НПАОП 11.1-1.20-03

НПАОП 11.1-1.20-03 Правила безпеки у нафтогазодобувній промисловості України

  Д Е Р Ж А В Н И Й НОРМАТИВНИЙ АКТ ПРО ОХОРОНУ ПРАЦІ       ЗАТВЕРДЖЕНО   Наказом Держнаглядохоронпраці України   від 19.12.2003 р. № 258                     ДНАОП 1.1.21-1. 20 -03   ПРАВИЛА БЕЗПЕКИ У НАФТОГАЗОВИДОБУВНІЙ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ                                           Київ         ПЕРЕДМОВА     РОЗРОБЛЕНО Відкритим акціонерним товариством “Український Центр екології безпеки і охорони праці нафтогазової промисловості” ВАТ "УЦЕБОПнафтогаз" Національною акціонерною компанією “Нафтогаз України” НАК “Нафтогаз України” Відкритим акціонерним товариством “Укрнафта” ВАТ “Укрнафта” Дочірньою компанією “Укргазвидобування” ДК “Укргазвидобування”   ВНЕСЕНО Управлінням організації державного нагляду у нафтогазовому і хімічному комплексах Держнаглядохоронпраці України   ВВЕДЕНО З введенням в дію цих Правил вважати такими що не застосовуються на території України “Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” затверджені Держгіртехнаглядом СРСР 31.01.74 р.       Редакційна комісія: Герасименко Ю.М. – академік УНГА голова Чубатий В.О. Ковалик І.С. Корсун Н.М. Нефедченко Л.А. Плішка М.Г. Тачинський М.Є. Орехов О.О.                          Держнаглядохоронпраці   ЗМІСТ       Стор. 1 Галузь застосування 1 2 Нормативні посилання 2 3 Визначення 9 4 Позначення та скорочення 11 5 Загальні вимоги 12 5.1 Загальні організаційно-технічні вимоги 12 5.2 Вимоги до персоналу 13 5.3 Вимоги до засобів захисту працівників 14 5.4 Вимоги до територій будівель споруд приміщень 15 5.5 Загальні вимоги до обладнання та інструменту 19 5.6 Вимоги до електрообладнання 21 5.7 Вимоги до сталевих канатів 22 5.8 Вимоги до будівельних машин механізмів спеціальної техніки 23 5.9 Перевезення працівників 25 5.10 Виконання робіт в місткісному обладнанні та колодязях 26 6 Буріння нафтових та газових свердловин 28 6.1 Проектування та спорудження свердловин 28 6.2 Підготовчі і вежомонтажні роботи 29 6.3 Бурові установки. Бурове обладнання та інструмент 30 6.4 Кріплення свердловин 34 6.5 Буріння свердловин 36 6.6 Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин 41 6.7 Монтаж та експлуатація противикидного обладнання 43 6.8 Освоєння і випробування закінчених бурінням свердловин 47 6.9 Ліквідація аварій при бурінні свердловин  48 7 Видобування промисловий збір та підготовка до транспортування нафти газу і газового конденсату   50 7.1 Облаштування нафтових газових і газоконденсатних родовищ  50 7.2 Порядок приймання в експлуатацію споруд і обладнання 50 7.3 Колтюбінгові установки 51 7.4 Фонтанна і газліфтна експлуатація нафтових свердловин 51 7.5 Експлуатація свердловин штанговими насосами 53 7.6 Експлуатація свердловин відцентровими гвинтовими діафрагмовими заглибними електронасосами   54 7.7 Експлуатація свердловин гідропоршневими і струминними насосами 55 7.8 Експлуатація нагнітальних свердловин при розробці родовищ з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу сайклінг-процес або води заводнення 56 7.9 Дослідження свердловин 57 7.10 Депарафінізація свердловин труб і обладнання 57 7.11 Інтенсифікація видобування нафти і газу 58 7.12 Капітальний і підземний ремонт свердловин 62 7.13 Системи промислового та міжпромислового збору нафти і газу. Підготовка нафти та газу до транспортування   65 7.14 Факельні системи 79 8 Ведення геофізичних робіт на нафтових і газових свердловинах 80 8.1 Загальні положення 80 8.2 Вимоги до геофізичної апаратури і обладнання 81 8.3 Геофізичні роботи при бурінні свердловин 82 8.4 Геофізичні роботи при експлуатації свердловин 83 8.5 Перфорація обсадних колон 84 9 Додаткові вимоги безпеки при розробці родовищ нафти і газу що містять сірководень   85 9.1 Загальні положення 85 9.2 Вимоги до персоналу 86 9.3 Вимоги до території будівель і споруд 87 9.4 Технологічне обладнання 88 9.5 Розробка проектів на розвідку буріння свердловин і облаштування родовищ 89 9.6 Буріння і кріплення свердловин 91 9.7 Ведення промислово-геофізичних робіт 92 9.8 Освоєння і гідродинамічні дослідження свердловин 93 9.9 Експлуатація і ремонт свердловин 95 9.10 Збір і підготовка нафти газу і газового конденсату 96 9.11 Контроль повітряного середовища 96 9.12 Засоби індивідуального захисту 97 9.13 Режимність виробничих об'єктів 98 9.14 Консервація та ліквідація свердловин 98 9.15 Охорона навколишнього середовища 99     Додатки.   1 Класифікація вибухонебезпечних зон бурових установок та нафтогазопромислових об’єктів 100 2 Таблиця “Мінімальні відстані об'єктів облаштування нафтового родовища до будівель і споруд ”   101 3 Таблиця “Мінімальні відстані між будівлями та спорудами об'єктів облаштування нафтового родовища”   102 4 Таблиця “Мінімальні відстані між будівлями та спорудами які розміщуються на території підприємства з видобування природного газу”   107 5 Категорії приміщень та будинків за вибухопожежною і пожежною небезпекою згідно з ОНТП 24-86   112 6 Норми штучного освітлення виробничих об’єктів 113 7 Форма акта про випробування нагнітальних ліній бурових насосів 114 8 Форма акта про перевірку бурової вежі 115 9 Форма акта про введення в експлуатацію бурової установки 116 10 Форма акта перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт 118 11 Форма акта перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт під тиском   119 12 Форма журналу контролю повітря на вміст сірководню 120 13 Класифікація аварій на технологічних об’єктах нафтогазовидобувних виробництв   121 14 Перелік типових порушень вимог протифонтанної безпеки несумісних з подальшим виконанням робіт на нафтових та газових свердловинах   122       ДНАОП 1.1.21-1. -     ПРАВИЛА БЕЗПЕКИ У НАФТОГАЗОВИДОБУВНІЙ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ      Дата введення 01.01.2004 р   1. ГАЛУЗЬ ЗАСТОСУВАННЯ   Дія Правил поширюється на підприємства організації та установи незалежно від форм власності та відомчого підпорядкування діяльність яких пов’язана з проектуванням спорудженням експлуатацією ремонтом та реконструкцією об’єктів нафтогазовидобувних виробництв а також на спеціалізовані організації що здійснюють геофізичні науково-дослідні проектно-конструкторські будівельно-монтажні пусконалагоджувальні і діагностичні роботи наглядові функції ліквідацію аварій та навчання виробничого персоналу на нафтогазовидобувних виробництвах. Правила встановлюють вимоги безпеки при бурінні та експлуатації капітальному ремонті та дослідженнях нафтових та газових свердловин промислового та міжпромислового збору нафти і газу та підготовки нафти і газу до транспортування магістральними трубопроводами. Міжпромислові газозбірні колектори повинні експлуатуватись відповідно до “Правил технічної експлуатації магістральних газопроводів” „Правил безпеки при експлуатації магістральних газопроводів”. Трубопроводи промислової системи збору газу повинні експлуатуватись згідно з „Правилами технічної експлуатації промислових трубопроводів газових газоконденсатних та нафтових родовищ”. Газопроводи з робочим тиском до 1 2МПа що призначені для постачання газу на власні потреби нафтогазовидобувних виробництв підприємств експлуатуються згідно з вимогами ДНАОП 0.00-1.20-98 „Правила безпеки систем газопостачання України” та ДБН В.2.5-20-2001 „Інженерне обладнання будинків і споруд. Зовнішні мережі та споруди. Газопостачання.”. Зі вступом в дію цих Правил втрачає чинність НАОП 1.1.21-1.01-74 „Правила безпеки в нафтогазовидобувній промисловості” затверджений Держгіртехнаглядом СРСР 31.01.74р.   2. НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ   У цих Правилах є посилання на такі законодавчі акти і нормативні документи:   Позначення нормативного акта Назва Ким коли затверд-жено реєстрація в Мін’юсті 1 2 3 1   Закон України “Про внесення змін до Закону України “Про охорону праці” ВРУ 21.11.02 №229-IV 2   Закон України “Про пожежну безпеку” ВРУ 17.12.93 №3747-ХІІ 3   Закон України “Про нафту і газ” ВРУ 12.07.01 №2665-ІІІ 4   Закон України “Про трубопровідний транспорт” ВРУ 15.05.96 №192/96-ВР 5   Закон України “Про аварійно-рятувальні служби” ВРУ 14.12.99 №1281-XIV 6   Закон України “Про об’єкти підвищеної небезпеки” ВРУ 18.01.01 №2245-ІІІ 7   Земельний кодекс України ВРУ 25.10.01 №2196-ХІІ 8 Водний кодекс України ВРУ 06.06.95 №213/95-ВР 9   Кодекс законів про працю України ВР УРСР 10.12.71 №322-VІІІ 10   Кодекс України про надра ВРУ 27.07.94 № 132/94-ВР 11   Правила дорожнього руху України КМУ від 10.10.01 пост.№1306 12   Про затвердження переліку об’єктів та окремих територій які підлягають постійному та обов’язковому обслуговуванню державними аварійно-рятувальними службами КМУ від 04.08.00 пост. № 1214 13 Про ідентифікацію та декларування безпеки об’єктів підвищеної небезпеки КМУ від 11.07.2002 пост. № 956 14 ДНАОП 0.00-1.03-02 Правила будови і безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів Мінпраці України від 20.08.02 нак. № 409 15 ДНАОП 0.00-1.07-94 Правила будови і безпечної експлуатації посудин що працюють під тиском Зміни:1 2 Держнаглядохорон-праці України від 18.10.94 нак. № 104 Держнаглядохорон-праці України від 18.10.94 нак. № 104 Мінпраці України від 22.03.02 нак.№161 16 ДНАОП 0.00-1.11-98 Правила будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари і гарячої води Зміни: Держнаглядохорон-праці України від 08.09.98 нак. № 177 Мінюст України 07.10.98 №636/3076 Мінпраці України від 06.03.02 нак.№131 Мінюст України 27.03.02 №306/6594 17 ДНАОП 0.00-1.15-71 Правила будови і безпечної експлуатації трубопроводів для горючих токсичних і зріджених газів ПУГ-69 Держгіртехнагляд СРСР 5.03.71 18 ДНАОП 0.00-1.16-96 Правила атестації зварників Держнаглядохорон-праці України від 19.04.96 нак.№ 61 Мін’юст України 31.05.95 № 262/128 19 ДНАОП 0.00-1.17-92 Єдині правила безпеки при вибухових роботах Зміни: 1 2 Держгіртехнагляд України 25.03.92 Держнаглядохорон-праці України від 31.03.94нак.№28 Держнаглядохорон-праці України від 01.01.97нак.№171 20 ДНАОП 0.00-1.21-98 Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів Держнаглядохорон-праці України від 09.01.98 нак. № 4 Мін’юст України 10.02.98 №93/2533 21 ДНАОП 0.00-1.32-01 Правила будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок. Мінпраці та соціальної політики України від 21.06.01нак.№272 22 ДНАОП 0.00-4.03-01 Положення про порядок розслідування та ве-дення обліку нещасних випадків професійних захворювань і аварій на виробництв КМУ від 21.08.01 пост. № 1094 23 ДНАОП 0.00-4.05-93 Положення про видачу Державним комітетом по нагляду за охороною праці власникові під-приємства установи організації або уповнова-женому ними органу дозволу на початок роботи підприємства установи організації КМУ від 06.10.93 пост. № 831   24 ДНАОП 0.00-4.12-99 Типове положення про навчання з питань охорони праці Держнаглядохорон-праці України від 17.02.99 нак.№27 Мін’юст України 21.04.99 №248/3541 25 ДНАОП 0.00-4.15-98 Положення про розробку інструкцій з охорони праці Держнаглядохорон-праці України від 29.01.98 нак № 9 Мін’юст України 07.04.98 №226/2666 26 ДНАОП 0.00-4.20-94 Положення про порядок проведення державної експертизи перевірки проектної документації на будівництво та реконструкцію виробничих об’єктів і виготовлення засобів виробництва на відповідність їх нормативним актам про охорону праці Зміни: КМУ від 23.06.94 пост. № 431 КМУ від 18.01.99 пост.№57 27 ДНАОП 0.00-4.26-96 Положення про порядок забезпечення працівників спеціальним одягом спеціальним взуттям та іншими засобами індивідуального захисту Держнаглядохорон-праці України від 29.10.96 нак.№170 Мін’юст України 18.11.96 №667/1692 28 ДНАОП 0.00-4.33-99 Положення щодо розробки планів локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій Держнаглядохорон-праці України від 17.06.99 нак. № 112 Мінюст України 30.06.99 №424/3717 29 ДНАОП 0.00-8.01-93 Перелік посад посадових осіб які зобов’язані проходити попередню і періодичну перевірку знань з охорони праці Держнаглядохорон-праці України від 11.10.93 нак.№ 94 Мін’юст України 20.10.94 №154 30 ДНАОП 0.03-8.06-94 Перелік робіт де є потреба у професійному доборі Мінохорони здоров’я України Держнаглядохорон-праці України від 23.09.94 нак. № 263/121 Мін’юст України 25.01.95 №18/554 31 ДНАОП 0.03-8.07-94 Перелік важких робіт і робіт з шкідливими і небезпечними умовами праці на яких забороняється застосування праці неповнолітніх Мінохорони здоров’я України від 31.03.94 нак.№46 Мін’юст України 28.07.94 №176/385 32 ДНАОП 0.03-8.08-93 Перелік важких робіт і робіт з шкідливими і небезпечними умовами праці на яких забороняється застосування праці жінок Мінохорони здоров’я України від 29.12.93 нак. № 256 Мін’юст України 30.03.94 №51/260 33 ДНАОП 1.1.10-1.04-01 Правила безпечної роботи з інструментами та пристроями Мінпраці та соціаль-ної політики України від 05.06.01 нак. № 253 34 ДНАОП 1.1.10-1.07-01 Правила експлуатації електрозахисних засобів   Мінпраці та соціаль-ної політики України від 05.06.2001 нак. № 252 35 ДНАОП 1.1.23-8.02-01 Знаки безпеки для підприємств газової промисловості Мінпраці та соціаль-ної політики України від 17.05.01 нак.№204 36 НАОП 1.1.21-1.18-82 Єдині технічні правила ведення робіт при будівництві свердловин на нафтових газових і газоконденсатних родовищах Мінгазпром Міннафтопром Мінгео СРСР 09.09.82 37 НАОП 1.1.21-2.09-85 ОСТ 39.158-85 Буріння нафтових і газових свердловин. Загальні вимоги безпеки. Міннафтопром СРСР 1985 38 НАОП 1.1.21-3.03-75 Нормативи оснащення об’єктів підприємств нафтової та газової промисловості механізмами пристроями і приладами що підвищують безпеку та технічний рівень їх експлуатації Держгіртехнагляд СРСР 15.04.75 39 НАОП 1.1.21-5.04-88 Типова інструкція щодо запобігання і первинних дій вахти при ліквідації нафтогазопроявів під час будівництва свердловин на нафту і газ Держгіртехнагляд СРСР 16.11.88 40 НАОП 1.1.23-1.14-84 Правила будови і безпечної експлуатації факельних систем; ПУ і БЭФ-84 Держгіртехнагляд СРСР 13.06.84 41 НАОП 1.1.23-5.14-75 Інструкція про порядок одержання від постачальників перевезення зберігання відпуску та застосування метанолу на об’єктах газової промисловості Мінгазпром СРСР 07.07.75 42 НАОП 1.1.23-5.16-88 Інструкція щодо організації та безпечного ведення робіт під час ліквідації відкритих нафтових і газових фонтанів Держгіртехнагляд СРСР 16.10.88 43 НАПБ А.01.001-95 Правила пожежної безпеки в Україні Зміни: ГУДПО МВС України 14.06.95 Мін’юст України 14.07.95 №219/755 Головний держав-ний інспектор України з пожежно-го нагляду – началь-ник ГУДПО МВС України 25.02.02 Мін’юст України 26.03.02 №297/6585 44 НАПБ Б.02.005-94 Типове положення про спеціальне навчання інструктажі та перевірку знань з питань пожежної безпеки на підприємствах в установах та організаціях України МВС України 17.11.94 нак. № 628   45 НАПБ Б.06.001-94 Перелік посад при призначенні на які особи зобов’язані проходити навчання і перевірку знань з питань пожежної безпеки та порядок його організації МВС України 17.11.94 нак. № 628   46 НАПБ Б.06.004-97 Перелік однотипних за призначенням об’єктів які підлягають обладнанню автоматичними установками пожежогасіння та пожежної сигналізації МВС України 20.11.97 нак.№779 47 НАПБ Б.07.005-86 Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. ОНТП 24-86 МВС СРСР 27.02.86 48 НАПБ Б.07.007-94 Порядок проведення експертизи проектної та іншої документації щодо пожежної безпеки МВС України 22.11.94 нак. № 641 49 НАПБ В.01.027-85/112 Правила пожежної безпеки у нафтовій промисловості Міннафтопром СРСР 25.11.85 50 НАПБ 01.035-97 Правила пожежної безпеки в газовій промисловості України АТ “Укргазпром” 19.02.97 нак. № 57 51 ДБН А.3.1-3-94 Управління організація і технологія. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об’єктів. Основні положення. Держбуд 1994 52 ДСН 3.3.6.037-99 Санітарні норми виробничого шуму ультразвуку та інфразвуку Гол.держ.санітарний лікар України від 01.12.99 пост.№37 53 ДСН 3.3.6.039-99 Державні санітарні норми виробничої загальної та локальної вібрації Гол.держ.санітарний лікар України від 01.12.99 пост.№39 54 ДСН 3.3.6.042-99 Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень Гол.держ.санітарний лікар України від 01.12.99 пост.№42 55 ДСТУ 2586-94 Знаки дорожні. Загальні технічні умови. 56 ДСТУ 3413-96 Система сертифікації УкрСЕПРО. Порядок проведення сертифікації продукції.   57 ГСТУ 41-00032626-00-007-97 Охорона довкілля. Спорудження розвідува-льних і експлуатаційних свердловин на нафту та газ на суші. Правила проведення робіт.   58 ГСТУ 320.02829777.014-99 Неруйнівний контроль та оцінка технічного стану металоконструкцій бурових веж в розібраному і зібраному стані Міненергетики України. від 09.02.00 розп.№1 59 ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.   60 ГОСТ 12.1.002-84 Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах. Держстандарт СРСР від 05.12.84 пост.№4103 61 ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.   62 ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.   63 ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ. Электромагнитные поля радиочастот. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля. Держстандарт СРСР від 29.11.84 пост.№4034 64 ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества классификация и общие требования безопасности.   65 ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.   66 ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.   67 ГОСТ 12.2.034-78 ССБТ. Аппаратура скважинная геофизическая с источниками ионизирующих излучений. Общие требования радиационной безопасности.   68 ГОСТ 12.2.041-79 ССБТ. Оборудование буровое. Требования безопасности.   69 ГОСТ 12.2.061-81 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности к рабочим местам.   70 ГОСТ 12.2.062-81 ССБТ. Оборудование производственное. Ограждения защитные.   71 ГОСТ 12.3.033-84 ССБТ. Строительные машины. Общие требования безопасности при эксплуатации.   72 ГОСТ 12.4.011-89 Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.   73 ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.   74 ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия.   75 ГОСТ 12.4.089-86 ССБТ. Строительство. Пояса предохранительные. Общие технические условия.   76 ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы основные параметры и технические требования к конструкции.   77 ГОСТ 16853-88 Канаты стальные талевые для эксплуатацион-ного и глубокого разведочного бурения.   78 ОСТ 39.022-85 Опасные и вредные производственные факторы на объектах нефтяной промышленности. Классификация.   79 СНиП 1.06.05-85 Положение об авторском надзоре проектных организаций за строительством предприятий зданий и сооружений.   80 СНиП 2.04.05-91 Отопление вентиляция и кондиционирование     81 СНиП 2.05.02-85 Автомобильные дороги 82 СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы   83 СНиП 2.05.07-91 Промышленный транспорт 84 СНиП 2.09.02-85 Производственные здания 85 СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий 86 СНиП 2.09.04-87 Административные и бытовые здания.   87 СНиП ІІ–4-79 Естественное и искусственное освещение   88 СНиП ІІ-89-80 Генеральные планы промышленных предприятий   89 СН 245-71 Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий   90 СН 4557-88 Санитарные нормы ультрафиолетового излучения в производственных помещениях.   91 ВБН В.2.2-58.1-94 Проектування складів нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93 3 кПа Держкомнафтогаз України 92 ВБН В.2.2-58.2-94 Резервуари вертикальні сталеві для зберігання нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93 3 кПа Держкомнафтогаз України 93 ВСН 51-3-85 Проектирование промысловых стальных трубопроводов Міннафтогазпром СРСР 94 ВСН 005-88 Строительство промысловых трубопроводов. Технология и организация. Міннафтогазпром СРСР 95 ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Міннафтогазпром СРСР 96 ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. Міннафтогазпром СРСР 97 ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Міннафтогазпром СРСР 98 ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического про-ектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. Мінгазпром СРСР 99 РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений Міненерго СРСР 100 РД 39-0147103-344-86 Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа   101 ТУ У 320.001 58764.033-2000 Гази горючі природні що подаються в магістральні газопроводи 102 СТП 320.001587864.034-2002 Правила технічної експлуатації промислових трубопроводів газових газоконденсатних та нафтових родовищ ДК “Укргазвидобу-вання” від 17.06.02 нак.№235 103   Правила устройства электроустановок.   Міненерго СРСР 1985 104   Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Міненерго СРСР 21.12.85 105 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ПТЕ МГ Мінгазпром СРСР 22.03.88 106 Положение о планово-предупредительном ремонте контрольно-измерительных приборов и средств автоматики 107   Положение о порядке ликвидации нефтяных газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение Держгіртехнагляд СРСР від 27.12.89 нак. № 19  108 Вимоги до монтажу та експлуатації противикидного обладнання на бурових ВО “Укргазпром” 23.01.85 109   Инструкция по оборудованию устьев и стволов скважин для месторождений и подземных хранилищ газа ПО “Укргазпром” при их ликвидации или консервации ВО “Укргазпром” 29.03.91 110   Положення про порядок видачі дозволів Комітетом по нагляду за охороною праці Держнаглядохорон-праці України від 04.06.99 нак. № 103 3. ВИЗНАЧЕННЯ   У цих Правилах наведені нижче терміни вживаються у такому значенні : Агресивні пластові флюїди - рідкі або газоподібні речовини переважно вода нафта природний газ газоконденсат або їх суміш які знаходяться в продуктивному колекторі і вміщують агресивні компоненти сірководень вуглекислий газ жирні кислоти тощо . Аномально високий пластовий тиск - величина пластового тиску що перевищує гідростатичний нормальний пластовий тиск на 30% і вище. Аномально низький пластовий тиск - величина пластового тиску що нижча від гідростатичного нормального пластового тиску на 10% і нижче. Буферна зона - зона між промисловим об'єктом що добуває транспортує або переробляє продукцію із сірководнем та житловими спорудами яка достатня для вжиття заходів щодо оповіщення та евакуації населення що в ній проживає при виникненні аварійної ситуації на промисловому об'єкті. Вантажопідйомність бурової вежі щогли - величина параметра "Допустиме навантаження на гаку" у поєднанні з навантаженнями на ходовому і нерухомому кінцях каната. Газ - корисна копалина яка являє собою суміш вуглеводнів та невуглеводневих компонентів перебуває у газоподібному стані за стандартних умов тиску 760 мм рт.