников насоса, необходимо перекрыть.

3.5.4.89. Запрещается пуск паровых насосов без предварительного спуска конденсата пара и прогрева паровых цилиндров. При этом задвижка на выкидном трубопроводе насоса должна быть открыта.

Не допускается размещать на горячих частях насоса и трубопроводов ветошь или какие-либо другие предметы.

3.5.4.90. При необходимости сдвига поршня парового насоса с мертвого положения вручную задвижки на всасывающем и нагнетательном продуктопроводах, а также паровые вентили на паропроводах поступающего и отработанного пара должны быть закрыты, а давление снято.

 

Компрессорное оборудование

 

3.5.4.91. Компрессоры должны быть снабжены исправными арматурой, КИПиА, системами защиты и блокировками согласно паспорту завода-изготовителя и требованиям проекта, с учетом свойств перемещаемых продуктов.

3.5.4.92. Эксплуатация компрессоров должна проводиться в соответствии с инструкцией изготовителя.

3.5.4.93. Не разрешается использовать компрессоры для компримирования газа, не соответствующего их паспортным данным.

3.5.4.94. При применении запорных кранов со съемными рукоятками на квадратном хвостовике должны быть вырезаны указатели направления прохода в пробках.

3.5.4.95. Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательном и всасывающем трубопроводах компрессора, должна быть максимально приближена к нему и находиться в зоне, удобной для обслуживания.

3.5.4.96. Соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкциями завода-изготовителя и технологическим регламентом.

3.5.4.97. Всасываемый воздух должен очищаться от механических примесей фильтрами.

3.5.4.98. Подача газа на прием компрессора должна осуществляться через отделители жидкости (сепараторы), оборудованные световой и звуковой сигнализацией, а также блокировкой, производящей остановку компрессора при достижении предельно допустимого уровня жидкости в сепараторе. Помещение компрессорной станции должно иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции.

3.5.4.99. Компрессоры, перекачивающие углеводородные газы, должны быть оборудованы системой автоматического отключения компрессоров при достижении концентрации углеводородных газов в помещении 50% нижнего предела взрываемости.

3.5.4.100. В случае нарушения работы системы смазки, превышения предельно допустимых значений рабочих параметров, появления вибрации и стуков следует немедленно остановить компрессор для выявления неисправностей и устранения их причин.

3.5.4.101. После каждой остановки компрессора необходимо осмотреть недоступные к осмотру во время его работы движущиеся детали и убедиться в отсутствии превышения допустимых температур нагрева. Замеченные неисправности подлежат немедленному устранению.

3.5.4.102. Пуск компрессора после ревизии, ремонта и длительного вынужденного отключения (кроме резервного) следует производить только с письменного разрешения начальника компрессорной станции или механика.

3.5.4.103. Компрессоры, находящиеся в резерве, должны быть отключены запорной арматурой как по линии приема, так и по линии нагнетания.

3.5.4.104. Эксплуатация воздушных компрессоров должна производиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и требованиями, установленными Госгортехнадзором России.

3.5.4.105. Воздушная компрессорная должна иметь резервные компрессоры, а также резервное питание электроэнергией.

3.5.4.106. Запрещается соединение трубопроводов подачи воздуха для контрольно-измерительных приборов и средств автоматики с трубопроводами подачи воздуха для технических целей.

3.5.4.107. Забор воздуха компрессором должен производиться вне помещения в зоне, не содержащей примеси горючих газов и пыли.

3.5.4.108. При работе нескольких компрессоров в общую сеть на каждом воздухопроводе для каждого из них должны быть установлены обратный клапан и отсекающая задвижка или вентиль.

3.5.4.109. Показатель давления воздуха, подаваемого в систему, автоматически должен быть выведен в диспетчерский пункт.

 

Дополнительные требования для установок

низкотемпературной сепарации газа

 

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

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

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

3.5.4.113. На каждом газосепараторе устанавливается не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

3.5.4.114. Предохранительные устройства на конденсатосборнике должны быть установлены в верхней части аппарата.

3.5.4.115. 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.

 

Дополнительные требования при добыче природного газа

 

3.5.4.116. Конструкция газовых скважин, обвязка их устья, порядок испытания на прочность и герметичность, освоение скважины должны соответствовать требованиям раздела 2 настоящих Правил безопасности.

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

- систему ингибирования трубопроводного транспорта;

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

- сварные соединения, выполняемые при монтаже оборудования и трубопроводов, должны подвергаться 100%-ному контролю качества сварных соединений;

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

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

- дистанционный контроль величин технологических параметров и регистрацию основных параметров технологического процесса;

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

- автоматическую сигнализацию при выходе технологических параметров (давления, температуры и др.) за пределы допустимых с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установок и пульт оператора;

- контроль состояния воздушной среды на объектах.

3.5.4.118. Газовые и газоконденсатные скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

3.5.4.119. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на объектах добычи природного газа дополнительно оборудуются:

- автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах;

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

- автоматизированной системой раннего обнаружения и тушения пожаров;

- системой аварийного оповещения и связи.

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

- давление, расход, температуру перекачиваемой среды;

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

- аварийный сигнал.

3.5.4.120. Трассы газо- и газоконденсатопроводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местности указательными знаками.

3.4.5.121. В местах пересечения газо- и газоконденсатопроводами дорог, водных преград, оврагов, железнодорожных путей, на углах поворотов, местах возможного скопления людей, технологических узлах трубопроводов 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 планы локализации и ликвидации аварий (ПЛА), утвержденные в установленном порядке.

3.5.4.122. Перед вводом в эксплуатацию трубопровода для транспорта природного газа должно быть проведено вытеснение из трубопровода воздуха газом при давлении не более 0,1 МПа (1 кгс/см2) в месте его подачи. Вытеснение воздуха газом можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 1% по показаниям газоанализатора.

 

Электростанции с газотурбинным приводом

 

Стационарные и передвижные электростанции, находящиеся в ведении организаций и используемые ими в качестве основных, резервных, аварийных источников электроэнергии, должны отвечать требованиям промышленной безопасности, предъявляемым к техническим устройствам настоящими Правилами.

3.5.4.123. Подводимый к газотурбинному приводу природный или попутный газ по составу и параметрам (температура, давление, детонационная стойкость и др.) должен соответствовать требованиям к топливу, установленным техническим паспортом завода-изготовителя на электростанцию. Топливная система должна иметь продувочную свечу с запорным устройством.

3.5.4.124. Содержание сероводорода в топливном газе не должно превышать пределов, установленных таблицей 6.1 (в) настоящих Правил безопасности.

3.5.4.125. Газопроводы от пункта газоснабжения до электростанции должны быть смонтированы и оснащены арматурой и приборами в соответствии с требованиями настоящих Правил. На вводе газопровода внутрь помещения должно быть отключающее устройство. Эксплуатация газопроводов должна осуществляться в соответствии с установленными требованиями.

3.5.4.126. Помещение электростанции должно быть оборудовано принудительной вентиляцией, средствами контроля воздушной среды, автоматической системой аварийного отключения подачи газа, сблокированной с приводом электростанции. Отработанные газы должны отводиться на высоту, обеспечивающую допустимую концентрацию вредных веществ в рабочей зоне. Забор воздуха должен производиться за пределами помещения в зоне чистого воздуха.

3.5.4.127. Оборудование и аппаратура электроустановки должны быть во взрывозащищенном исполнении, заземлены и соответствовать требованиям ПУЭ-00.

3.5.4.128. Запрещается разборка газотурбинной установки до отключения топливной системы и энергопитания пускового двигателя.

3.5.4.129. Запрещается подогрев масла в маслосистеме газотурбинного привода открытым огнем. Помещение электростанции должно быть оборудовано системой автоматического объемного газового пожаротушения.

3.5.4.130. Эксплуатация электростанции с газотурбинным приводом должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя. При возможности работы электростанции параллельно с сетью энергоснабжающей организации должно быть разработано положение (инструкция) о порядке взаимоотношения сторон и условиях использования электростанции.

 

Химические лаборатории

 

3.5.4.131. Химические лаборатории должны располагаться в отдельно стоящих зданиях или пристраиваться к зданиям категорий В, Г и Д.

3.5.4.132. Приточно-вытяжная вентиляция во всех помещениях лаборатории должна включаться перед началом работы и выключаться по окончании работ. При круглосуточ