ст. і температури 200С . Газовий затвор - пристрій для запобігання попаданню повітря у факельну систему. Гідратні пробки гідрати вуглеводневих газів - утворення в експлуатаційних колонах фонтанних арматурах газопроводах та технологічних апаратах УКПГ які являють собою сполучення клатрати в яких молекули вуглеводневих газів заповнюють порожнини кристалічної решітки льоду. Дослідно-промислова розробка родовища нафти і газу - стадія геологічного вивчення родовища на якій здійснюється видобування з родовища обмеженої кількості нафти і газу з метою визначення його промислової цінності уточнення гірничо-геологічних та технологічних параметрів необхідних для підрахунку запасів нафти газу і супутніх компонентів та обґрунтування вибору раціонального методу технології промислової розробки родовища. Загальна факельна система - система призначена для збору та відведення на безпечну відстань газу після технологічних та аварійних продувок технологічних апаратів та комунікацій газових та нафтових промислів. Наряд-допуск – складене на спеціальному бланку розпорядження на виконання робіт з підвищеною небезпекою яке визначає їх зміст місце початок і закінчення необхідні заходи безпеки склад бригади і осіб відповідальних за безпечне виконання роботи. Нафта - корисна копалина що являє собою суміш вуглеводнів та розчинених в них компонентів яка перебуває у рідкому стані за стандартних умов тиску 760 мм рт.ст. і температури 200С . Нафтогазовидобувний об'єкт об'єкт - територія позначена обгороджена у межах відведеної земельної ділянки з розташованими на ній виробничими складськими та адміністративно-побутовими будинками спорудами відкритими технологічними площадками та технологічним обладнанням. Нормальний пластовий тиск - пластовий тиск який дорівнює гідростатичному тиску води густиною 1 г/см3 від покрівлі пласта до поверхні землі по вертикалі. Аномальні пластові тиски характеризуються будь-яким відхиленням від нормального. Охорона навколишнього середовища - комплекс заходів з охорони раціонального використання і відновлення живої та неживої природи. Промислова розробка родовища нафти і газу - технологічний процес видобування з родовища нафти газу та супутніх їм корисних компонентів що здійснюється на основі відповідних проектних документів після завершення геологічного вивчення родовища геолого-економічної оцінки і затвердження у встановленому порядку запасів нафти газу і супутніх компонентів. Родовище нафти і газу - природне скупчення нафти і газу що складається з одного чи кількох покладів які в плані горизонтальній проекції частково або повністю збігаються між собою. Розробка родовища нафти і газу - технологічний процес видобування з родовища нафти газу та супутніх їм корисних компонентів який складається з двох послідовних етапів – дослідно-промислової розробки родовища та промислової розробки родовища. Парціальний тиск сірководню - добуток об'ємного вмісту частки від загального обсягу газової фази сірководню на загальний тиск газу в системі. Це визначення придатне для користування таблицею 4 складеною за даними NАСЕ МР-01-75 1984 USА. Поклад нафти і газу - одиничне природне скупчення нафти і газу в надрах. Продувний газ - газ що направляється в систему для запобігання попаданню в неї повітря та утворенню вибухонебезпечної суміші. Скиди - горючі гази і пари що виділяють технологічні установки які не можуть бути використані безпосередньо в даній технології. Спеціалізована аварійно-рятувальна служба – професійна аварійно-рятувальна служба що має підготовлений і споряджений особовий склад для ліквідації окремих класів і підкласів надзвичайних ситуацій гасіння газових фонтанів подання медичної допомоги потерпілим водолазні роботи тощо та відповідні аварійно-рятувальні засоби. Спеціальна факельна система - система для спалювання високотоксичних газів і парів що утворюються в процесі підготовки газу до транспортування і не подаються в факельний колектор з різних причин вміст сірководню понад 8% тиск у технологічній установці не забезпечує скид у загальну систему схильність до полімеризації тощо . Ускладнення – порушення безперервності технологічного процесу при дотриманні технічного проекту і правил ведення бурових робіт викликані явищами гірничо-геологічного характеру.   4. ПОЗНАЧЕННЯ ТА СКОРОЧЕННЯ  АВПТ Аномально високий пластовий тиск АДП Агрегат для депарафінізації пересувний АНПТ Аномально низький пластовий тиск АСП Комплекс для автоматичного виконання спуско-підйомних операцій БДТ Безмуфтова довгомірна труба БКНС Блочна кущова насосна станція ВМ Вибухові матеріали ВПК Випробувачі пластів кабельні ВР Вибухові речовини ГВК Газоводяний контакт ГДК Граничнодопустима концентрація ГДС Геофізичні дослідження свердловин ГНВП Газонафтоводопрояв ГС Головні споруди ГТД Геологічні геохімічні і технологічні дослідження ГТН Геолого-технічний наряд ДКС Дотискувальна компресорна станція ДНАОП Державний нормативний акт про охорону праці ДНС Дотискувальна насосна станція ЕВН Електровідцентровий насос ЕПМ Електропідривна мережа ЕПС Електропрострілочні системи ЗІ Засоби ініціювання ЗІЗ Засоби індивідуального захисту ЗСУ Замірні сепараційні установки КВП Контрольно-вимірювальні прилади КВПіА Контрольно-вимірювальні прилади і автоматика КВТ Крива відновлення тиску КНБК Компоновка низу бурильної колони КНС Кущова насосна станція КРС Капітальний ремонт свердловин КС Компресорна станція ЛБТ Легкосплавні бурильні труби ЛЕП Лінії електропередач НКГВ Нижня концентраційна границя вибуховості НКК Навчально-курсовий комбінат НКТ Насосно-компресорні труби НС Насосна станція ОБТ Обважнені бурильні труби ОЗЦ Час очікування затвердіння цементу ОП Обладнання противикидне ОРЗ Одночасно-роздільне закачування ПАР Поверхнево-активні речовини ПВА Прострілочно-вибухова апаратура ПВР Прострілочні і вибухові роботи ПГР Промислово-геофізичні роботи ПГРС Промислова газорозподільна станція ПЗР Планово-запобіжний ремонт ПКР Пневматичні клини ротора ПЛАС План локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій ПЛУ Пересувна лубрикаторна установка ППТ Підтримка пластового тиску ППУ Парова пересувна установка ПРС Поточний ремонт свердловин РВС Резервуар вертикальний сталевий РІТС Районна інженерно-технічна служба РП Розподільний пристрій РР Радіоактивні речовини СГТД Станція геолого-технічних досліджень СКР Сульфідно-корозійне розтріскування металу СНЗ Статична напруга зсуву СПО Спуско-підйомні операції ТМЗ Технічні миючі засоби ТП Трансформаторна підстанція УБР Управління бурових робіт УКПГ Установка комплексної підготовки газу УКПН Установка комплексної підготовки нафти УПН Установка підготовки нафти УПП Установка парогенераторна пересувна ФА Фонтанна арматура ЦС Циркуляційна система ЦПЗ Центральний пункт збору ШГН Штангові глибинні насоси Рроб Робочий тиск   5. ЗАГАЛЬНІ ВИМОГИ   5.1. Загальні організаційно-технічні вимоги   5.1.1. Підприємства і організації що мають намір здійснювати діяльність за зазначеними у розділі 1 напрямками повинні отримати у встановленому порядку дозвіл Держнаглядохоронпраці України на відповідний вид діяльності згідно з вимогами чинного Законодавства. 5.1.2. Підприємства нафтогазовидобувної промисловості підлягають ідентифікації та декларуванню безпеки об’єктів підвищеної небезпеки згідно з Постановою Кабінету Міністрів України від 11.07.02 р. № 956. 5.1.3. Робочі проекти на розвідку розробку і облаштування нафтових газових газоконденсатних родовищ і підземних сховищ газу підлягають експертизі в спеціалізованих експертно-технічних центрах Держнаглядохоронпраці. 5.1.4. Суб’єкт господарської діяльності який має намір розпочати продовжити виконання робіт з буріння нафтових та газових свердловин; промислово-геофізичних досліджень; освоєння і глушіння газових та нафтових свердловин; видобування нафти газу та конденсату; підготовки нафти та газу до дальнього транспортування; ліквідації відкритих газових та нафтових фонтанів нафто- газо- водопроявів або експлуатацію обладнання нафтогазовидобувної промисловості повинен одержати відповідний дозвіл Держнаглядохоронпраці України чи його територіального органу. 5.1.5. Проведення робіт з підвищеною небезпекою слід здійснювати за нарядом-допуском. Перелік таких робіт порядок оформлення нарядів-допусків а також переліки посад осіб що мають право керувати цими роботами затверджуються керівником підприємства. 5.1.6. Ліквідація аварій при бурінні експлуатації та капітальному ремонті нафтових та газових свердловин здійснюється згідно з вимогами чинних відомчих нормативних документів. 5.1.7. На підприємствах нафтогазовидобувної промисловості повинні бути розроблені плани локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій ПЛАС відповідно до ДНАОП 0.00-4.33-99 та інструкції з охорони праці для професій та видів робіт відповідно до ДНАОП 0.00-4.15-98. 5.1.8. Порядок доступу сторонніх осіб на територію виробничого об'єкта визначає керівник об’єкта. 5.1.9. Ліквідація і консервація свердловин здійснюється в порядку встановленому чинними у галузі нормативними документами зокрема “Положением о порядке ликвидации нефтяных газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение” та “Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин для месторождений и подземных хранилищ газа ПО “Укргазпром” при их ликвидации или консервации”. 5.1.10. Фонд нафтових та газових свердловин і системи збору та підготовки нафти і газу до транспортування повинні експлуатуватися згідно з вимогами цих Правил технологічного регламенту та інших експлуатаційних нормативно-технічних документів. 5.1.11. Не допускається здійснення буріння нафтових та газових свердловин та облаштування нафтових та газових родовищ без попередньої експертизи проектної документації на відповідність проектних рішень вимогам безпеки та охорони праці. 5.1.12. Розслідування аварій та нещасних випадків на об’єктах нафтогазовидобувної промисловості проводиться відповідно до ДНАОП 0.00-4.03-01. 5.1.13. Охорона навколишнього природного середовища на об’єктах нафтогазовидобувної промисловості повинна відповідати вимогам ГСТУ 41-00032626-00-007-97. 5.1.14. Особи винні у порушенні цих Правил несуть дисциплінарну адміністративну матеріальну або кримінальну відповідальність згідно з чинним законодавством. 5.1.15. Охорону надр профілактику флюїдопроявів з ліквідованих свердловин забезпечують надрокористувачі. 5.1.16. Посадові особи підприємств установ та організацій несуть персональну відповідальність за виконання вимог цих Правил в межах покладених на них завдань та функціональних обов’язків згідно з чинним законодавством. 5.1.17. Держнаглядохоронпраці України може надавати підприємствам тимчасові відхилення від окремих вимог даних Правил за їх письмовим зверненням у встановленому чинним Законодавством порядку.   5.2. Вимоги до персоналу   5.2.1. До робіт на об'єктах нафтогазовидобувної промисловості допускаються особи що пройшли медичний огляд і не мають протипоказань за станом здоров'я для роботи за спеціальністю згідно з ДНАОП 0.03-8.06-94 ДНАОП 0.03-8.07-94 ДНАОП 0.03-8.08-93. 5.2.2. Організація і порядок навчання проведення інструктажів перевірки знань і допуску персоналу до самостійної роботи повинні відповідати вимогам ДНАОП 0.00-4.12-99 НАПБ Б.02.005-94 НАПБ Б.06.001-94. Забороняється допуск до роботи осіб які не пройшли навчання інструктаж і перевірку знань з охорони праці і пожежної безпеки в установленому порядку. 5.2.3. Підготовка працівників для виконання робіт з підвищеною небезпекою здійснюється тільки в закладах освіти вищі та середньо-технічні учбові заклади професійно-технічні училища навчально-курсові комбінати центри підготовки і перепідготовки робітничих кадрів тощо в тому числі відповідні підрозділи в організаціях і на підприємствах які одержали в установленому порядку ліцензію Міносвіти та дозвіл Держнаглядохоронпраці на проведення такого навчання. 5.2.4. До керівництва роботами з буріння освоєння і ремонту свердловин ведення геофізичних робіт у свердловинах а також з видобування та підготовки нафти і газу допускаються особи що мають освіту за фахом і пройшли перевірку знань з охорони праці відповідно до ДНАОП 0.00-4.12-99 та пожежної безпеки відповідно до НАПБ Б.02.005-94. 5.2.5. Працівники що приймаються на роботи з підвищеною небезпекою та визначені в ДНАОП 0.03-8.06-94 проходять на підприємстві попереднє спеціальне навчання і перевірку знань з питань охорони праці стосовно конкретних робіт які вони виконуватимуть. 5.2.6. Робітники робота яких передбачає суміщення професій повинні мати відповідну кваліфікацію а також допуски до самостійної роботи з основної професії і професії яка суміщається. 5.2.7. Позачергова перевірка знань з безпечного ведення робіт та пожежної безпеки у працівників проводиться при впровадженні нових технологій обладнання зміні діючих правил безпеки після відповідного навчання а також на вимогу органу Держнаглядохоронпраці вищої господарської організації або місцевого органу виконавчої влади якщо виявлено незнання посадовою особою спеціалістом нормативних актів про охорону праці п.2.2.8 ДНАОП 0.00-4.12-99 . 5.2.8. Посадові особи і спеціалісти що зазначені у ДНАОП 0.00-8.01-93 до початку виконання своїх обов’язків а також періодично але не рідше 1 разу на 3 роки проходять навчання і перевірку знань з питань охорони праці в порядку передбаченому вимогами ДНАОП 0.00-4.12-99. Посадові особи і спеціалісти в службові обов’язки яких входить безпосереднє виконання робіт з підвищеною небезпекою повинні проходити періодичні перевірки знань 1 раз на рік п.2.2.10 ДНАОП 0.00-4.12-99 . Спеціальне навчання з питань пожежної безпеки проводиться відповідно до вимог НАПБ Б.02.005-94 НАПБ Б.06.001-94. 5.2.9. Працівники інших підприємств які прибули на об'єкт і беруть безпосередню участь у виробничому процесі або виконують інші роботи для підприємства повинні пройти вступний та первинний інструктажі з питань охорони праці в порядку встановленому на підприємстві. 5.2.10. На підприємствах повинен бути встановлений порядок попереднього і періодичного медичного та наркологічного оглядів працівників з урахуванням виконуваної ними роботи і професії відповідно до термінів встановлених Міністерством охорони здоров’я України.   5.3. Вимоги до засобів захисту працівників   5.3.1. Працівники зайняті на роботах зі шкідливими та небезпечними умовами праці а також роботах що пов’язані із забрудненням або тих що здійснюються в несприятливих температурних умовах залежно від умов праці і прийнятої технології виробництва повинні бути забезпечені відповідними засобами індивідуального захисту згідно з ГОСТ 12.4.011-89 а також миючими та знешкоджуючими засобами. 5.3.2. Порядок забезпечення працівників необхідними для трудового процесу спеціальним одягом спеціальним взуття та іншими засобами індивідуального захисту а також порядок їх утримання і зберігання встановлюється ДНАОП 0.00-4.26-96. 5.3.3. Під час виконання роботи працівники зобов’язані користуватись виданими їм спеціальним одягом спеціальним взуттям та іншими засобами індивідуального захисту. 5.3.4. Роботодавець при видачі працівникам таких ЗІЗ як респіратори протигази запобіжні пояси електрозахисні засоби каски повинен проводити навчання і перевірку знань працівників щодо правил користування і найпростіших способів перевірки придатності цих засобів а також тренування щодо їх застосування. 5.3.5. Роботодавець зобов’язаний забезпечити регулярне відповідно до встановлених термінів випробування і перевірку придатності ЗІЗ респіраторів протигазів запобіжних поясів електрозахисних засобів касок а також своєчасну заміну фільтрів скляних деталей та інших частин захисні властивості яких погіршились. Після перевірки на ЗІЗ повинна бути зроблена відмітка клеймо штамп про термін наступного випробування.   5.4. Вимоги до територій будівель споруд приміщень   5.4.1. Території промплощадки будівлі споруди і приміщення повинні відповідати вимогам відповідних стандартів СНіП ДБН цих Правил правил пожежної безпеки та інших нормативних документів. 5.4.2. Планування території підприємства повинне забезпечувати найбільш сприятливі умови для виробничого процесу та праці здійснюватись відповідно до вимог чинних будівельних норм та правил. 5.4.3. На території вибухопожежонебезпечних та пожежонебезпечних об’єктів а також в місцях зберігання та переробки горючих матеріалів застосування відкритого вогню не дозволяється. 5.4.4. На дільницях території підприємства де можливі скупчення горючих парів та газів проїзд автомашин тракторів та іншого транспорту не дозволяється. Про це повинні сповіщати відповідні написи покажчики . 5.4.5. Відходи сміття металобрухт повинні своєчасно прибиратись і накопичуватись на спеціально відведених площадках. Видалення відходів повинно проводитись спеціальним транспортом у встановлений термін. 5.4.6. Територія основного виробничого об'єкта повинна бути огороджена і мати не менше двох виїздів. Огорожа повинна постійно підтримуватися у справному стані. Біля входу в'їзду на територію об'єкта і по периметру огорожі повинні бути знаки безпеки і відповідні написи. 5.4.7. В’їздні виїзні ворота повинні легко відчинятися і мати запори. 5.4.8. Вхід сторонніх осіб на територію об'єкта допускається тільки з дозволу керівництва підрозділу в супроводі спеціально призначеної особи із числа експлуатаційного персоналу і після проходження інструктажу з охорони праці . 5.4.9. Територія підприємства повинна бути рівною мати необхідні ухили і пристрої для відведення атмосферних і поливальних вод. Вільні ділянки території повинні бути озеленені. З настанням темряви територія об'єкту повинна освітлюватися. Електроосвітлення повинно забезпечувати освітленість не нижче встановлених норм. 5.4.10. На території підприємства повинні бути проїзди для руху автомобілів і пішохідні доріжки що мають тверде покриття які повинні своєчасно очищатися від бруду а взимку – від снігу і льоду. 5.4.11. Заглиблені резервуари колодязі люки повинні бути закриті врівень з прилеглою територією а під час проведення ремонтних робіт повинні бути огороджені і освітлюватись у темну пору доби. На території площадок що не охороняються підземні приміщення повинні бути замкнені. Ключі від замків повинні знаходитись у експлуатаційного персоналу. 5.4.12. Колодязі підземні приміщення і канали підземних комунікацій далі колодязі що розташовані на промплощадках і вздовж газопроводів на відстані до 15 м від них з обох боків є газонебезпечними. Перевіряти їх на загазованість необхідно за графіком не менше 1 разу на квартал а в перший рік їх експлуатації - не менше 1 разу на місяць. Крім того перевіряти їх на загазованість необхідно кожного разу перед спуском працівників у колодязі. В кришці колодязів повинен бути отвір діаметром 20-30 мм. 5.4.13. Не допускається потрапляння в колодязі ґрунтових та підземних вод. У разі необхідності повинен бути виконаний дренаж з випуском стоків у промислову каналізацію через гідравлічний затвор. Необхідно своєчасно перевіряти справність затвора. 5.4.14. Огляд і очищення колодязів необхідно проводити з виконанням вимог розділу 5.10 цих Правил навіть після задовільного аналізу на загазованість 5.4.15. Персонал що обслуговує колодязі повинен знати схему комунікацій розміщення колодязів засоби визначення загазованості ознаки отруєння токсичними речовинами правила виконання робіт у загазованих середовищах вміти користуватися засобами індивідуального захисту евакуйовувати потерпілих і надавати їм першу медичну допомогу. 5.4.16. На території промплощадки нафтогазовидобувних виробництв та в межах їх охоронної зони забороняється розміщувати будь-які об‘єкти в т.ч. і соціально-побутової інфраструктури що не мають безпосереднього відношення до виробництва. 5.4.17. Не дозволяється прибудовувати побутові допоміжні і адміністративні приміщення до будівель з вибухопожежонебезпечними виробництвами і розміщувати їх в небезпечній зоні дії ударної хвилі. 5.4.18. Внутрішньооб’єктові автодороги повинні відповідати вимогам СНіП 2.05.02-85 і СНіП 2.05.07-91. 5.4.19. Рух транспорту на об’єкті повинен бути організований за схемою маршрутів руху транспортних та пішохідних потоків з вказаними на ній поворотами зупинками виїздами переходами тощо. Схема маршрутів руху повинна бути вивішена в місцях стоянки автотранспорту перед в’їздами на територію підприємства та в інших необхідних місцях. Транспорт при в’їзді на територію вибухопожежонебезпечних об’єктів повинен бути обладнаний іскрогасником. 5.4.20. Територія об’єкта повинна бути обладнана дорожніми знаками покажчиками швидкості руху транспорту за ДСТУ 2586-94 і знаками безпеки за ГОСТ 12.4.026-76. 5.4.21. На об’єкті підприємстві повинні бути встановлені терміни порядок перевірки знань і обов’язки осіб щодо контролю за станом транспортних шляхів. 5.4.22. Улаштування виробничих будівель і споруд повинно відповідати вимогам проекту СНіП 2.09.02-85 СНіП 2.09.03-85 СНіП 2.09.04-87 і цих Правил. 5.4.23. Підприємство підрозділ служба тощо зобов'язано мати масштабні плани своїх комунікацій з точними прив'язками і надійними реперами. Підприємства що функціонують на відчуженій території зобов'язані мати також плани комунікацій інших підприємств на цій території. У разі зміни схеми комунікацій чи введенні нових зміни і доповнення у плани повинні вноситися у 10-денний термін. 5.4.24. Відстань між спорудами повинна відповідати вимогам СНіП ІІ-89-80 відповідним санітарним і протипожежним нормам. 5.4.25. Виробничі будівлі і споруди наказом власника підприємства закріплюються за виробничими підрозділами підприємства. Начальники підрозділів є особами що відповідають за експлуатацію збереження і ремонт закріплених за ним будівель або окремих приміщень. 5.4.26. Всі виробничі будівлі повинні мати технічні паспорти з технічною документацією: * затверджений технічний проект; * акт прийняття в експлуатацію; * акт на скриті роботи; * матеріали щодо гідрогеологічних умов на ділянці забудови. 5.4.27. Забороняється проводити перепланування виробничих приміщень без проекту. Проект перепланування не повинен допускати зниження межі вогнетривкості будівельних конструкцій і погіршення умов евакуації людей у разі можливих аварійних ситуацій. 5.4.28. Попереджувальне фарбування елементів конструкцій споруд небезпечних щодо можливих аварійних ситуацій та нещасних випадків на виробництві частин виробничого обладнання засобів пожежогасіння оформлення знаків безпеки як в приміщеннях так і на території підприємства повинно відповідати вимогам ГОСТ12.4.026-76. 5.4.29. Виробничі приміщення повинні мати не менше двох входів виходів розташованих з протилежних боків приміщення. Вікна і двері приміщення повинні відкриватися назовні. Підлога повинна бути із вогнестійких матеріалів. 5.4.30. На вході до приміщень повинні бути вивішені таблички з позначенням категорії приміщення щодо вибухопожежної і пожежної небезпеки згідно з НАПБ Б.07.005-86 і класу зони згідно з ДНАОП 0.00-1.32-01. 5.4.31. На вході до приміщень повинні бути влаштовані тамбур-шлюзи або повітряно-теплові завіси в холодну пору року. 5.4.32. Кожне виробниче приміщення повинне мати не менше одного основного проходу шириною не менше 1 5 м. 5.4.33. Автоматичне пожежогасіння і пожежну сигналізацію в будівлях слід передбачати згідно з НАПБ Б.06.004-97. 5.4.34. Куріння на підприємстві дозволяється лише у спеціально відведених місцях за узгодженням з пожежною охороною. Ці місця повинні бути обладнані урнами і місткостями з водою а також написами "Місце для куріння". 5.4.35. Обладнання на об'єкті повинно розташовуватися так щоб була можливість зручного і безпечного його обслуговування і ремонту. Відстань між обладнанням та відстань від обладнання до стін будівлі повинна бути не менше ніж 1 м а ширина робочого проходу не менше ніж 0 75 м. Примітка. Робочим проходом вважається мінімальна відстань між виступаючими частинами обладнання або між обладнанням і стіною будівлі. 5.4.36. Площадки переходи і заглиблення в приміщеннях а також вузли обладнання що розташовані на висоті вище 0 75 м повинні мати сходи з перилами. 5.4.37. Робочі місця об'єкти джерела протипожежного водопостачання та місця розташування первинних засобів пожежогасіння проїзди та підходи до них проходи і переходи в темний час доби повинні бути освітлені. Штучне освітлення виконується відповідно до вимог ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 та будівельних норм і правил встановлених СН 245-71 ОНТП 51-1-85 і СНіП ІІ-4-79 додаток 6 . 5.4.38. У виробничих приміщеннях крім робочого повинно бути аварійне освітлення. Світильники робочого та аварійного освітлення повинні живитися від незалежних джерел. Замість пристрою стаціонарного аварійного освітлення допускається застосування ручних світильників з акумуляторами. 5.4.39. Заміри рівня освітленості слід проводити перед введенням об'єкта в експлуатацію а також після реконструкції приміщень систем освітлення. 5.4.40. Об'єкти для обслуговування яких потрібний підйом робітника на висоту до 0 75 м обладнуються східцями а на висоту понад 0 75 м - сходами із поручнями. 5.4.41. Маршові сходи повинні мати ухил не більше 60° у резервуарів - не більше 50° ширина сходів повинна бути не менше 0 7м у сходів для переносу вантажів - не менше 1 м ширина проступів повинна бути не менше 0 3м. Відстань між східцями за висотою повинна бути не більше 25 см. Східці повинні мати ухил усередину 2-5°. З обох боків східці повинні мати бічні планки чи бортову обшивку висотою не менше 15 см що виключає можливість прослизання ніг людини. Сходи повинні бути з обох боків обладнані поручнями висотою 1 2 м по вертикалі від передньої грані східців з подовжніми планками через 40 см і стійками через 2 м. 5.4.42. Сходи тунельного типу повинні бути металевими шириною не менше 60 см і мати охоронні дуги радіусом 35-40 см скріплені між собою смугами. Дуги розташовуються на відстані не більше 80 см одна від одної. Відстань від найвіддаленішої точки дуги до східців повинна бути в межах 70-80 см. Сходи необхідно обладнати проміжними площадками встановленими на відстані не більше 6 м по вертикалі одна від одної. Відстань між східцями сходів тунельного типу і сходів-драбин повинна бути не більше 35 см. Довжина східця повинна бути не менше 30 см. 5.4.43. Робочі площадки на висоті повинні мати настил виконаний з металевих листів з поверхнею яка виключає можливість ковзання або дощок товщиною не менше 40 мм поручні висотою 1 25 м з поздовжніми планками розташованими на відстані не більше 40 см одна від одної і борт висотою не менше 15 см що утворює з настилом зазор не більше 1 см для стікання рідини. 5.4.44. Роботи пов'язані з ймовірністю падіння працюючого з висоти повинні проводитись із застосуванням страхувального пояса. Роботами на висоті вважаються роботи що виконуються на висоті 1 3м і більше від поверхні ґрунту перекриттів або робочого настилу. 5.4.45. Перевірку міцності запобіжних поясів слід проводити відповідно до ГОСТ 12.4.089-86 1 раз на 6 місяців статичним навантаженням згідно з технічними умовами з занесенням результатів в паспорт запобіжного пояса. 5.4.46. Для вибухопожежонебезпечних виробництв установки комплексної підготовки газу нафти резервуарні парки тощо застосування дерев'яних настилів забороняється. 5.4.47. Висота захисних та страхувальних огороджень повинна бути не менше 1 1 м висота бортового елементу захисних огороджень повинна бути не менше 0 1 м. 5.4.48. Висота сітчастого огородження елементів обладнання які рухаються повинна бути не менше 1 8 м. Механізми висотою менше 1 8 м обгороджують цілком. Розмір чарунок сіток повинен бути не більше 0 05х0 05м. Сітчасте огородження повинне мати металеву оправу каркас . 5.4.49. Побутові приміщення і приміщення для відпочинку повинні відповідати СНіП 2.09.04-87. 5.4.50. Засоби аварійної сигналізації і контролю стану повітряного середовища повинні знаходитись у справному стані а їх працездатність перевірятись не менше одного разу на місяць. 5.4.51. При виконанні ремонтно-відновлювальних робіт тимчасові амбари і котловани обвалування яких виступає над поверхнею землі менше ніж на 1м повинні бути огороджені. 5.4.52. На кожному об’єкті повинен бути складений перелік газонебезпечних місць і вибухонебезпечних об’єктів а також встановлені межі небезпечних зон на території яких вогневі роботи можуть проводитись лише за спеціальним дозволом. 5.4.53. На території об’єктів виділяється постійне місце площадка обладнане необхідними засобами для проведення поточних робіт з електрозварювання і газорізання металу. 5.4.54. Газонебезпечні і пожежонебезпечні місця повинні бути нанесені на плани виробничих площадок а перелік цих місць повинен бути затверджений керівництвом підприємства.   5.5. Загальні вимоги до обладнання та інструменту     5.5.1. Обладнання інструмент і контрольно-вимірювальні прилади повинні відповідати вимогам ГОСТ 12.2.003-91 ГОСТ 12.2.041-79. 5.5.2. Експлуатація обладнання інструменту повинна здійснюватись відповідно до ДНАОП 1.1.10-1.04-01 та технічної документації або інструкцій їх виготовлювачів. 5.5.3. Технологічні системи їхні окремі елементи обладнання повинні бути оснащені необхідними засобами регулювання і блокування що забезпечують їх безпечну експлуатацію. 5.5.4. Для вибухонебезпечних технологічних процесів повинні передбачатись автоматичні системи регулювання і протиаварійного захисту що запобігають утворенню вибухонебезпечного середовища та іншим аварійним ситуаціям при відхиленні від передбачених регламентом гранично допустимих параметрів у всіх режимах роботи і забезпечують безпечну зупинку чи переведення процесу в безпечний режим. 5.5.5. На вантажопідйомних машинах і механізмах повинні бути реєстраційні номери зазначені дата наступного технічного огляду і вантажопідйомність. На посудинах що працюють під тиском парових котлах повинні бути реєстраційні номери зазначені дата наступного технічного огляду і дозволений тиск відповідно до ДНАОП 0.00-1.07-94. 5.5.6. Обладнання повинне бути встановлене на міцних фундаментах виконаних відповідно до проекту чи вимог інструкцій з монтажу експлуатації що забезпечують його нормальну роботу. 5.5.7. Для вибухопожежонебезпечних технологічних об’єктів обладнання і трубопроводи яких у процесі експлуатації піддаються вібрації у проекті необхідно передбачити заходи для її зниження виключення можливості значного аварійного переміщення зрушення руйнування обладнання і розгерметизації систем. 5.5.8. У разі виявлення невідповідності обладнання вимогам безпеки та технічної документації ця невідповідність повинна бути усунена до початку експлуатації. 5.5.9. У виняткових випадках допускається внесення змін до конструкції імпортного технологічного обладнання за погодженням з Держнаглядохоронпраці України. 5.5.10. Елементи обладнання що можуть служити джерелом небезпеки для працюючих а також поверхні огороджувальних і захисних пристроїв повинні бути пофарбовані в сигнальні кольори відповідно до ГОСТ 12.4.026-76. 5.5.11. Під час пуску в роботу або зупинки обладнання апаратів ділянок трубопроводів тощо повинні передбачатись заходи щодо запобігання утворенню в технологічній системі вибухонебезпечних сумішей продування інертним газом контроль за ефективністю продувки тощо а також пробок внаслідок гідратоутворення чи замерзання рідин. 5.5.12. На металевих частинах технологічних будівель і споруд та обладнання що можуть опинитися під напругою повинні бути конструктивно передбачені видимі елементи для з'єднання захисного заземлення згідно з ДНАОП 0.00-1.32-01 та ПУЭ. Поруч з цим елементом зображується символ "Заземлення". 5.5.13. Ланцюгові та пасові передачі відкриті частини обладнання що рухаються і обертаються джерела випромінювання тощо які можуть бути причиною травмування або шкідливого впливу на персонал повинні огороджуватись або екрануватись відповідно до ГОСТ 12.2.003-91 ГОСТ 12.2.062-81. Таке обладнання оснащується системами блокування які передбачені заводами-виробниками. Обладнання з джерелами іонізуючого випромінювання повинне бути оснащене захисними екранами відповідно до вимог ГОСТ 12.2.034-78. 5.5.14. Температура зовнішніх поверхонь обладнання і кожухів теплоізоляційних покриттів не повинна перевищувати температури самозаймання найбільш вибухопожежонебезпечного продукту а в місцях доступних для обслуговуючого персоналу повинна виключати можливість опіків. 5.5.15. Запірні відсічні і запобіжні пристрої що встановлюються на нагнітальному і всмоктувальному трубопроводах насоса чи компресора повинні бути максимально наближені до насоса компресора і знаходитись у зручній і безпечній для обслуговування зоні. 5.5.16. На запірній арматурі засувках кранах що встановлюється на трубопроводах повинні бути покажчики положень "Відкрито" і "Закрито". 5.5.17. На нагнітальному трубопроводі відцентрових насосів і компресорів повинно бути передбачене встановлення зворотного клапана чи іншого пристрою для запобігання переміщенню речовин що транспортуються у зворотному напрямку і у разі необхідності запобіжного клапана. На нагнітальній лінії поршневого насоса до запірного пристрою повинні бути встановлені манометр та запобіжний клапан. 5.5.18. Насоси що використовуються для нагнітання легкозаймистих і горючих рідин у випадку відсутності постійного контролю за їх роботою з боку обслуговуючого персоналу повинні оснащуватися засобами попереджувальної сигналізації про порушення параметрів роботи що впливають на безпеку. 5.5.19. Нагнітальні трубопроводи після їхнього монтажу а також після ремонту з застосуванням зварювання повинні бути опресовані на півторакратний очікуваний робочий тиск. 5.5.20. Лебідки крани та інші вантажопідйомні механізми повинні відповідати вимогам ДНАОП 0.00-1.03-02 та технічної документації заводів-виготовлювачів. 5.5.21. У кріпильних вузлах і деталях машин і обладнання повинні бути передбачені пристосування контргайки шплінти клини та ін. що запобігають під час роботи самочинному розкріпленню і роз’єднанню. Необхідність застосування і тип пристосувань визначається проектно-конструкторською документацією. 5.5.22. У вибухонебезпечних приміщеннях на зовнішніх вибухонебезпечних об'єктах і при виконанні газонебезпечних робіт необхідно застосовувати іскробезпечний інструмент обміднений або густо змащений солідолом . 5.5.23. Робочий інструмент необхідно зберігати в інструментальній шафі переносному ящику чи сумці. Для гострого інструменту застосовують спеціальні упаковки . Інструмент повинен бути справний правильно загострений і відповідати умовам роботи. 5.5.24. При роботі слід використовувати гайкові ключі розміри яких відповідають розмірам гайок на робочих площинах ключів на повинно бути збитих скосів а на ручках – задирок. Забороняється відкручувати і закручувати гайки закладаючи між ними та ключем металеві пластини а також нарощувати ручку ключа за допомогою іншого ключа чи обрізку труби. 5.5.25. При роботах з ударним інструментом /зубилом пневмозубилом та в інших випадках коли можливе відлітання осколків/ необхідно застосовувати засоби індивідуального захисту - окуляри каски маски а для захисту оточуючих від осколків - встановлювати захисні ширми. 5.5.26. При роботі на висоті інструмент слід прив`язувати і переносити в спеціальних сумках. Інструмент який застосовується при роботі в котловані чи траншеї необхідно класти не ближче ніж 0 5 м від країв. Подавати інструмент на висоту необхідно за допомогою мотузки. Не дозволяється класти інструмент на поручні огороджень на неогороджені краї площадок котлованів люків колодязів або місткостей. 5.5.27. Забороняється експлуатація обладнання механізмів інструменту в несправному стані чи при несправних пристроях безпеки блокувальні фіксуючі та сигнальні пристосування і прилади якщо вони передбачені технічною документацією заводу-виготовлювача а також з перевищенням робочих параметрів понад паспортні. 5.5.28. Технологічне обладнання підлягає виведенню з експлуатації в разі виявлення дефектів несумісних з подальшою безпечною експлуатацією обладнання. 5.5.29. Ремонт обладнання повинен проводитись лише після відключення автомата чи рубильника цього обладнання від електричної мережі скидання тиску зупинки частин що рухаються і вжиття заходів щодо запобігання випадковому приведенню їх у рух під дією сили тяжіння чи інших факторів. На пусковому пристрої обов'язково вивішується плакат: "НЕ ВМИКАТИ ПРАЦЮЮТЬ ЛЮДИ".   5.6. Вимоги до електрообладнання   Організаційно-технічні вимоги   5.6.1. Проектування монтаж налагодження випробування і експлуатація електрообладнання бурових і нафтогазопромислових установок повинні проводитись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 “Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей” ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 та ДНАОП 1.1.10-1.07-01. 5.6.2. Комірки розподільних пристроїв бурових установок розрахованих на напругу 6 кВ повинні бути обладнані блокуванням що виключає можливість: - проведення операції з роз'єднувачем при ввімкненому вимикачі або високовольтному контакторі; - ввімкнення роз'єднувача при відкритих задніх дверях комірки; - відкриття задніх дверей при ввімкненому роз'єднувачі. 5.6.3. Відстань по горизонталі від крайнього проводу повітряної лінії електропередачі напругою 6-10 кВ при найбільшому його відхиленні до приміщення насосної побутових та інших споруд бурової установки повинна бути не менше двох висот опори а для повітряних ліній напругою до 1 кВ - не менше 1 5 висоти опори. 5.6.4. Перетинання повітряних ліній електропередачі з розтяжками бурової вежі не допускається. 5.6.5. Для забезпечення безпеки людей металеві частини електроустановок корпуси електрообладнання та привідне обладнання повинні бути виконані відповідно до п.5.5.12 цих Правил і заземлені занулені відповідно до вимог ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 та ДНАОП 1.1.10-1.07-01. 5.6.6. Для визначення технічного стану заземлюючого пристрою повинні проводитися: - зовнішній огляд видимої частини заземлюючого пристрою; - огляд з перевіркою ланцюга між заземлювачем і елементами що заземлюються виявлення обривів і незадовільних контактів у провіднику що з'єднує апарат із заземлюючим пристроєм а також перевірка пробивних запобіжників трансформаторів; - вимірювання опору заземлюючого пристрою зі складанням акта ; - перевірка ланцюга "фаза-нуль"; - перевірка надійності з'єднань природних заземлювачів; - вибіркове розкриття ґрунту для огляду елементів заземлюючого пристрою що знаходиться в землі. 5.6.7. Ремонт обладнання з приводом від електродвигуна можна проводити лише після виконання організаційних і технічних заходів що виключають можливість випадкового вмикання електроприводу відповідно до ДНАОП 0.00-1.21-98. 5.6.8. Для забезпечення ремонту комутаційної апаратури в розподільному пристрої бурової установки зі зняттям напруги на вводі кожної живильної лінії слід передбачити лінійний роз'єднувач. 5.6.9. Кожна бурова установка повинна бути забезпечена переносним світильником напругою не більше 12 В у вибухозахищеному виконанні. 5.6.10. Блискавкозахист нафтогазопромислових об'єктів повинен здійснюватися відповідно до вимог РД 34.21.122-87. 5.6.11. Для організації безпечного обслуговування електроустановок повинні бути чітко визначені і оформлені розпорядженням керівництва підприємства межі обслуговування їх електротехнічним персоналом і призначені відповідальні за електрогосподарство підприємства і його структурних підрозділів відповідно до ДНАОП 0.00-1.21-98. 5.6.12. Персонал який допускається до роботи з електротехнічними установками електрифікованим інструментом та з машинами і механізмами з електроприводом повинен мати кваліфікаційну групу з електробезпеки відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 “Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей”.   Вимоги щодо забезпечення вибухобезпеки   5.6.13. Клас вибухонебезпечних зон бурових установок та нафтогазопромислових об'єктів наводиться в додатку 1. 5.6.14. Електрообладнання машини апарати пристрої контрольно-вимірювальні прилади електричні світильники засоби блокування телефонні апарати і сигнальні пристрої до них що встановлюються у вибухонебезпечних зонах класів 0 1 2 повинні мати рівень вибухозахисту що відповідає вимогам ДНАОП 0.00-1.32-01 вид вибухозахисту - категорії і групі вибухонебезпечної суміші. 5.6.15. Встановлення у вибухонебезпечних зонах класів 0 1 2 вибухозахищеного електрообладнання яке не має маркування за вибухозахистом виготовленого неспеціалізованими підприємствами або відремонтованого з заміною вузлів і деталей які забезпечують вибухозахист без письмового дозволу акредитованої у встановленому порядку випробувальної організації не допускається. 5.6.16. На електрообладнання кожного типу вибухозахисту закордонного виробництва яке використовується в нафтогазовидобувній промисловості повинне надаватись свідоцтво сертифікат про його відповідність діючим в Україні нормативним вимогам в умовах його експлуатації у вибухонебезпечній зоні що видається органами сертифікації відповідно до ДСТУ 3413-96. На застосування такого обладнання слід одержати дозвіл Держнаглядохоронпраці. 5.6.17. Експлуатація електрообладнання при несправних засобах вибухозахисту блокуваннях порушеннях схем керування і захисту не допускається.   5.7. Вимоги до сталевих канатів   5.7.1. Сталеві канати що використовуються як вантажні несучі тягові і стропи для оснащення вантажно-розвантажувальних пристроїв повинні відповідати вимогам ДНАОП 0.00-1.03-02 та ДНАОП 1.1.10-1.04-01. Сталеві канати що використовуються для талевої системи бурових установок і агрегатів з ремонту свердловин повинні відповідати вимогам ГОСТ 16853-88. Експлуатація цих канатів здійснюється згідно з інструкціями з їх експлуатації що діють на підприємстві. 5.7.2. Під час будівництва свердловин коефіцієнт запасу міцності талевого каната відношення розривного зусилля каната до сили натягу ходового кінця талевого каната повинен бути не менше трьох. Як виняток при спусканні важких обсадних колон і виконанні аварійних робіт допускається зниження цього коефіцієнта але величина його повинна складати не менше двох. 5.7.3. З'єднання канатів повинне виконуватися з застосуванням: коуша з запліткою вільного кінця каната або встановленням не менше трьох гвинтових затискачів. При цьому відстань між ними повинна складати не менше шести діаметрів каната. 5.7.4. За станом каната повинен бути встановлений контроль. Частота оглядів каната визначається залежно від характеру і умов роботи. Вибраковування і заміна канатів повинна здійснюватись відповідно до критеріїв які регламентуються ДНАОП 0.00-1.03-02 ДНАОП 1.1.10-1.04-01 та ГОСТ 16853-88. 5.7.5. Використовувати зрощені канати для оснащення талевої системи бурової установки агрегатів для освоєння і ремонту свердловин а також для підняття бурових веж і щогл виготовлення розтяжок вантажопідйомних стропів утримуючих робочих і страхових канатів забороняється. 5.7.6. Для різання талевих канатів які використовуються для талевих систем бурових установок і агрегатів з ремонту свердловин необхідно застосовувати спеціальні засоби або пристрої. Забороняється різання усіх талевих канатів з використанням електрозварювання.   5.8. Вимоги до будівельних машин механізмів спеціальної техніки   5.8.1. З метою покращення контролю за використанням відомчого транспорту та виконанням водіями Правил дорожнього руху і Правил охорони праці на транспорті передбачається обов’язкове нанесення логотипу підприємства та його структурних одиниць на правій та лівій дверях кабіни водія.    Будівельні машини   5.8.2. Експлуатацію технічне обслуговування та ремонт будівельних машин слід проводити відповідно до вимог ГОСТ 12.3.033-84. 5.8.3. До експлуатації допускаються будівельні машини в справному стані. Перелік несправностей при яких забороняється експлуатація машин визначається експлуатаційною документацією. 5.8.4. При використанні машин у режимах які встановлені експлуатаційною документацією рівні шуму вібрації та стан повітря не повинні перевищувати норм встановлених ГОСТ 12.1.003-83 ГОСТ 12.1.012-90 ГОСТ 12.1.005-88.   Установка парогенераторна пересувна УПП   5.8.5. При прибутті на об'єкт УПП слід встановлювати з навітряного боку на раніше підготовлену та зручну для роботи площадку на відстані не ближче 25м від гирла свердловини так щоб знаходячись біля пульту керування парогенератором машиніст міг спостерігати за працівниками. Забороняється встановлювати УПП під силовими та освітлювальними лініями електропередачі. 5.8.6. В період теплової обробки об’єкти та агрегат повинні бути оснащені попереджувальними плакатами “Обережно! Теплова обробка.”. Плакати повинні встановлюватись з чотирьох боків на відстані 20м. 5.8.7. Машиністу УПП необхідно щоденно перевіряти справність запобіжних клапанів та контролювати стан ущільнень трубопроводів арматури показання контрольно-вимірювальних приладів. 5.8.8. Під час роботи УПП забороняється: - знаходитись стороннім особам на установці і в зоні її дії при проведенні робіт з теплової обробки; - проводити ремонтні роботи на гирлі свердловини та технологічних трубопроводах під час роботи установки; - проводити профілактичні роботи при включеній трансмісії; - перевищувати температуру пари вище 310°С тиск пари вище 10 МПа 100кг/см2 ; - працювати в темний час доби без освітлювання або при недостатньому освітленні; - залишати установку без нагляду. 5.8.9. При аваріях і ремонтах на об’єктах обробки на паропроводі чи на установці подача пари повинна бути припинена тиск зменшений до атмосферного установка повинна бути вимкнена.   Установка для механічного завантаження розвантаження і перевезення установок ЕВН   5.8.10. Установка призначена для механічного завантаження і розвантаження перевезення з майстерень на свердловини та назад установок ЕВН сталевих барабанів з кабелем які використовуються при видобуванні нафти та газу. 5.8.11. Площадки для розміщення установки при вантажно-розвантажувальних роботах повинні бути з горизонтальним нахилом не більше 3°. При установленні крана в робоче положення відхилення колони крана від вертикального положення повинно бути не більше 2°. 5.8.12. Місце розміщення установки при проведенні вантажно-розвантажувальних робіт вказує особа відповідальна за безпечне переміщення вантажів кранами. 5.8.13. На кожній установці повинні бути журнали де особа відповідальна за безпечне проведення робіт з переміщення вантажів кранами робить відмітку: “Встановлення установки перевірив роботу крана дозволяю.” 5.8.14. Завантаження і розвантаження обладнання повинно здійснюватись гідравлічним краном. Завантаження барабану з кабелем виконується за допомогою лебідки яка знаходиться позаду кабіни автомобіля шляхом накочування його по опущених трапах на раму. 5.8.15. Кріплення барабана при транспортуванні проводиться розтяжками решта обладнання укладається на раму: насоси електродвигуни та протектори укладаються на площадці рами на призми і закріплюються хомутами. Забороняється перевезення незакріпленого вантажу . 5.8.16. Розвантажування кабельного барабана повинно здійснюватись шляхом його скочування під дією своєї ваги при нахилі рухомої хитної рами яка приводиться в дію гідроциліндрами. При скочуванні барабан повинен утримуватися тросом лебідки. 5.8.17. Всі вантажозахоплювальні пристрої повинні бути випробувані та мати клеймо де вказується вантажопідйомність. 5.8.18. Забороняється: - піднімання вантажів вагою яка перевищує 750 кг при максимальному вильоті стріли; - підтягування вантажу під стрілу гідрокраном установки; - проведення вантажно-розвантажувальних робіт в охоронній зоні ліній електропередачі; - робота установки на пожежонебезпечних та вибухонебезпечних об'єктах без іскрогасника; - знаходження обслуговуючого персоналу під вантажем та на шляху його пересування: позаду кабельного барабана при його завантаженні на установку попереду при розвантажуванні поряд з натягнутим канатом в зоні повороту відкидних трапів; - натягування та скочування кабельного барабана без запобіжної осі; - перевезення людей на платформі установки. 5.8.19. При виявленні пошкоджень та несправностей негайно припинити роботу та доповісти відповідальній особі; вжити заходів щодо їх усунення.   Агрегат для депарафінізації пересувний АДП   5.8.20. Агрегат АДП призначений для депарафінізації свердловин гарячою нафтою а також для інших технологічних операцій. 5.8.21. При прибутті на об'єкт АДП слід встановлювати з навітряного боку на раніше підготовану площадку на відстані не ближче 25 м від гирла свердловини. 5.8.22. Перед роботою агрегату на свердловині всі високонапірні трубопроводи повинні бути опресовані насосом агрегату під тиском який перевищує в 1 5 рази тиск який очікується під час роботи але не вищим 16 МПа 160 кгс/см2 . 5.8.23. Під час роботи агрегату знаходження сторонніх людей на агрегаті та в зоні його дії забороняється. 5.8.24. Всі ремонтні роботи які пов'язані з усуненням несправностей повинні проводитися на зупиненому агрегаті при цьому двигун автомобіля не повинен працювати тиск в трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного. На агрегаті повинні бути вивішені попереджувальні таблички. 5.8.25. При обв'язці агрегату зі свердловиною а також для різьбових з'єднань повинен застосовуватись інструмент який не дає іскри при ударах. 5.8.26. Під час роботи агрегату забороняється: а чистити та змащувати рухомі частини агрегату; б знімати огородження або окремі їх частини; в зупиняти рухомі частини механізмів підкладанням під них сторонніх предметів; г направляти одягати знімати підтягувати чи ослабляти пасові передачі; д працювати при виявленні протікання нафти чи палива через негерметичні з'єднання. 5.8.27. Трубопроводи та інші елементи агрегату які мають температуру 45°С та вище в місцях можливого дотику з ними під час роботи повинні мати огородження передбачені конструкцією агрегату для запобігання опікам працівників. 5.8.28. Агрегат повинен бути терміново зупинений роботи повинні бути припинені в наступних випадках: а при виникненні загорання на агрегаті; б при пориві технологічних трубопроводів; в при виявленні несправностей в трансмісії приводу обладнання пошкодження паса сторонні шуми чи стуки в насосах або редукторах і т. д. ; г при інших порушеннях нормальної та безпечної роботи систем агрегату які загрожують безпеці обслуговуючого персоналу. 5.8.29. Машиніст агрегату повинен постійно перевіряти стан заземлюючого провідника для відводу статичної електрики. Під час руху агрегату ланцюг повинен торкатись землі.   5.9. Перевезення працівників   5.9.1. Перевезення працівників повинно здійснюватись автобусами або вахтовими машинами відповідно до Правил дорожнього руху України. У випадку використання для цієї мети вантажних автомобілів транспортних засобів на гусеничному ходу і санних причепів вони облаштовуються для пасажирських перевезень ідентично автобусам. 5.9.2. На підприємствах оформляються схеми маршрутів де вказані відстані до кінцевих пунктів і місця зупинок. Схеми узгоджуються з керівництвом транспортної організації яка надає транспорт та затверджуються керівником підприємства. 5.9.3. Усі пасажири повинні бути забезпечені місцями для сидіння. З числа пасажирів повинен бути призначений старший прізвище якого необхідно записати в подорожньому листі. 5.9.4. Забороняється перевезення у вахтовому автобусі сторонніх осіб та пасажирів які стоять. 5.9.5. Вахтовий автобус повинен бути укомплектований вогнегасниками і аптечкою невідкладної допомоги відповідно до Правил дорожнього руху України. 5.9.6. Забороняється перевезення вахт при швидкості вітру 35 м/сек і більше при сильному снігопаді ожеледиці дощі тумані та ін. видимості на трасі менше 50 м. 5.9.7. Посадка та вихід пасажирів здійснюється лише після повної зупинки транспорту і на зупинках передбачених схемою маршруту. 5.9.8. У вахтовому автобусі забороняється перевезення разом з пасажирами їдких отруйних горючих вибухонебезпечних токсичних речовин. 5.9.9. Під час перевезення вахт в автобусі забороняється курити.   5.10. Виконання робіт в місткісному обладнанні та колодязях   5.10.1. Роботи в закритих просторах місткостях апаратах колодязях тощо виконуються згідно з нарядом-допуском на виконання робіт підвищеної небезпеки в якому визначається обсяг і склад робіт послідовність їх виконання заходи безпеки періодичність аналізів повітряного середовища і засоби захисту працюючих. Забороняється змінювати обсяги робіт передбачених нарядом-допуском. 5.10.2. Особа відповідальна за виконання робіт зобов’язана особисто оглянути місце роботи і умови в яких дана робота повинна виконуватись та впевнитись у тому що місткість або апарат підготовані до роботи. 5.10.3. Для виконання робіт у закритих просторах робітники повинні забезпечуватись засобами індивідуального захисту: а спецодягом і спецвзуттям які відповідають конкретним умовам роботи та забезпечують захисні властивості; б двома захисними поясами один запасний з рятувальними мотузками; в акумуляторними ліхтарями з джерелом живлення напругою не більше 12В. Забороняється користуватись джерелом світла з відкритим вогнем; г шланговим протигазом з набором масок зі шлангом довжина якого повинна бути на 2 м більше глибини закритого простору а загальна не більше 12 м; д газоаналізатором; е переносними попереджувальними знаками безпеки; ж спеціальним пристосуванням для відкривання кришок люків і перевірки міцності скоб для спуску та підйому в закритий простір. 5.10.4. Одночасне виконання електрозварювальних та газополум’яних робіт усередині закритих просторів не дозволяється. 5.10.5. Освітлення під час виконання зварювальних робіт усередині закритих просторів повинно здійснюватись за допомогою світильників встановлених зовні. Зварювальний трансформатор слід розміщати зовні закритого простору. 5.10.6. У випадках виявлення несправностей в засобах захисту пристосуваннях інструментах працівники повинні припинити роботу повідомити про це особу відповідальну за безпечне виконання робіт. 5.10.7. Перед початком роботи працівники повинні: а оглянути підступи до робочого місця; за необхідності звільнити їх від сторонніх предметів; б підготувати необхідний інструмент та перевірити його справність; в огородити робочі зони захисним огородженням встановити знаки безпеки і сигнальне освітлення згідно з вимогами плану виконання робіт; г перевірити міцність скоб чи драбин за допомогою жердини. 5.10.8. Місткість апарат що підлягають розкриттю повинні бути звільнені від продукту відключені від трубопроводів та інших апаратів. Заглушки з хвостовиками і прокладками повинні бути встановлені на всіх без винятку комунікаціях які підведені до апарату. 5.10.9. Перед розкриттям місткості апарата особа відповідальна за проведення робіт зобов’язана особисто впевнитись у надійності відключення трубопроводів від інших апаратів а також перевірити правильність переключення кранів встановлення заглушок і додержання інших заходів безпеки. 5.10.10. В залежності від продуктів які знаходились в місткостях апаратах вони перед розкриттям повинні бути продуті гострою водяною парою або інертним газом у разі необхідності промиті водою і продуті чистим повітрям. Забороняється видаляти з місткості залишки газу стисненим повітрям. Забороняється видалення газу з місткості шляхом випалення! 5.10.11. Місткість апарат які були нагріті в процесі експлуатації або підготовки до ремонтних робіт перед допуском у них людей повинні бути охолоджені до температури що не перевищує 300С. 5.10.12. Після пропарювання вентиляції і промивання місткості необхідно зробити аналіз газоповітряного середовища на вміст шкідливих та вибухонебезпечних парів і газів. Робота усередині місткості дозволяється якщо вміст шкідливих парів і газів не перевищує меж допустимих санітарними нормами. Незалежно від результату первинної перевірки повторний контроль газоповітряного середовища в закритому просторі виконується щогодини. 5.10.13. Перед спуском у колодязь слід оглянути його перевірити колодязь на загазованість і в разі її наявності ретельно провентилювати переносними вентиляторами у вибухобезпечному виконанні провести повторно аналіз повітряного середовища. У разі загазованості вище за ГДК але нижче за 20% від нижньої концентраційної границі вибуховості далі НКГВ спускатися до колодязя необхідно у шланговому або ізолюючому протигазі. 5.10.14. Шланговий протигаз з відрегульованою подачею повітря працівник одягає безпосередньо перед спусканням в місткість. Герметичність складання підгонку маски протигазу і справність повітродувки перевіряє особа відповідальна за проведення робіт. Повітрозабірний патрубок шланга протигазу виводять назовні не менше ніж на 2 м і закріплюють в зоні чистого повітря. При цьому шланг необхідно розміщати таким чином щоб виключити можливість припинення доступу повітря через перекручування перегини а також стискання із-за наїзду транспортних засобів або переходу людей тощо. 5.10.15. Робота усередині апарата місткості без шлангового протигаза допускається лише за умови наявності в місткості не менше 16% об. кисню і концентрації шкідливих газів нижче граничнодопустимих передбачених санітарними нормами та за умови обов’язкової наявності шлангового протигазу у працівника що знаходиться в місткості. 5.10.16. Для виконання робіт в закритих об’єктах повинна призначатися бригада робітників в кількості не менше трьох чоловік працюючий дублер спостерігач . Перебування усередині місткості дозволяється одній людині. При цьому двоє робітників які знаходяться не в зоні закритого простору повинні страхувати безпосереднього виконавця робіт за допомогою рятувальної мотузки яка прикріпляється до рятувального пояса. Рятувальний пояс повинен одягатись поверх одягу мати хрестоподібні лямки; прикріплена до нього рятувальна мотузка повинна мати довжину на 2 м більше глибини місткості але не більше 10 м. Рятувальну мотузку прив’язують до кільця пояса і пропускають через кільце прикріплене до перехресних лямок на спині з таким розрахунком щоб при евакуації потерпілого з місткості за допомогою рятувальної мотузки тіло його висіло вертикально головою вверх. 5.10.17. За необхідності перебування в місткості більшої кількості працюючих у наряд-допуск повинні бути внесені додаткові заходи безпеки що передбачають збільшення кількості спостерігачів не менше одного спостерігача на одного працюючого в місткості порядок входу і евакуації працюючих порядок розміщення шлангів забірних патрубків протигазів сигнально-рятувальних мотузок наявність засобів зв’язку і сигналізації на місці проведення робіт та ін. При роботі усередині місткості апарата двох і більше чоловік повітряні шланги і рятувальні мотузки повинні розміщатись в діаметрально протилежних напрямках. При цьому необхідно виключити взаємне перехрещування і перегинання шлангів як зовні так і усередині місткості. 5.10.18. Працюючі усередині закритого простору і їх дублери зобов’язані знати перші ознаки отруєння правила евакуації потерпілих з місткості і заходи щодо надання їм першої допомоги. 5.10.19. Під час виконання робіт усередині місткості апарата спостерігачі повинні знаходитись біля місткості вести безперервний нагляд за працюючим за справним станом шланга знаходженням забірного патрубка в зоні чистого повітря і не допускати перегинань шланга. Забороняється відволікати на інші роботи страхуючих робітників до тих пір поки працюючий в закритому просторі не вийде на поверхню. 5.10.20. Спостерігачі повинні бути в такому ж спорядженні що і працюючий в місткості і бути готовими надати йому негайну допомогу. 5.10.21. У разі виявлення будь-яких несправностей прокол шланга зупинка повітродувки обрив рятувальної мотузки тощо а також при спробі працюючого зняти шолом-маску протигазу робота усередині місткості повинна бути припинена а працівника слід витягнути з місткості. 5.10.22. Якщо під час роботи усередині місткості працюючий втратив свідомість дублер зобов’язаний негайно витягнути потерпілого з місткості. У разі необхідності спускання в місткість для рятування потерпілого дублер терміново викликає допомогу і тільки після прибуття допомоги спускається в місткість. 5.10.23. Якщо під час роботи в місткості робітник відчує нездужання він повинен подати сигнал спостерігачу припинити роботу і піднятись з місткості. 5.10.24. Тривалість одноразового перебування працівника в протигазі не повинна перевищувати 15 хв. з наступним відпочинком на чистому повітрі не менше 15 хв. 5.10.25. Під час роботи в місткості повинні застосовуватись тільки вибухобезпечні акумуляторні світильники з напругою живлення 12 В. Світильники необхідно вмикати і вимикати перед спуском в місткість і після підйому з неї. 5.10.26. Роботи усередині закритих просторів в яких можливе утворення вибухо-пожежонебезпечних сумішей повинні проводитись за допомогою інструменту і інвентарю що виключають іскроутворення. Проведення робіт усередині закритих об’ємів у комбінезонах куртках та іншому верхньому одязі з матеріалів що електризуються забороняється. 5.10.27. Проникнення працівників в місткості що мають верхній і нижній люки повинно здійснюватись тільки через нижній люк при відкритому верхньому. 5.10.28. Після закінчення робіт в закритих об’ємах керівник робіт повинен особисто перевірити відсутність усередині закритого об’єму людей інвентарю і інструменту і дати дозвіл на закриття люків і на зняття заглушок установлених на трубопроводах.    6. БУРІННЯ НАФТОВИХ ТА ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН   6.1. Проектування спорудження свердловин   6.1.1. Основним документом на спорудження свердловин є робочий проект розроблений відповідно до ДБН А.3.1-3-94 з урахуванням вимог цих Правил нормативних актів з питань пожежної безпеки. Спорудження свердловини може бути розпочато лише за наявності затвердженого у встановленому порядку робочого проекту який отримав позитивну експертну оцінку експертно-технічного центру Держнаглядохоронпраці. 6.1.2. Свердловина будь-якої категорії повинна закладатись за межами охоронних зон ліній електропередачі магістральних трубопроводів водозабірних та інших промислових і цивільних об'єктів відповідно до СНіП ІІ-89-80 з урахуванням обмежень передбачених Водним та Земельним Кодексами. 6.1.3. Проект будівництва нафтових і газових свердловин повинен включати в себе розділ з охорони праці промислової санітарії пожежної безпеки протифонтанні заходи а також розділ оцінки впливу на навколишнє природне середовище при будівництві свердловин. 6.1.4. Зміни робочого проекту допускаються у випадках невідповідності геолого-технічних умов буріння проектним рішенням або зміни проектної технології. Всі зміни та доповнення до робочого проекту вносяться у протокольній формі організацією що здійснює буріння свердловини за погодженням з проектною організацією та замовником і затверджується організацією що затвердила проект. Зміни проектних рішень повинні бути також погоджені з відповідними органами державного нагляду в частині що відносяться до їх компетенції. Виняток складають лише аварійні ситуації коли рішення приймає керівник організації що здійснює будівництво свердловини з наступним інформуванням проектної організації замовника та відповідних органів державного нагляду. Прийняті зміни не повинні знижувати рівень надійності об'єкта та рівень безпеки виконання робіт. 6.1.5. Проект будівництва куща свердловин повинен включати в себе схеми розміщення технологічного обладнання при різних схемах сумісного буріння і експлуатації свердловин схему обв’язки бурових насосів обсяги запасу бурового розчину для глушіння свердловини заходи протифонтанного забезпечення схеми евакуації людей схеми розміщення техніки під час ліквідації аварійних ситуацій заходи щодо захисту навколишнього середовища. 6.1.6. Контроль за дотриманням проектних рішень покладається на замовника який у разі необхідності може залучати проектну організацію відповідно до СНіП 1.06.05-85.   6.2. Підготовчі і вежомонтажні роботи 6.2.1. Підготовчі і вежомонтажні роботи можуть бути розпочаті за наявності затвердженого робочого проекту на будівництво свердловини та видачі вежомонтажній бригаді наряду на їх проведення. 6.2.2. При спорудженні свердловин на родючих землях і землях активного сільгоспвикористання до початку монтажу бурового обладнання необхідно зняти родючий шар землі для здійснення рекультивації після завершення буріння та облаштування гирла свердловини. 6.2.3. Площадки для бурової установки слід планувати з урахуванням природного ухилу місцевості і забезпечення руху стічних вод до системи їх збору. 6.2.4. До демонтажу бурової установки на електроприводі дозволяється приступати після від’єднання кабелів і повітряних ліній електропостачання на які може бути подана напруга та одержання письмового підтвердження особи відповідальної за експлуатацію електрогосподарства про відключення її від електромережі. 6.2.5. Транспортування великогабаритного блоку з буровою вежею чи окремо бурової вежі у вертикальному положенні виконується за проектом який затверджується керівництвом підприємства що здійснює вежомонтажні роботи після узгодження траси з зацікавленими організаціями. Робота виконується під керівництвом відповідальної посадової особи вежомонтажного цеху. У проекті повинні бути: - зазначені способи транспортування обладнання; - визначена траса пересування обладнання і шляхи руху підтримуючої техніки; - передбачені способи для подолання ровів ярів вирубки лісу вирівнювання траси переходу через дороги лінії електропередачі; - визначена кількість техніки - основної і допоміжної; - визначені кількість і порядок розміщення членів бригади які беруть участь у транспортуванні обладнання передбачена участь представника організації що експлуатує ЛЕП у разі її перетинання . 6.2.6. Забороняються роботи на висоті з монтажу демонтажу та ремонту бурових веж і щогл а також пересування бурових веж у вертикальному положенні в нічний час при вітрі понад 8 м/с під час грози зливи і сильного снігопаду при ожеледі тумані з горизонтальною видимістю менше 100 м при температурі повітря нижче мінус 300С. 6.2.7. Забороняється одночасно знаходитись на різній висоті бурової вежі робітникам які не зайняті виконанням спільної роботи. 6.2.8. Забороняється на час перерви монтажно-демонтажних робіт залишати в підвішеному стані вузли і частини обладнання. 6.2.9. Забороняється монтаж демонтаж бурової вежі у тому числі стягування її з гирла свердловини за наявності тиску на гирлі свердловини. При монтажі і демонтажі бурових веж та щогл повинні застосовуватись підйомники і лебідки з номінальною вантажопідйомністю не менше максимального навантаження яке може виникнути в процесі роботи. До роботи на висоті при монтажі і демонтажі бурових веж та щогл а також до їх ремонту допускаються тільки досвідчені монтажники зі стажем роботи не менше одного року. Бурові вежі які знаходяться в аварійному стані розбирати забороняється: вони мають бути повалені. При підійманні секцій бурової вежі підйомником при піднятті бурової вежі у вертикальне положення після її монтажу при переміщенні бурової вежі і блоків бурової установки всі працівники не зайняті цією роботою повинні знаходитись на відстані що перевищує висоту підняття секції бурової вежі не менше ніж на 10 м. При перервах в роботі змонтована частина бурової вежі повинна встановлюватись на бруси а підйомник повинен бути розвантажений. Забороняється знаходитись людям на блоці та під блоком під час підіймання і опускання його домкратами або іншими механізмами а також при стяганні блоку з фундаменту і встановленні його на фундамент.   6.3. Бурові установки. Бурове обладнання та інструмент   6.3.1. Бурові установки повинні відповідати вимогам ГОСТ 12.2.003-91 технічній документації заводів-виготовлювачів та повинні бути оснащені наступними системами безпеки: а обмежувачем висоти підйому талевого блоку; б блокуючими пристроями включення бурової лебідки при знятих задніх щитах огородження; в автозатягувачем квадрату в шурф; г блокуючим пристроєм з відключення ротора при піднятих клинах ПКР; д запобіжними пристроями на випадок перевищення тиску в трубопроводах господарської лінії очисно-циркуляційної системи і нагнітальній лінії блоку хімреагентних місткостей на 10-15% вище допустимого тиску. е системою циркуляційних місткостей кожна з яких повинна мати справну засувку для відокремлення її від інших місткостей та люк для зручного видалення з неї шламу або осадку. Кожна з цих місткостей повинна бути обладнана механічним рівнеміром. Механічними рівнемірами необхідно обладнати дві прийомні місткості з яких здійснюється циркуляція бурового розчину; ж місткостями для запасу бурового розчину у відповідних проекту об’ємах; з механізмами для приготування оброблення обважнення очищення дегазації і перемішування розчину збору шламу та відпрацьованої рідини при безамбарному бурінні; и пристроєм для осушення повітря пневмосистеми бурової установки; к заспокоювачем ходового кінця талевого каната; л системою обігріву підсвічника та робочого місця бурильника; м системою оперативного зв’язку бурильника з верховим робітником; н первинними засобами пожежогасіння. 6.3.2. Пересувна люлька верхового робітника повинна бути оснащена системами безпеки та блокування згідно з технічною документацією заводу-виробника. 6.3.3. Оснащеність бурових установок світильниками повинна забезпечити освітленість відповідно до СНіП ІІ-4-79 і складати: а для роторного столу - 100 лк; б для шляху руху талевого блоку - 30 лк; в для приміщення лебідкового і насосного блоків превентера - 75 лк; г для сходів маршів спусків приймального моста - 30 лк. 6.3.4. Нові типи вітчизняних та імпортних бурових установок що застосовуються для буріння нафтових та газових свердловин повинні відповідати вимогам вибухобезпеки. 6.3.5. Керування буровою лебідкою повинне здійснюватися з пульта бурильника пуск бурових насосів у роботу - з місцевого пульта а зупинка - з пульта бурильника та місцевого пульта. 6.3.6. Роботи на приймальному мості бурової з затягування і викидання труб з обслуговування гідравлічних блоків бурових насосів повинні бути механізовані. Вантажопідйомні механізми на приймальному мосту повинні мати дистанційне керування.. 6.3.7. Конструкція допоміжної лебідки повинна забезпечувати плавне переміщення і надійне утримання вантажу у висячому положенні з використанням канату діаметром не менше 12 5 мм. З пульта керування лебідкою повинен бути забезпечений хороший огляд місця роботи і переміщення вантажу. У разі неможливості виконання цієї вимоги використовується сигнальник. 6.3.8. На буровій повинна бути доливна місткість циліндричної або прямокутної форми з відкритою поверхнею мінімальної площі. Використання деформованих місткостей як доливних не дозволяється якщо деформація ускладнює користування місткістю за призначенням. Об’єм доливної місткості повинен бути на 20% більше максимального об’єму бурильного інструменту що повинен знаходитись у свердловині. Місткість повинна мати люк для зручного очищення від осадку обладнана рівнеміром проградуйована з ціною поділки не більше 200 літрів. Шкала рівня та рівнемір повинні бути освітлені в темну пору доби. Для контролю за її станом та приведення до ладу рівнеміра місткість повинна мати сходи тунельного типу. Нормальний стан місткості – порожня очищена від осадку. Її слід заповнювати лише перед підйомом та негайно після його завершення вивільняти від решток розчину. 6.3.9. Конструкція основи бурової вежі повинна передбачати можливість: а монтажу превентерної установки на гирлі свердловини і демонтажу основи при встановленій фонтанній арматурі або частини її; б раціонального розміщення: * засобів автоматизації механізації і пультів керування; * підсвічника що обігрівається зі стіканням розчину; * повітро- масло- паливопроводів і засобів системи обігріву; * механізму кріплення нерухомого кінця талевого каната; * механізму зі зміни положення машинних ключів по висоті; * механізму кріплення страхових і робочих канатів машинних ключів; * шурфів для встановлення ведучої труби допоміжних шурфів для нарощування. 6.3.10. Роботи з встановлення ведучої труби і ОБТ у шурф повинні бути механізовані. 6.3.11. Бурові вежі крім мобільних бурових установок повинні бути обладнані площадками для обслуговування кронблока та заміни бурового шланга. 6.3.12. Бурові вежі повинні оснащуватись маршовими сходами або сходами тунельного типу з перехідними площадками через кожні 6 м. 6.3.13. На бурових насосах повинні встановлюватись компенсатори що заповнюються повітрям або інертним газом при цьому тиск у компенсаторах повинен відповідати паспортній характеристиці відповідно до тиску в напірній лінії маніфольда. 6.3.14. Бурові насоси кріпляться до фундаментів чи до основи насосного блока а нагнітальний трубопровід - до блокових основ і проміжних стійок. Повороти трубопроводів виконуються плавно або робляться прямокутними з відбійними елементами для запобігання ерозійному зношенню. Повинна бути забезпечена можливість подачі цементувальним агрегатом рідини в нагнітальний маніфольд як через стояк так і від місткостей циркуляційної системи. 6.3.15. У системі керування автоматичним ключем повинна бути передбачена можливість повного його відключення від систем живлення а також блокування з метою запобігання випадковому включенню. 6.3.16. Порядок організації і проведення планово-запобіжного ремонту бурового і енергетичного обладнання встановлюється Положенням яке розроблює підприємство що експлуатує обладнання. Бурове обладнання та інструмент повинні мати паспорт або формуляри встановленого зразка в які вносяться дані про його експлуатацію ремонт і дефектоскопію. На кожній буровій установці повинен бути комплект інструкцій з експлуатації всього обладнання та механізмів. Перелік інструкцій з охорони праці затверджується керівником підприємства. 6.3.17. Пневматичну систему бурової установки трубопроводи крани після монтажу і ремонту необхідно випробовувати на тиск що перевищує робочий в 1 25 рази. 6.3.18. Всі кріплення які встановлюються на буровій вежі повинні виключати їх самочинне розкріплення і падіння. 6.3.19. Буровий насос повинен мати запобіжний пристрій заводського виготовлення що спрацьовує при тиску який перевищує на 3 5% номінальний тиск насоса при встановлених втулках відповідного діаметру. 6.3.20. Конструкція запобіжного пристрою повинна забезпечувати надійне його спрацьовування при встановленому тиску незалежно від тривалості контакту з хімічно обробленим буровим розчином з високим вмістом твердої фази тривалості впливу негативних температур повітря а також виключати травмування людей забруднення обладнання і приміщення при спрацьовуванні. 6.3.21. Обв'язка бурових насосів повинна забезпечувати: - можливість приготування обробки і обважнення бурового розчину з одночасним промиванням свердловини; - повне зливання рідини та продувку нагнітального трубопроводу стисненим повітрям. Якщо горизонти з можливим газонафтоводопроявом розкриваються при роботі двох насосів то необхідно передбачити можливість одночасної їх роботи з однієї місткості. В обв'язці між місткостями ЦС повинні бути запірні пристрої. 6.3.22. На нагнітальному трубопроводі насосів встановлюється пристрій з дистанційним керуванням що дозволяє пускати бурові насоси без навантаження з поступовим виведенням їх на робочий режим при контролі за тиском . Викид від пускової засувки повинен бути прямолінійним та надійно закріпленим з ухилом у бік зливу в приймальну місткість. На бурових установках з регульованим приводом насоса встановлення пускових засувок не обов'язкове але повинна бути встановлена засувка для скидання тиску в нагнітальному трубопроводі. 6.3.23. Нагнітальний трубопровід бурових насосів і стояк після їх монтажу чи ремонту підлягають гідравлічним випробуванням на тиск який в 1 5 рази вищий максимального робочого тиску згідно з проектом на будівництво свердловини з оформленням відповідного акта додаток 7 . 6.3.24. Буровий шланг обмотується м'яким сталевим канатом діаметром не менше 12 5 мм із петлями через кожні 1 0-1 5 м по всій довжині. Кінці каната кріпляться до бурової вежі і кришки вертлюга. 6.3.25. Ходовий і нерухомий кінці талевого каната під навантаженням не повинні торкатися елементів бурової вежі. 6.3.26. Машинні ключі підвішуються горизонтально на сталевих канатах діаметром не менше 12 5мм і обладнуються контрвантажами для легкості регулювання висоти. Механізми зрівноваження машинних ключів повинні бути огороджені. 6.3.27. Машинний ключ крім робочого каната оснащується страховим канатом діаметром не менше 18 мм який одним кінцем кріпиться до корпусу ключа а іншим - до основи вежового блоку чи ноги бурової вежі. Страховий канат повинен бути довше робочого на 15-20 см. Канати повинні кріпитися окремо один від одного. 6.3.28. Оснащення талевої системи повинне відповідати вимогам проекту і технічним умовам експлуатації бурової установки. 6.3.29. Відповідно до вимог технічної експлуатації бурових веж в процесі експлуатації бурова вежа кожних два місяці повинна оглядатися буровим майстром і механіком і один раз на рік – спеціальною бригадою з обстеження бурових веж у порядку визначеному підприємством. Результати огляду за їх підписами заносяться в журнал перевірки технічного стану обладнання. Крім того стан бурової вежі повинен перевірятись за участю представника вежомонтажного цеху або особи що відповідає за монтаж в наступних випадках: а перед спуском обсадної колони; б перед початком та після закінчення аварійних робіт які вимагають розходження прихопленої колони труб; в після сильного вітру зі швидкостями для відкритої місцевості - 15м/с для лісів або коли бурова вежа в котловині - 21м/с; г до початку та після закінчення перетягування бурової вежі; д після відкритих фонтанів і викидів. Результати перевірки технічного стану бурової вежі оформлюються актом за підписом спеціалістів що проводили огляд додаток 8 . Дефектні елементи бурової вежі повинні бути відновлені або замінені до початку робіт. Основні ремонтні роботи повинні фіксуватися в технічному паспорті бурової вежі. Після закінчення терміну експлуатації бурової вежі вказаного в паспорті комісією підприємства здійснюється оцінка її технічного стану. До складу комісії залучаються представники підприємства - власник бурової вежі представники органів Держнаглядохоронпраці України та спеціалізованих експертних організацій. Оцінка технічного стану повинна ґрунтуватись на результатах неруйнівного контролю та технічної діагностики в обсязі визначеному ГСТУ 320.02829777.014-99. За результатами оцінки технічного стану комісія приймає рішення щодо терміну подальшої безпечної експлуатації бурової вежі який не може перевищувати 5 років. Після відпрацювання визначеного комісією терміну експлуатації бурової вежі здійснюється повторна оцінка її технічного стану згідно з вимогами п.16.2 вищевказаного стандарту. Термін експлуатації бурової вежі за результатами повторної оцінки не може перевищувати 3 роки. Після вичерпання встановленого комісією повторного терміну експлуатації бурова вежа повинна бути демонтована розібрана і ретельно обстежена в об’ємі передбаченому п.16.2 ГСТУ 320.02829777.014-99 за винятком обсягів контролю. Обсяги контролю повинні відповідати наведеним в таблиці 6.2 вказаного стандарту. Всі болтові з’єднання несучих елементів металоконструкції бурової вежі після вичерпання повторного терміну експлуатації повинні бути замінені на нові. В подальшому в тому числі після відпрацювання буровою вежею нормативного терміну експлуатації оцінку технічного стану металоконструкції слід здійснювати через кожні два роки. Кількість повторних обстежень не обмежується і визначається фактичним станом бурової вежі та ступенем її працездатності. Кронблоки рами кронблоків та підкронблочні балки бурових веж і щогл повинні оглядатися з перевіркою усіх вузлів кріплення не рідше одного разу на два місяці. 6.3.30. Всі приміщення бурової установки після розкриття продуктивного горизонту повинні провітрюватись бурова бригада повинна бути забезпечена газоаналізаторами якими проводяться необхідні заміри.   6.4. Кріплення свердловин   6.4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати: * безаварійне розкриття продуктивних горизонтів; * безпечне буріння свердловини до проектної глибини; * герметичність обсадних колон та кільцевих просторів; * надійну ізоляцію флюїдовміщуючих горизонтів. 6.4.2. Башмак обсадної колони що перекриває породи схильні до текучості слід встановлювати нижче їх підошви в щільних пропластках. До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї технічної колони або кондуктора до глибини яка виключає можливість розриву порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації гирла свердловини. 6.4.3 Технічна колона разом з противикидним обладнанням повинна забезпечувати: а герметизацію гирла свердловини у випадках газонафтоводопроявів викидів та відкритого фонтанування; б протистояння максимальним зминаючим навантаженням в інтервалі порід схильних до текучості при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня . 6.4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна складати: а за кондуктором - до гирла свердловини; б за проміжними колонами всіх свердловин - до гирла; в за експлуатаційними колонами нафтових свердловин при пластових тисках вище гідростатичного які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми - не менше 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування що розташовані вище башмака попередньої колони; г за експлуатаційними колонами нафтових свердловин при пластових тисках вище гідростатичного які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийомів а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі - не менше 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони. У всіх інших випадках кільцевий простір повинен заповнюватись тампонажним розчином до гирла свердловини. 6.4.5. Всі обрані з урахуванням вимог п.п.6.4.4 цих Правил інтервали цементування поєднуються в один загальний. При цьому проектна висота підняття тампонажного розчину за обсадними колонами повинна передбачати: а перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщуючих горизонтів що перекриваються; б виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину; в можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки. Під час ступеневого цементування спуску колон секціями нижні і проміжні ступіні обсадних колон а також потайні колони повинні бути зацементовані по всій довжині. 6.4.6. У разі перекриття кондуктором або технічною колоною зон поглинання пройдених без виходу циркуляції допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним після ОЗЦ проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Забороняється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом осипаннями обвалами затягуваннями і посадками бурильної колони до ліквідації ускладнень. 6.4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення номенклатура і кількість яких визначаються проектом на будівництво свердловини а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони. 6.4.8. Обсадні труби які поставляються на бурові підприємства повинні бути забезпечені сертифікатами якості. Підготовка обсадних труб вітчизняного виробництва до спуску в свердловину повинна здійснюватися на трубних базах де проводиться гідравлічне випробування труб калібрування різей шаблонування маркування сортування і вимір довжини а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм’ятин напластувань раковин глибоких рисок та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру. Гідравлічне випробування обсадних труб на буровій проводити як виключення на спеціально обладнаній площадці. Обсадні труби імпортного виробництва перед спуском в свердловину підлягають маркуванню сортуванню виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом. Не допускається застосування обсадних труб вітчизняного виробництва які не пройшли неруйнівний контроль на заводі-виробнику. 6.4.9. Режим спуску обсадних колон вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватись таким чином щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів що характеризують цей процес. 6.4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватись з урахуванням наступних вимог: а тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування; б рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском очікуваним у інтервалі свердловини що цементується; в густина тампонажного розчину підбирається з врахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску у процесі цементування. 6.4.11. Забороняється застосування цементу без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині. 6.4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку. 6.4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони повинен бути виконаний комплекс електрометричних робіт та інших досліджень необхідних для детального планування процесу кріплення. 6.4.14. Конструкція гирла свердловини повинна забезпечувати: а підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини колони ; б контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами; в можливість аварійного глушіння свердловини; г герметичність міжколонних просторів під час будівництва і експлуатації свердловин; д випробування на герметичність обсадних колон. 6.4.15. У процесі буріння технічна колона повинна періодично перевірятись на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проектом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.   6.5. Буріння свердловин Загальні положення 6.5.1. Введення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з прийому бурової установки після повної готовності випробування обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади Готовність до пуску оформлюється актом додаток 9 . Склад комісії визначається наказом по підприємству. В роботі комісії бере участь представник Держнаглядохоронпраці. Пускова документація повинна зберігатись в буровому підприємстві і на буровій. 6.5.2. У процесі буріння згідно з регламентуючими документами контролюються наступні параметри: а вага на гаку з реєстрацією на діаграмі; б якісна характеристика бурового розчину з реєстрацією в журналі; в тиск у маніфольді бурових насосів з реєстрацією на діаграмі чи в журналі; г рівень розчину у приймальних місткостях під час буріння. Контрольно-вимірювальні прилади для контролю за процесом буріння повинні бути в полі зору бурильника і захищені від вібрації та атмосферних опадів. В процесі буріння слід контролювати траєкторію стовбура свердловини. Об’єм та періодичність вимірів визначається проектом. Фактична траєкторія стовбура в просторі повинна бути на буровій. На буровій щозміни слід заповнювати вахтовий журнал встановленої форми. В процесі буріння та після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу слід підіймати на першій швидкості. 6.5.3. Начальник бурової або майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи що проведені на буровій за міжнародною або іншою формою. До добового рапорту додаються діаграми реєструючих контрольно-вимірювальних приладів. 6.5.4. Організація і порядок зміни вахт періодичність та реєстрація інструктажів з охорони праці на робочому місці встановлюються Положенням розробленим буровим підприємством.   Спуско-підйомні операції 6.5.5. Спуско-підйомні операції в процесі буріння необхідно проводити з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання стану свердловини а також особливостей технологічних операцій що виконуються. Швидкості спуско-підйомних операцій регламентуються технологічною службою бурової організації виходячи зі стану стовбура свердловини та допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки. 6.5.6. Вести спуско-підйомні операції необхідно з використанням механізмів для згвинчування розгвинчування труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим робітником повинна бути встановлена звукова сигналізація. 6.5.7. При піднятті бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристосувань обтираторів . 6.5.8. Ліквідацію ускладнень в процесі піднімання або спускання бурильного інструменту слід проводити відповідно до діючих інструкцій та заходів щодо запобігання аваріям. 6.5.9. На гирло необхідно встановлювати пристрій що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час спуско-підйомних операцій. 6.5.10. Для запобігання зісковзуванню бурильних і обважнених труб з підсвічника підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру висотою не менше 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини. 6.5.11. Забороняється проводити спуско-підйомні операції при: а відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блоку обмежувача вантажопідйомності лебідки; б несправності обладнання інструменту; в неповному складі вахти; г швидкості вітру понад 15 м/с; д відсутності видимості під час туману і снігопаду; е застопореному гаку. 6.5.12. Розкріплювати і згвинчувати нарізні з'єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора забороняється. 6.5.13. Бурова бригада щозмінно повинна проводити профілактичний огляд підйомного обладнання лебідки талевого блоку гака гакоблоку вертлюга штропів талевого каната і пристроїв для його кріплення елеваторів спайдерів запобіжних пристроїв блокувань тощо . 6.5.14. Під час спуско-підйомних операцій забороняється: а знаходитись у радіусі зоні дії автоматичних і машинних ключів робочих і страхових канатів; б подавати бурильні свічи з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв відвідних гачків ; в викидати на містки “двотрубку” або брати із містків для нарощування; г користуватись перевернутим елеватором а також елеваторами які не обладнані запобіжником самочинного їх розкриття. 6.5.15. Режими підняття ненавантаженого елеватора а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні виключати розгойдування талевої системи. 6.5.16. Підводити машинні і автоматичні ключі до колони бурильних обсадних труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор. 6.5.17. При застосуванні пневморозкріплювача необхідно щоб натяжний канат і ключ розташовувалися в одній горизонтальній площині. Канат повинен надійно кріпитися до штока пневморозкріплювача. Робота пневморозкріплювача без направляючого поворотного ролика забороняється. 6.5.18. Кульовий кран який встановлений на ведучій трубі повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його слід лише за окремою командою під час ГНВП газонафтоводопрояву . 6.5.19. Клиновий захоплювач забороняється вмикати до повної зупинки руху бурильної колони. 6.5.20. Забороняється вмикання ротора при незастрахованих або незакріплених від вискакування з ротора роторних клинах. 6.5.21. Під час СПО до повної зупинки елеватора забороняється знаходження людей в радіусі 2 м від ротора. 6.5.22. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічи АСП повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб що ними утримуються. 6.5.23. Забороняється проводити буріння квадратними клинами не закріпленими двома болтами.   Бурові розчини 6.5.24. Тип і властивості бурового розчину в комплексі з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння з високими техніко-економічними показниками а також безпечне розкриття продуктивних горизонтів. 6.5.25. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов. 6.5.26. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині який перевищує пластовий тиск на величину: а 10-15% для свердловин глибиною до 1200 м інтервалів від 0 до 1200 м але не більше 1 5 МПа; б 5-10% для свердловин глибиною до 2500 м інтервалів від 1200 до 2500 м але не більше 2 5 МПа; в 4-7% для свердловин глибиною понад 2500 м інтервалів від 2500 і до проектної глибини але не більше 3 5 МПа. 6.5.27. Максимально допустима репресія з урахуванням гідродинамічних втрат повинна виключати можливість гідророзриву або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння. 6.5.28. В інтервалах складених глинами аргілітами глинистими сланцями солями схильними до втрати стійкості і текучості густина фільтрація хімсклад бурового розчину встановлюються виходячи з необхідності забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж встановлених для усього інтервалу сумісних умов буріння. 6.5.29. За узгодженим рішенням проектувальника замовника підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби допускаються відхилення від вимог п.6.5.26 цих Правил у випадку поглинання бурового розчину в процесі буріння з виходом або без виходу циркуляції . Поглиблення свердловини в таких умовах повинне здійснюватись за спеціальним планом з комплексом заходів щодо запобігання газонафтоводопроявам. 6.5.30. Не допускається відхилення густини бурового розчину звільненого від газу що знаходиться в циркуляції більше ніж на 0 02 г/см3 від установленої проектом величини крім випадків ліквідації газонафтоводопроявів . 6.5.31. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури при цьому необхідно керуватися інструкціями з безпечної роботи з хімічними реагентами і у необхідних випадках користуватися захисними засобами. 6.5.32. У випадку технологічної необхідності підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом затвердженим керівництвом бурового підприємства. 6.5.33. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні бути вжиті заходи щодо запобігання забрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора у блоці приготування розчину біля вібросит та в насосному приміщенні а у разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення. При концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м3 роботи повинні бути припинені люди виведені з небезпечної зони. 6.5.34. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50°С перевищувати максимально очікувану температуру розчину на гирлі свердловини. 6.5.35. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватись комплексом засобів передбачених проектом на будівництво свердловини.   Компоновка і експлуатація бурильних колон   6.5.36. Компоновка бурильної колони повинна відповідати розрахунку закладеному у проекті. Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з врахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути для роторного буріння не менше 1 5 при бурінні вибійними двигунами - 1 4. Запас міцності бурильної колони на зминання при застосуванні клинового захоплювача і при впливі на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше 1 15. 6.5.37. Компонування бурильної колони повинно проводитись згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт. 6.5.38. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта на нього або комплект не дозволяється. Паспорти на бурильні труби комплекти ведучі обважнені бурильні труби перехідники і опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструмента і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання. Паспорти на комплекти труб ведучі бурильні труби обважнені бурильні труби перехідники а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства та у буровій бригаді бригаді КРС . Дані про встановлення їх у компоновку бурильної колони напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно заноситись у паспорти безпосередньо керівництвом бурової. На буровій в бригаді КРС на всі складові компоновки колони труб і аварійний інструмент що працюють у свердловині повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин. 6.5.39. Необхідність встановлення протекторів на бурильні труби визначається проектом. 6.5.40. Згвинчування замкових з’єднань бурильних ведучих обважнених бурильних труб перехідників та елементів компоновки низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих заводами-виробниками величин крутних моментів.   Буріння електробуром   6.5.41. Високовольтна камера станції керування електробуром в якій встановлені контактор і роз'єднувач силового кола електробура повинна мати дверцята механічно зблоковані з приводом роз'єднувача для запобігання відкриттю їх при увімкненому роз'єднувачі. На дверях освітленої усередині високовольтної камери має бути віконце для спостереження за положенням всіх трьох рухомих контактів "ножів" роз'єднувача увімкнуті чи вимкнуті . Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника при електробурінні робить запис в експлуатаційному журналі 1 раз в зміну. 6.5.42. Всі зовнішні болтові з'єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації. 6.5.43. Робота з нарощування бурильної колони а також промивання водою контактної муфти робочої труби квадрата повинна проводитись при вимкнутому роз'єднувачі електробура. Увімкнення роз'єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби. На щиті КВП в буровій має бути встановлено світлове табло яке сигналізує про увімкнення або вимкнення лінійного роз’єднувача в станції керування електробуром. 6.5.44. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі повинен бути вимкнутий роз'єднувач електробура а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз'єднувача і рубильника встановленому автоматі повинні бути вивішені плакати "Не вмикати працюють люди!". 6.5.45. При виконанні ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю що живить кола керування і вимкнутий роз’єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути вивішені плакати "Не вмикати - працюють люди!" . 6.5.46. В кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр встановлений на пульті керування електробуром. 6.5.47. Кабель що живить електробур на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини повинен бути захищений від механічних пошкоджень. 6.5.48. Всі металічні конструкції бурова вежа привежові споруди корпуси електрообладнання пультів і станцій керування труби для прокладання кабелю і проводів корпусу кільцевого струмоприймача і вертлюга сталевий запобіжний канат що обв’язує буровий шланг та ін. пов’язані з системою живлення енергією електробура повинні бути заземлені термічно стійкими провідниками приєднання яких повинно виконуватись зварюванням а де це неможливо - болтовими з’єднаннями. Місця приєднання заземлюючих провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду. 6.5.49. Огляд заземлюючих провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз в зміну із записом в експлуатаційному журналі. 6.5.50. Після з'єднання кільцевого струмоприймача із ведучою трубою квадратом обов'язково перевіряти наявність з'єднання контактної муфти струмоприймача із контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу свердловини забороняється. Буріння під шурф а також на початку буріння свердловини електробуром який живиться за системою "два проводи - труба" ДПТ дозволяється при дотриманні наступних умов : а корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення опір якого не повинен перевищувати 0 6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлюючого хомута що накладається на корпус електробура і забезпечує щільне з'єднання електричний контакт . Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій що накладається на корпус електробура то допускається використання для заземлення електробура вказаного пристрою. Хомут або пристрій для зняття реактивного моменту повинен приєднуватись до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше 35 мм2; б при бурінні шурфу а також на початку буріння свердловини обов'язково має бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових. 6.5.51. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту не менше 3 м. Перевірка роботи електробура повинна виконуватись двома особами: бурильником і електромонтером. 6.5.52. При роботі електробура доторкатись до бурового шланга наприклад відводити його забороняється. 6.5.53. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром без права виконання ремонтних робіт здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з ДНАОП 0.00-1.21-98.   6.6. Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин   6.6.1. Для запобігання можливим газонафтоводопроявам встановлюється і обв’язується з гирлом свердловини блок доливу який повинен забезпечувати самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на гирлі. 6.6.2. До виконання робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявами допускаються робітники і інженерно-технічні працівники які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації проявів. 6.6.3. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів а також до виходу з башмака проміжної колони якщо вона спущена в ці горизонти на буровій в бригаді КРС необхідно : 6.6.3.1. Провести обстеження бурової установки установки КРС та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера. 6.6.3.2. Забезпечити бурову установку КРС потрібною кількістю розчину обважнювача та хімреагентів. 6.6.3.3. Провести інструктаж бурової бригади по практичних діях згідно з ПЛАС. 6.6.3.4. Ознайомити бригаду з умовами роботи з розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів. 6.6.3.5. Провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою. 6.6.3.6. На буровій встановити плакати та попереджувальні написи : "Увага! На глибині ... вказати глибину розкритий напірний пласт" "До плашок верхнього превентера від стола ротора … вказати відстань ". 6.6.3.7. Провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту. 6.6.3.8. Мати на буровій три кульових крани. Один з них встановити на квадраті другий - на аварійній трубі третій - в резерві. 6.6.3.9. Отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів. 6.6.4. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах слід забезпечити : 6.6.4.1. Контроль параметрів розчину по густині - через 10-15 хвилин; вмісту газу і температури – щогодини; СНЗ водовіддачі – через 4 години; рівня бурового розчину у приймальних місткостях – постійно. При відхиленні параметрів від встановленої норми заміри слід проводити частіше. 6.6.4.2. Контроль механічної швидкості буріння. При збільшенні механічної швидкості буріння удвічі протягом одного метра проходки слід: - припинити буріння припідняти долото над вибоєм на довжину квадрата зупинити циркуляцію та визначитись з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини. У разі відсутності прямих ознак прояву відновити циркуляцію при посиленому контролі за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта. 6.6.5. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше ніж на 5 % подальше поглиблення слід припинити до повної ліквідації вказаного надлишку визначення з режимом подальшого поглиблення не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу. 6.6.6. При зростанні об'єму розчину в приймальній місткості більше ніж на 0 5 м3 слід підняти долото на довжину квадрата зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. При відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта. 6.6.7. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу з заміром параметрів бурового розчину і за необхідності привести їх у відповідність до ГТН. 6.6.8. У випадку часткового або повного поглинання при розкритті або вже розкритих напірних горизонтів слід визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину. 6.6.9. При виявленні прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог Плану першочергових дій вахти в умовах ГНВП. Після закриття превентерів при ГНВП необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо гирла свердловин. 6.6.10. Забороняється проводити закриття плашкового превентера на розвантажених у роторі на елеваторі чи на клинах трубах при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній. 6.6.11. Забороняється допускати підвищення тиску під плашками превентера понад встановлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів. 6.6.12. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводити з постійним доливом свердловини і контролем долитого розчину. 6.6.13. У випадку раптового зменшення ваги на гаку обрив падіння труб падіння тиску на стояку якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника. При таких роботах слід виконувати першочергові заходи з запобігання НГВП: постійний долив свердловини промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН. При наявності ознак НГВП бурова вахта повинна діяти згідно з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій ПЛАС . 6.6.14. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом методом установлення нафтових кислотних водяних ванн слід проводити за планами погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. 6.6.15. При встановленні нафтових водяних кислотних ванн з метою ліквідації прихоплень або проведення робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити: а можливість герметизації гирла; б встановлення на бурильну колону кульового крану; в забезпечення необхідної репресії на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому гирлі свердловини; г обов’язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни; д можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії. 6.6.16. У випадку проведення аварійних робіт перед з’єднанням з залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини з приведенням параметрів бурового розчину за циклом до вимог ГТН. 6.6.17. Забороняється залишати свердловину без догляду за станом рівня на гирлі. При вимушеному простої свердловину слід загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками. 6.6.18. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин. 6.6.19. При вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом слід скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини які повинні передбачати: а герметизацію гирла; б періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура; в визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів до відповідності ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину; г встановлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів; д порядок випробування моста на герметичність; е порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою. 6.6.20. Підйом бурильної колони за наявності ефекту сифону чи поршнювання – забороняється. У разі неможливості усунення сифону зашламованість турбобуру долота та інш. підйом труб слід проводити на швидкостях що дають змогу урівноважувати об’єми бурового розчину що виливається та доливається. У разі неможливості усунення поршнювання наявність сальника чи звуження стовбура свердловини необхідно здійснювати підйом труб з промивкою та обертанням їх ротором та подальшим переміщенням труб на містки. 6.6.21. Не допускається виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушеннями вимог протифонтанної безпеки наведеними в додатку 14.    6.7. Монтаж та експлуатація противикидного обладнання   6.7.1. При виконанні робіт з монтажу опресування і експлуатації гирлового і противикидного обладнання необхідно дотримуватись вимог ДНАОП 0.00-1.21-98 ДНАОП 0.00-4.33-99 НАОП 1.1.21-1.18-82 НАПБ А.01.001-95 НАПБ В.01.027-85/112 НАПБ 01.035-97 а також “Вимог до монтажу та експлуатації противикидного обладнання на бурових” та інструкцій з експлуатації обладнання заводів-виготовлювачів. 6.7.2. Противикидне обладнання встановлюється на кондуктор і технічну колону при бурінні нижче яких можливі газонафтоводопрояви а також на експлуатаційну колону при проведенні в ній робіт з розкритим продуктивним пластом. Обсадні колони обв'язуються між собою за допомогою колонної головки. Робочий тиск колонної головки блоку превентерів і маніфольда повинен бути не нижчий за тиск опресування обсадної колони на герметичність що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому гирлі. 6.7.3. Вибір противикидного обладнання маніфольда лінії дроселювання і глушіння гідрокерування превентерами пульта керування дроселем сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з врахуванням можливості для виконання наступних технологічних операцій: а герметизації гирла свердловини при спущених бурильних трубах і без них; б вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією; в підвіски колони бурильних труб на плашках превентера після його закриття; г зрізання бурильної колони; д контролю за станом свердловини під час глушіння; е розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню; ж спуску або підйому частини чи всієї бурильної колони при герметично закритому гирлі. 6.7.4. Тип противикидного обладнання та схеми його обв’язки вказуються в проектній документації на будівництво свердловини і вибираються на підставі типових схем узгоджених зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та Держнаглядохоронпраці України. При цьому слід керуватися наступними вимогами: 6.7.4.1. При розкритті свердловиною вивченого розрізу представленого нафтовими і водяними в т.ч. з розчиненим газом пластами з тиском що дорівнює або вище гідростатичного після спуску кондуктора або технічної колони на гирлі встановлюються два превентери. Тип превентерів і розмір плашок повинні бути передбачені технічним проектом. 6.7.4.2. Три превентери у тому числі один універсальний встановлюються на свердловині при розкритті газових нафтових і водяних горизонтів з аномально високим тиском. 6.7.4.3. Чотири превентери у тому числі один превентер зі зрізуючими плашками і один універсальний встановлюються на гирлі у випадках: а розкриття пластів з аномально високим тиском та об'ємним вмістом сірководню більше 6%; б на всіх морських свердловинах. 6.7.5. Відхилення від вимог п.6.7.4 цих Правил стосовно обв'язки противикидним обладнанням гирла свердловин що буряться допускаються за узгодженням зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та органом Держнаглядохоронпраці України за умови надання підприємством вичерпного обґрунтування. 6.7.6. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватись на спеціальних опорах не спрямовуватись в бік виробничих та побутових споруд та мати ухил від гирла свердловини. Довжина ліній повинна бути: - для нафтових свердловин з газовим фактором менше 200 м3/т - не менше 50 м; - для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м3/т газових і розвідувальних свердловин - не менше 100 м. Повороти викидних ліній превентерної обв’язки допускаються в окремих випадках з застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превентерної установки. Лінії і встановлена на них запірна арматура повинні мати внутрішній діаметр однаковий з внутрішнім діаметром відводів хрестовини. Після блоку засувок допускається збільшення їх діаметра не більше ніж на 30 мм. Відстань від кінців викидного маніфольда до всіх комунікацій і споруд які не відносяться до об'єктів бурової установки повинна бути не менше 100 м для всіх категорій свердловин. Відстань кінця викидного маніфольду від діючих нафтових свердловин - не менше 50м відповідно для газових – не менше 100м. Для свердловин що споруджуються з насипної основи та обмежених площадок довжина ліній від блоків глушіння і дроселювання повинна встановлюватись підрядником за узгодженням із замовником спеціалізованою аварійно-рятувальною службою органом Держнаглядохоронпраці України. 6.7.7. На свердловинах де очікуваний тиск на гирлі перевищує 700 кгс/см2 70 МПа встановлюється заводський блок із трьома дроселями що регулюються - два з дистанційним і один з ручним керуванням. У всіх інших випадках встановлення дроселів що регулюються з дистанційним керуванням виконується залежно від конкретних умов і вирішується керівництвом підприємства при затвердженні у встановленому порядку схеми обв'язки і встановлення противикидного обладнання. 6.7.8. Манометри які встановлюються на блоках дроселювання та глушіння повинні мати верхню межу діапазону вимірів що на 33% перевищує тиск сумісного опресування обсадної колони та противикидного обладнання. Система нагнітання гідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса при досягненні в ній номінального робочого тиску. 6.7.9. Противикидне обладнання повинне збиратись з вузлів і деталей які виготовлені за технічною документацією затвердженою в установленому порядку. Допускається застосування окремих деталей і вузлів виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до затверджених технічних умов при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти. Застосування даних деталей і вузлів не повинно знижувати надійність противикидного обладнання. 6.7.10. Для управління превентерами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти. Основний пульт керування - на відстані не менше 15 м від гирла свердловини у зручному і безпечному місці. Допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів. 6.7.11. Штурвали для ручної фіксації плашок превентерів повинні бути встановлені в легкодоступному місці мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів контрольні мітки і кількість обертів необхідних для закриття превентера порядковий номер кожного превентера знизу вверх тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка з зазначенням допустимого тиску для гирла свердловини допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину за якою цей тиск визначений. 6.7.12. При розкритті колекторів насичених нафтою і газом на буровій необхідно мати три кульових крани. Один встановлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником другий - на аварійній трубі третій - в резерві. Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані. 6.7.13. Превентери разом із хрестовинами та корінними засувками до встановлення на гирло свердловини опресовуються водою на робочий тиск зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ОП на робочий тиск визначаються за узгодженням з органами Держнаглядохоронпраці України. Після ремонту пов'язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпусу превентери опресовуються на пробний тиск. Превентер із зрізуючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках а працездатність превентера перевірена шляхом відкриття і закриття плашок. Результати опресування оформлюються актом. 6.7.14. Після монтажу противикидного обладнання або спуску чергової обсадної колони у тому числі потайної до розбурювання цементного стакану противикидне обладнання до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинне бути опресоване на тиск опресування обсадної колони. Після спуску експлуатаційної колони противикидне обладнання опресовується повітрям у всіх інших випадках – опресовується водою. Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск: - 50 кгс/см2 5 МПа - для противикидного обладнання розрахованого на тиск до 210 кгс/см2 21 МПа ; - 100 кгс/см2 10 МПа - для противикидного обладнання розрахованого на тиск вище 210 кгс/см2 21 МПа . Результати опресування оформлюються актом. 6.7.15. Після монтажу та опресування противикидного обладнання сумісно з обсадною колоною опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання спеціального дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби. 6.7.16. Плашкові превентери повинні періодично перевірятись на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством. 6.7.17. При заміні деталей превентера або одного з вузлів противикидного обладнання що вийшли з ладу зміні плашок на гирлі превентерна установка підлягає додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони. Результати опресування оформлюються актом. 6.7.18. Плашки превентерів встановлених на гирлі свердловини повинні відповідати діаметру бурильних труб що використовуються. Глухі плашки встановлюють у нижньому превентері якщо в комплекті обладнання відсутній превентер зі зрізуючими плашками. 6.7.19. У випадку застосування у компоновці бурильної колони труб різних типорозмірів на містках повинна знаходитись опресована бурильна “аварійна” труба яка за діаметром повинна відповідати діаметру плашок превентера та міцнісним характеристикам верхньої секції бурильної колони з кульовим краном у відкритому стані і перехідниками на інші діаметри труб що застосовуються для роботи у свердловині. Бурильна труба перехідник і кульовий кран фарбуються в червоний колір. 6.7.20. При спусканні обсадних колон у свердловини з розкритими високонапірними пластами аномальний пластовий тиск і невідповідності встановленого універсального превентера очікуваним гирловим тискам плашки одного з превентерів замінюються на плашки які відповідають діаметру обсадної колони що опускається або на прийомних містках повинна знаходитися спеціальна сталева з відповідними міцнісними характеристиками бурильна труба з перехідником під обсадну трубу та кульовим краном у відкритому положенні які опресовані на відповідний тиск. 6.7.21. Для безперешкодного доступу обслуговуючого персоналу до встановленого на гирлі противикидного обладнання під буровою повинен бути зроблений твердий настил. 6.7.22. Усі схеми противикидної обв'язки гирла свердловини у верхній частині повинні включати фланцеву котушку та рознімні воронку і жолоб для полегшення робіт з ліквідації відкритих фонтанів. У разі вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути спущена в башмак проміжної колони або кондуктора а гирло свердловини - загерметизоване. Тривалість простоїв після яких необхідно спускати бурильну колону а також періодичність промивок зі спуском колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства УБР експедиція глибокого буріння тощо . 6.7.23. Підходи до гирлового обладнання превентерів і засувок повинні мати тверде покриття бетонне металеве чи дерев’яне що забезпечує безпечне обслуговування їх в процесі експлуатації. Підходи повинні утримуватись в чистоті і не захаращуватись сторонніми предметами. 6.7.24. Монтаж ремонт і обслуговування гирлового і противикидного обладнання на висоті більше 0 75м від рівня землі повинні здійснюватися з застосуванням спеціальних площадок що відповідають вимогам діючих правил безпеки. 6.7.25. Забороняється здійснювати будь-які роботи з усунення несправностей гирлового чи противикидного обладнання що знаходиться під тиском. 6.7.26. Забороняється докриплювати фланцеві нарізні і швидкозбірні з’єднання що знаходяться під тиском. 6.7.27. Забороняється експлуатація гідроакумулятора при неповному комплекті закріплюючих деталей напівкуль його корпусу або невідповідності міцності кріпильних деталей вимогам заводу-виготовлювача. 6.7.28. Забороняється заправка гідроакумулятора повітрям чи іншим газом не передбаченим інструкцією заводу-виготовлювача. 6.7.29. Забороняється здійснювати будь-який ремонт гідроакумулятора до повного випускання з нього азоту стравлювання тиску масла і відключення подачі електроенергії від станції гідроприводу. 6.7.30. Перед пуском в роботу гідрокерування необхідно перевірити правильність з’єднання трубопроводів згідно зі схемою заводу-виготовлювача. Забороняється приєднувати нагнітальні трубопроводи гідрокерування до ліній зливу для запобігання їх руйнуванню. 6.7.31. Перед проведенням електро- або газозварювальних робіт на гирлі свердловини необхідно підготувати місце і перевірити за допомогою газоаналізатора відсутність вибухонебезпечних концентрацій газу в пригирловій частині обсадної колони. 6.7.32. Електрозварювальні роботи повинні виконуватись з дотримуванням вимог безпеки і виробничої санітарії при електрогазозварювальних роботах. 6.7.33. До виконання зварювальних робіт допускаються кваліфіковані зварники що мають посвідчення і атестовані відповідно до чинних вимог. 6.7.34. Електрообладнання і металеві будки станції гідроприводу і штурвалів ручної фіксації плашок превентерів повинні бути заземлені. 6.7.35. В місцях постійного переходу людей над викидними лініями противикидного обладнання повинні встановлюватися перехідні містки шириною не менше 1 0 м та перилами висотою не нижче 1 0 м. 6.7.36. Земляні амбари в кінці викидних ліній гирлового і противикидного обладнання при висоті обвалування менше 1 0 м повинні огороджуватися. 6.7.37. Опресування гирлового і противикидного обладнання на свердловині повинно проводитися як правило на протязі світлового дня. Допускається проведення робіт з опресування в нічний час за умови виконання вимог освітленості згідно з діючими нормами. 6.7.38. В процесі опресування забороняється присутність людей біля противикидного обладнання що знаходиться під тиском. Перед початком опресування обслуговуючий персонал що безпосередньо не задіяний у виконанні робіт слід вивести у безпечне місце. 6.8. Освоєння і випробування закінчених бурінням свердловин   6.8.1. Роботи з освоєння та випробування свердловин можуть бути початі при забезпеченні наступних умов: а висота підняття цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідає проекту та вимогам охорони надр; б експлуатаційна колона прошаблонована опресована сумісно з колонною головкою і превентерною установкою та герметична; в гирло з превентерною установкою маніфольдний блок та викидні лінії обладнані і обв'язані відповідно до затвердженої схеми. 6.8.2. Гирло свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони повинне бути обладнане превентерною установкою або перфораційною засувкою за затвердженою схемою а свердловина заповнена буровим розчином або іншою рідиною перфорації з густиною яка відповідає вимогам п.6.5.26 цих Правил. Перфораційна засувка повинна бути опресована на її робочий тиск до встановлення на свердловину а після встановлення на гирлі провести опресування її на тиск який становить не менше 110% від очікуваного на гирлі. Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в технічному проекті і плані робіт на освоєння свердловини. Каротажна партія повинна мати пристрій для рубки кабелю і його утримання після рубки. Лебідка каротажного підйомника повинна мати покажчик навантаження на кабель. 6.8.3. Під час перфорації виконавцем робіт повинне бути встановлене спостереження за рівнем рідини на гирлі свердловини. Його зниження не допускається. 6.8.4. Перед встановленням на гирлі свердловини фонтанні арматури опресовуються у зібраному вигляді на величину робочого тиску а після встановлення - на тиск опресування обсадної колони. Результати опресування оформлюються актом. 6.8.5. Стійкість привибійної зони пласта та збереження цементного кільця забезпечуються допустимою депресією величина якої встановлюється підприємством за узгодженням із замовником з урахуванням проектних рішень і фактичного стану кріплення. 6.8.6. Приплив флюїду із пласта викликається шляхом створення регламентованих депресій за рахунок заміни бурового розчину на розчин меншої густини технічну воду дегазовані вуглеводні пінні системи інертні гази. 6.8.7. Зниження рівня рідини в експлуатаційній колоні за допомогою свабування використання свердловинних насосів нагнітанням інертного газу пінних систем або природного газу від сусідньої свердловини здійснюється відповідно до інструкцій з безпечного ведення робіт розроблених підприємством. У разі використання повітря для зниження рівня рідини необхідно дотримуватись заходів щодо запобігання утворенню вибухонебезпечних сумішей наприклад застосування рідинних або газових роздільних пробок тощо . Дані заходи розробляються для конкретних ситуацій залежно від типу глибини свердловини її стану тощо . 6.8.8. Глибинні вимірювання в свердловинах з надлишковим тиском на гирлі допускаються тільки з застосуванням лубрикаторів параметри яких повинні відповідати умовам роботи свердловини. 6.8.9. Для кожної свердловини що підлягає освоєнню складається план з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи і призначенням відповідальних осіб за їх виконання. План затверджується технічним керівником бурового підприємства і узгоджується з замовником. 6.9 Ліквідація аварій при бурінні свердловин 6.9.1. Бурові підприємства щорічно повинні розробляти і затверджувати в установленому порядку заходи щодо запобігання аваріям та ускладненням при будівництві свердловин що враховують геологічні властивості регіону технічний стан бурового обладнання специфіку буріння та професійний рівень працівників. 6.9.2. Для розслідування причин аварій ускладнень а також розробки планів їх ліквідації та відвертання бурова організація створює під керівництвом головного інженера постійно-діючу комісію. Для розслідування та розробки планів ліквідації складних аварій до роботи комісії можуть залучатися представники проектних та науково-дослідних організацій. 6.9.3. Про аварії з нещасними випадками підприємство зобов’язане негайно в установленому порядку повідомити державні органи контролю та нагляду. 6.9.4. Ліквідація аварій проводиться під безпосереднім керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника згідно з затвердженим підприємством планом. Перед початком ліквідації аварії бурова бригада повинна бути ознайомлена з планом робіт а з виконавцями проведений інструктаж з відповідним оформленням в журналі інструктажів. 6.9.5. Переривати процес ліквідації аварії і відволікати бурову бригаду на інші роботи забороняється. 6.9.6. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт забороняється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу нафти при ліквідації можливих газонафтоводопроявів та після виклику припливу а також проникних непродуктивних пластів. 6.9.7. Під час тривалих зупинок або простоїв свердловин з розкритими схильними до текучості породами бурильний інструмент повинен бути піднятий у башмак обсадної колони; періодично слід проводити шаблонування а у разі необхідності проробку відкритого стовбура до вибою. Періодичність проробок встановлюється технологічною службою бурового підприємства. Виведення свердловини з простою слід проводити за спеціальним планом погодженим і затвердженим у встановленому порядку. 6.9.8. Звільнення прихопленого бурового інструменту та насосно-компресорних труб торпедуванням слід проводити за спеціальним планом погодженим з геофізичною службою відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.17-92. 6.9.9. Перед спуском в свердловину ловильного інструменту необхідно скласти ескіз компоновки із зазначенням необхідних розмірів. 6.9.10. Для розбурювання внутрішніх деталей муфт ступеневого цементування стикувальних пристроїв в обсадних колонах необхідно виключити УБТ із компоновки бурильної колони і застосовувати долото без бокового армування твердими вставками або із зрізаними периферійними зубцями; за необхідності інтервал розміщення муфти ступеневого цементування або стикувального пристрою додатково проробити повномірним плоскодонним фрезом без бокового армування. 6.9.11. До виконання робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявами допускаються робітники і інженерно-технічні працівники які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації проявів. 6.9.12. Розкриття продуктивних горизонтів в розвідувальних свердловинах і родовищах з АВПТ повинно проводитись після перевірки і встановлення готовності бурової до проведення даних робіт комісією під головуванням головного інженера УБР експедиції за участю представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби. 6.9.13. Перед розкриттям горизонтів з можливими флюїдопроявами буровому підприємству необхідно розробити заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам і провести: * інструктаж членам бурової бригади з практичних дій при ліквідації газонафтоводопроявів; * перевірку технічного стану бурового станка ОП інструменту КВП; * оцінку готовності об’єкта оперативно обважнювати буровий розчин поповнювати його запас шляхом приготування або доставки на свердловину. 6.9.14. До і після розкриття горизонтів з АВПТ при відновленні промивання свердловини після СПО геофізичних досліджень ремонтних робіт простоїв необхідно починати контроль густини в’язкості бурового розчину та вмісту газу зразу з початку відновлення циркуляції. 6.9.15. При розкритих продуктивних горизонтах підняття бурильної колони при наявності сифону або поршнювання забороняється. 6.9.16. На родовищах де можливі проявлення пластового флюїду з вмістом сірководню або інших агресивних і токсичних компонентів бурові бригади повинні бути додатково навчені безпечним методам роботи відповідно до чинних правил та інструкцій. 6.9.17. Роботи з ліквідації відкритого фонтану повинні проводитись за спеціальним планом розробленим штабом згідно з НАОП 1.1.23-5.16-88. 6.9.18. При будівництві свердловини необхідно керуватись вимогами НАОП 1.1.21-1.18-82. 6.9.19. Вантажопідіймальність підйомного агрегату бурової вежі щогли допустиме вітрове навантаження повинні відповідати максимальним навантаженням очікуваним в процесі проведення аварійних робіт. 7. ВИДОБУВАННЯ ПРОМИСЛОВИЙ ЗБІР ТА ПІДГОТОВКА ДО ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ НАФТИ ТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ 7.1. Облаштування нафтових газових і газоконденсатних родовищ   7.1.1. Облаштування родовищ повинне забезпечувати оптимальну розробку родовища відповідно до технологічної схеми розробки підготовку всіх видів вуглеводневої сировини до транспортування. Для об'єктів що проектуються та реконструюються повинна бути виконана оцінка шкідливих та небезпечних факторів та їх впливу на персонал і навколишнє середовище при нормальній експлуатації та у випадку аварійної ситуації. На підставі цієї оцінки визначаються рівень автоматизації технологічних процесів технічні та технологічні рішення з безпеки виробництва та персоналу у випадку аварій пожеж загазованості. Проект облаштування родовищ повинен отримати позитивну експертну оцінку експертно-технічного центру Держнаглядохоронпраці щодо його відповідності чинним вимогам безпеки виробництва та охорони праці. 7.1.2. Проект облаштування родовищ повинен передбачати: а максимальну автоматизацію об'єктів що виключає необхідність постійного перебування персоналу на об’єкті і забезпечує повноту збору інформації про його роботу в пунктах керування технологічним процесом; б систему неруйнівного контролю і антикорозійного захисту технологічних трубопроводів та обладнання; в багаторівневу систему блокувань і запобіжних пристроїв що спрацьовують при виникненні аварійних ситуацій; г визначення ризиків виникнення аварій та їх прийнятних рівнів для декларування безпеки об’єктів підвищеної небезпеки. д складання на кожному об'єкті Плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій ПЛАС ; е герметизовану систему збору і транспортування продукту з раціональним використанням нафти газу і цінних супутніх компонентів їх утилізацію з місць аварійних викидів; ж резерви технологічного енергетичного обладнання а також запаси води палива хімреагентів і матеріалів що забезпечують локалізацію аварій пожеж загазованості і відновлення стійкої роботи об'єкта; з на кущі свердловин викидні нафтогазопроводи газопроводи газліфта верстати-качалки станції керування трансформаторні підстанції кабельні естакади повинні розташовуватися по один бік від осі куща свердловин. 7.1.3. На кожен технологічний процес проектною організацією повинен складатися а нафтогазовидобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт. 7.1.4. У проекті повинна бути наведена порівняльна оцінка обраних технологічних параметрів з кращими аналогами за рівнем безпеки і надійності виробництва.   7.2. Порядок приймання в експлуатацію споруд і обладнання   7.2.1. Закінчені будівництвом об’єкти нафтогазовидобувної промисловості приймаються в експлуатацію Державними приймальними комісіями у порядку встановленому ДБН А.3.1-3-94. 7.2.2. До приймання в експлуатацію об'єктів і споруд замовнику разом з представниками залучених організацій необхідно зареєструвати до початку пусконалагоджувальних робіт в органах Держнаглядохоронпраці України посудини що працюють під тиском відповідно до ДНАОП 0.00-1.07-94 а також вантажопідйомне обладнання відповідно до ДНАОП 0.00-1.03-02. 7.2.3. Введення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд повинне проводитись в комплексі з системами зв'язку телемеханіки енерго- паро- водопостачання вентиляції контролю загазованості пожежогасіння пристроями для охорони від забруднення навколишнього середовища які передбачені проектом для відведення зливових потоків води захисту населених пунктів підприємств і водоймищ від попадання забруднюючих продуктів. 7.2.4. Забороняється введення в експлуатацію об'єктів і споруд які не прийняті в установленому порядку комісією за участю представників відповідних органів державного нагляду.   7.3. Колтюбінгові установки   7.3.1. Колтюбінгові установки призначені для проведення робіт з капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на гирлі. 7.3.2. Підготовка площадки монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватись відповідно до технічних умов та інструкції з експлуатації заводу-виробника. Перед початком робіт агрегат повинен бути укомплектований: необхідною документацією штатним комплектом обладнання та інструментом інструкціями з безпечного ведення робіт. Колтюбінгові установки повинні бути обладнані і оснащені: а обмежувачами вантажопідйомності; б системами контролю і реєстрації навантажень які виникають при спуско-підйомних операціях; в системою контролю за товщиною труб. Роботи з використанням колтюбінгових установок виконуються спеціально навченим персоналом. 7.3.3. Вимоги до колтюбінгової установки: а перед початком роботи безмуфтова довгомірна труба БДТ повинна бути оснащена зворотним клапаном; б з метою визначення зносу БДТ у процесі роботи а також запису поточних параметрів роботи колтюбінгової установки повинні вестись записи у відповідні файли програм DART i CTFA; в перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт; г агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструмента для ремонту превентера і установки в цілому; д до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинна виконуватись ревізія превентера і механізму подачі БДТ; г при температурі навколишнього середовища нижче 00С з урахуванням фізичних властивостей робочого агента по закінченні робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання “заморожуванню” БДТ продувка повітрям або заміщення робочого агента незамерзаючим .   7.4. Фонтанна і газліфтна експлуатація нафтових свердловин   7.4.1. Фонд свердловин нафтогазовидобувного підприємства визначається технологічною схемою розробки родовища і може змінюватись в процесі його розробки. 7.4.2. Діаметри експлуатаційних колон свердловин діаметр і інтервал спуску насосно-компресорних труб НКТ визначаються технологічною схемою розробки родовища і уточнюються в процесі його експлуатації. 7.4.3. Нормальна експлуатація свердловин повинна проводитись по НКТ. Експлуатація свердловин по затрубному простору допускається при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні і за спеціальним дозволом органів Держнаглядохоронпраці. 7.4.4. Конструкція колонних головок фонтанної арматури схеми їх обв'язки повинні забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини герметизацію трубного затрубного та міжколонного просторів можливість технологічних операцій на свердловині глибинних досліджень відбору проб та контролю тиску в трубному затрубному та міжколонних просторах і температури в бокових відводах. 7.4.5. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску опресування експлуатаційної колони. 7.4.6. Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на гирлі слід проводити на робочий тиск передбачений паспортом і технічними умовами на поставку згідно з ГОСТ 13846-89 а після встановлення на гирлі свердловини – на тиск опресування експлуатаційної колони. Результати опресувань оформлюються актами. 7.4.7. При проведенні робіт з інтенсифікації гідророзрив пласта кислотні обробки різного роду закачки тощо які вимагають тисків що перевищують допустимі необхідно встановлювати на гирлі спеціальну арматуру а для захисту експлуатаційної колони – глибинний пакер. 7.4.8. Фонтанна арматура повинна оснащуватись заводом-виробником дроселем з ручним а за вимогою замовника – з дистанційним керуванням; запірною арматурою а за вимогою замовника – з дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним і або дистанційним керуванням та забезпечувати можливість заміни манометрів і термометрів без зниження тиску до атмосферного. 7.4.9. В залежності від умов експлуатації і складу продукції яка видобувається повинна застосовуватись фонтанна арматура у відповідному виконанні: * нормальна – Н для температур від - 40 до +1200С ; * холодостійка – ХЛ для температур від - 50 до +1200С ; * термостійка – Т для температур від - 40 до +1500С і вище ; * корозійностійка – К1 при об'ємному вмісті СО2 від 6 до 10% ; * корозійностійка – К2 при об'ємному вмісті H2S i CO2 від 6 до 10% кожного ; * корозійностійка – К3 при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 26% кожного . 7.4.10.Обв’язка гирла експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати: а можливість роботи як по НКТ так і по затрубному простору; б автоматичне відключення газових і газоконденсатних свердловин у випадках розриву шлейфу або збільшення тиску в ньому вище допустимого; в можливість заміру температури та тиску до і після дроселя; г встановлення запобіжних клапанів якщо шлейфи розраховані на тиск нижчий статичного гирлового; д можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин; е можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини; ж проведення контролю за тиском в НКТ експлуатаційній колоні і міжколонних просторах; з відведення газу на факел при продувці свердловини шлейфу і спрацьовуванні запобіжних клапанів; и можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків купонів корозії; к встановлення на викидних лініях і маніфольдах що працюють з температурою робочого середовища 800С і вище температурних компенсаторів. 7.4.11. Для обв’язки гирла свердловини повинні використовуватись тільки безшовні сталеві труби. З’єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з’єднання допускаються лише в місцях встановлення запірної регулюючої запобіжної арматури та в місцях передбачених проектом для демонтажу обв’язки свердловини при підготовці її до капітального ремонту. 7.4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис.м3/добу газу і більше розташовані на відстані менше 500м від населеного пункту оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням пакер клапан-відсікач циркуляційний клапан та ін. що у випадку аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до гирла свердловини. 7.4.13. В процесі експлуатації свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапани-відсікачі повинні періодично перевірятись на спрацьовування відповідно до інструкції заводу-виробника. Встановлення клапанів-відсікачів та перевірка їх на спрацьовування оформлюються актом. 7.4.14. Усунення несправностей заміна змінних і швидкозношуваних деталей фонтанної арматури під тиском забороняється. В окремих випадках аварійні ситуації збереження продуктивності свердловини і т.п. ці роботи можуть виконуватись спеціально навченим персоналом за спеціально розробленими і затвердженими в установленому порядку інструкціями з використанням спеціальних технічних засобів установка яких прийнятна і безпечна для даної конструкції фонтанної арматури і гирлової обв’язки. 7.4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проекту і плану які затверджені технічним керівником підприємства. 7.4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона і гирлове обладнання опресовуються на максимальний пусковий тиск. Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу свічи для продування і пристрої для подачі інгібітора. 7.4.17. На лініях що підводять газліфтний газ і інгібітори до свердловин мають бути встановлені зворотні клапани. 7.4.18. При ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітора гідратоутворення без зупинки газопроводу. 7.4.19. При глибині спуску колони НКТ на 3000м і більше необхідно використовувати високоміцні труби згідно з проведеними розрахунками. 7.4.20. Територія навколо гирла свердловини в межах відведеної ділянки землі повинна бути упорядкована виконано її обвалування. На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС ПРС . 7.4.21. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватись програмою досліджень і інструкціями. Вказані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу. 7.4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за: * технічним станом обладнання; * змінами в часі робочих дебітів гирлових тисків і температур.   7.5. Експлуатація свердловин штанговими насосами   7.5.1. Гирло свердловини обладнується запірною арматурою та сальниковим пристроєм для герметизації штока. Схема обв’язки гирла свердловини повинна забезпечувати замірювання гирлового тиску відбирання газу з затрубного простору проведення досліджень. 7.5.2. Конструкція сальникового пристрою повинна дозволяти заміну сальникової набивки за наявності тиску в свердловині. 7.5.3. При виконанні робіт пов’язаних з зупинкою верстата-качалки електродвигун повинен бути вимкнутий контрвантажі повинні бути опущені у нижнє положення і заблоковані гальмовим пристроєм а на пусковому пристрої вивішений плакат: "Не включати працюють люди". 7.5.4. На свердловинах з автоматичним і дистанційним керуванням верстатів-качалок на видному місці повинні бути укріплені плакати з написом: "Увага! Пуск автоматичний". 7.5.5. Кривошипно-шатунний механізм верстата-качалки площадка для обслуговування електроприводу і пускового пристрою повинні мати огородження. 7.5.6. Верстат-качалка повинен бути змонтований так щоб виключалося зіткнення частин що рухаються з фундаментом ґрунтом чи огорожею. 7.5.7. Для обслуговування гальма верстата-качалки влаштовується площадка з огородженням. 7.5.8. При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штанготримачем і гирловим сальником повинна бути не менше 20 см. 7.5.9. Рама верстата-качалки повинна бути зв'язана з кондуктором технічною колоною не менше ніж двома заземлюючими сталевими провідниками привареними в різних місцях до кондуктора технічної колони і рами. Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше 48 мм2 товщина стінок кутової сталі не менше 4 мм діаметр круглих заземлювачів - 10 мм. Заземлюючі провідники що з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором технічною колоною повинні бути заглиблені у землю не менше ніж на 0 5 м. Як заземлюючі провідники може застосовуватися сталь: кругла смугова кутова або іншого профілю. 7.5.10. Верхній торець гирлового сальника повинен підноситись над рівнем площадки обслуговування не більше ніж на 1 м.   7.6. Експлуатація свердловин відцентровими гвинтовими діафрагмовими заглибними електронасосами   7.6.1. Прохідний отвір для силового кабелю в гирловій арматурі повинен мати герметичне ущільнення. 7.6.2. Свердловини які експлуатуються з використанням заглибних насосів можуть обладнуватись вибійними клапанами-відсікачами що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння. У разі відсутності клапана-відсікача або його відмові свердловина перед ремонтом повинна бути заглушена розчином глушіння який не містить твердих завислих частинок і не погіршує фільтраційні властивості привибійної зони. 7.6.3. Гирло свердловини обладнується фонтанною арматурою або спеціальним гирловим пристроєм що забезпечує герметизацію трубного і затрубного просторів можливість їх сполучення проведення глибинних досліджень. Обв'язка викидних ліній трубного і затрубного просторів повинна дозволяти здійснювати демонтаж розбирання викидних ліній як з боку глушіння так і з шлейфового боку з метою заміни засувок без зупинки роботи свердловини у шлейф проводити розрядку свердловини подачу газу в затрубний простір проведення технологічних операцій включаючи глушіння свердловини. Для цього всі з'єднання основних і допоміжних комунікацій повинні бути на фланцях. 7.6.4. Силовий кабель повинен бути прокладений від станції керування до гирла свердловини на естакаді. Допускається прокладка кабелю в трубах під землею. 7.6.5. Монтаж і демонтаж наземного електрообладнання електронасосів їх огляд ремонт і налагодження повинен виконувати електротехнічний персонал. 7.6.6. Кабельний ролик повинен підвішуватись на щоглі підйомного агрегату за допомогою ланцюга або на спеціальній підвісці. Цей пристрій повинен бути випробуваний на максимальну вантажопідйомність. 7.6.7. Кабель пропущений через ролик при спуско-підйомних операціях не повинен торкатися елементів конструкції вантажопідйомних механізмів та землі. 7.6.8. При згвинчуванні та розгвинчуванні труб кабель слід відводити за межі робочої зони з таким розрахунком щоб він не перешкоджав працюючому персоналу. 7.6.9. Швидкість спуску підйому заглибного обладнання в свердловину не повинна перевищувати 0 25 м/с. У похило-спрямованих свердловинах з набором кривизни 1 5° на 10 м швидкість спуску не повинна перевищувати 0 1 м/с. 7.6.9. Стовбур свердловини у яку заглибний електронасос спускається вперше а також при зміні типорозміру насоса повинен бути перевірений шаблоном відповідно до вимог інструкції з експлуатації заглибного електронасоса.   7.7. Експлуатація свердловин гідропоршневими і струминними насосами   7.7.1. Приміщення технологічного блоку установки повинне мати: * постійну примусову вентиляцію що забезпечує восьмикратний повітрообмін по повному внутрішньому об’єму приміщення протягом години; * температуру в блоках не нижче 5°С рівень шуму не більше 80 дБ швидкість вібрації не більше 2 мм/с. 7.7.2. Перед входом до приміщення технологічного блоку необхідно: а перевірити загазованість приміщення і стан системи вентиляції; б увімкнути освітлення; в переключити систему газового пожежогасіння з режиму автоматичного пуску на ручний. 7.7.3. При виникненні пожежі в блоці необхідно діяти відповідно до вимог інструкції з пожежної безпеки. 7.7.4. Перед спуском пакера експлуатаційна колона повинна бути прошаблонована за необхідності прорайбована промита до вибою і опресована. 7.7.5. Витягування гідропоршневого насоса шкребка та іншого обладнання повинно виконуватись із застосуванням спеціального лубрикатора що входить в комплект установки. 7.7.6. Монтаж і демонтаж лубрикатора необхідно виконувати з використанням приставної драбини з площадкою для обслуговування при закритій центральній засувці з дотриманням інструкції на проведення цього виду робіт. 7.7.7. Кожна нагнітальна лінія повинна бути обладнана манометром і регулятором витрати робочої рідини. 7.7.8. Силові насоси повинні бути обладнані електроконтактними і показуючими манометрами а також запобіжними клапанами. Відвід від запобіжного клапана силового насоса повинен бути з'єднаний із прийомом насоса. 7.7.9. Справність системи автоматики і запобіжних пристроїв перевіряється в терміни встановлені інструкцією з експлуатації. 7.7.10. Силова установка запускається в роботу після перевірки справності системи автоматики при відкритих запірних пристроях на лініях всмоктування нагнітання і перепуску робочої рідини силового насоса. Тиск у напірній системі створюється після встановлення нормального режиму роботи наземного обладнання. 7.7.11. При зупинці силового насоса тиск у нагнітальному трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного. 7.7.12. Система виміру дебіту свердловин показання роботи силових насосів повинні мати вихід на диспетчерський пункт при автоматизації і телемеханізації промислів .   7.8. Експлуатація нагнітальних свердловин при розробці родовищ з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу сайклінг-процес або води заводнення 7.8.1. Нагнітальні свердловини через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти вода газ повітря пара розчини поверхнево-активних речовин кислоти та інші реагенти з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення повинні обладнуватись наземним і внутрішньо-свердловинним підземним обладнанням. 7.8.2. На гирлі нагнітальних свердловин повинна встановлюватись фонтанна арматура робочий тиск якої повинен бути не нижчим за максимально очікуваний тиск нагнітання. До встановлення на гирло фонтанна арматура повинна випробовуватись на міцність та герметичність при тисках передбачених паспортом і технічними умовами на її поставку. 7.8.3. Гирлова арматура повинна бути обладнана зворотним клапаном для запобігання перетіканню закачуваних агентів із свердловини при аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання. 7.8.4. Закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини повинно здійснюватись тільки через насосно-компресорні труби НКТ . Конструкція колони НКТ повинна визначатись на основі розрахунків які проводяться відповідно до діючих інструкцій і методик. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні дослідних робіт. 7.8.5. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини при тисках на гирлі більше тиску на який опресована експлуатаційна колона повинно здійснюватись через НКТ з пакером який ізолює колону від впливу високих тисків і встановлюється над пластом об'єктом в який закачується робочий агент. 7.8.6. Для одночасно-роздільного закачування ОРЗ робочих агентів в два пласти об'єкти в нагнітальну свердловину повинно спускатись спеціальне обладнання. Обладнання для одночасно-роздільного закачування повинно забезпечити надійну ізоляцію розділення між собою двох пластів об'єктів і диференційоване за тисками і приймальністю закачування робочих агентів можливість проведення дослідних і ремонтних робіт в свердловинах. 7.8.7. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і гирлового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тисками і температурою закачуваних агентів пристроями для регулювання тиску і приймальності свердловин. 7.8.8. Обладнання для закачування робочих агентів в пласти насосне компресорне парогенератори водонагрівачі за продуктивністю і тисками нагнітання повинні забезпечити закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини в об'ємах передбачених технологічними проектними документами. 7.8.9. Від обладнання для закачування робочих агентів або розподільних пунктів до кожної свердловини повинні прокладатись нагнітальні трубопроводи-шлейфи. Діаметри нагнітальних трубопроводів і їх довжини визначаються в залежності від об'єму приймальності свердловин тиску нагнітання розташування свердловин по відношенню до розподільних пунктів і обладнання для закачування робочих агентів. Робочий тиск трубопроводів-шлейфів нагнітальних свердловин повинен бути не меншим максимального тиску нагнітання. 7.8.10. При закачуванні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин повинні укладатись в траншеї на глибину яка б запобігала замерзанню води на випадок припинення закачування води в зимовий період. 7.8.11. Для зменшення втрат тепла при закачуванні в пласти теплоносіїв пари гарячої води трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин гирлова арматура і насосно-компресорні труби повинні бути теплоізольовані. 7.8.12. При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів високомінералізовані пластові і стічні води CO2 H2S кислоти та інші реагенти для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні а система трубопроводів і НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист. 7.8.13. На виході із компресорної установки високого тиску перед подачею сухого газу в шлейфи нагнітальних свердловин повинні бути установлені фільтр-сепаратори масла. 7.8.14. Під час розробки родовища з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу сайклінг-процес або води заводнення повинні проводитись промислові дослідження і контролюватись наступні параметри: а склад газу який поступає на установки комплексної підготовки газу; б час прориву сухого газу до вибою видобувних свердловин; в фізико-хімічні властивості густина молекулярна маса фракційний склад вилученого із газу конденсату; г кількість газу і конденсату які видобуваються із кожної видобувної свердловини за добу і в цілому по родовищу за добу місяць рік ; д кількість сухого газу або води які закачуються в кожну нагнітальну свердловину за добу і в цілому по родовищу за добу місяць рік ; е поточний пластовий тиск у пласті поквартально ; ж тиск газу на гирлі нагнітальних свердловин щодобово ; з зміна положення газоводяного контакту ГВК у часі.  7.9. Дослідження свердловин   7.9.1. Види періодичність і обсяг досліджень експлуатаційних видобувних і нагнітальних свердловин встановлюється на підставі затверджених регламентів розроблених відповідно до проекту розробки цього родовища. 7.9.2. Спуск глибинних приладів і пристроїв що спускаються на канаті дроті повинен здійснюватись лише при встановленому на гирлі свердловини лубрикаторі з герметизуючим сальниковим пристроєм. 7.9.3. Спуско-підйомні операції слід проводити із застосуванням лебідки з приводом який забезпечує обертання барабана з канатом у необхідних діапазонах швидкостей і направляючим роликом для дроту. 7.9.4. Перед встановленням на свердловині лубрикатор піддається гідравлічним випробуванням на тиск що на 10% перевищує очікуваний на гирлі свердловини. Після встановлення і перед кожною операцією лубрикатор необхідно перевірити на герметичність поступовим підвищенням тиску продукції свердловини. В процесі монтажу і демонтажу лубрикатора глибинний прилад повинен встановлюватись на повністю закриту буферну засувку. Перед тим як вийняти глибинний прилад з лубрикатора тиск у ньому повинен бути знижений до атмосферного через запірний пристрій встановлений на вводі. При проведенні досліджень з використанням лубрикатора слід встановлювати на гирловому фланці направляючий ролик для канату. 7.9.5. При піднятті глибинного приладу зі свердловини лебідкою з ручним приводом слід вмикати храповий пристрій. 7.9.6. Дріт який застосовується для глибинних досліджень повинен бути цільним без скруток а для роботи зі вмістом сірководню понад 6% - виконаним з матеріалу стійкого до сірководневої корозії.   7.10. Депарафінізація свердловин труб і обладнання   7.10.1. В управлінні повинен бути розроблений графік проведення депарафінізації труб і обладнання на рік і розданий у цехи з видобування нафти і газу. 7.10.2. Нагнітальні трубопроводи теплогенеруючих установок повинні бути: * обладнані зворотними клапанами; * опресовані перед проведенням робіт у свердловині на півторакратний тиск від очікуваного максимального але не перевищуючий тиск зазначений у паспорті установок. 7.10.3. Пересувні установки депарафінізації допускається встановлювати на відстані не менше 25 м від гирла свердловини і 10 м від іншого обладнання. 7.10.4. При пропарюванні викидного трубопроводу підходити до нього і до гирла свердловини на відстань менше 10 м забороняється. 7.10.5. Розпалювання парового котла і нагрівника нафти повинно проводитись відповідно до інструкції з експлуатації заводу-виробника. 7.10.6. Для подачі теплоносія під тиском більше 1 МПа 10 кгс/см2 забороняється застосовувати гумові рукави. 7.10.7. Шланг для подавання пари до насосно-компресорних труб укладених на містках повинен бути обладнаний спеціальними наконечниками. 7.10.8. В свердловину скребок повинен спускатись і підніматись через лубрикатор який встановлений на фонтанній арматурі. Дріт на якому спускається скребок повинен пропускатись через ролик прикріплений до лубрикатора.   7.11. Інтенсифікація видобування нафти і газу   Загальні положення   7.11.1. Роботи з нагнітання в свердловину води газу теплоносіїв гарячої води пари хімічних реагентів полімерів поверхневоактивних речовин розчинників нафти та інших проводяться відповідно до проекту і плану затвердженому нафтогазовидобувним підприємством. У плані повинні бути зазначені порядок підготовчих робіт схема розміщення обладнання технологія проведення процесу заходи безпеки відповідальний керівник робіт. 7.11.2. Пересувні насосні агрегати призначені для роботи на свердловинах повинні забезпечуватися запірними та запобіжними пристроями мати прилади що контролюють основні параметри технологічного процесу. 7.11.3. При закачуванні хімреагентів пари гарячої води на нагнітальній лінії біля гирла свердловини повинен бути встановлений зворотний клапан. 7.11.4. Нагнітальна лінія після збирання до початку закачування повинна бути опресована на півторакратний очікуваний робочий тиск. 7.11.5. При гідравлічних випробуваннях нагнітальних систем обслуговуючий персонал повинен бути видалений за межі небезпечної зони. Ліквідація пропусків під тиском забороняється. 7.11.6. Перед початком роботи з закачування реагентів води і після тимчасової зупинки в зимовий час необхідно переконатись у відсутності в комунікаціях насосних установок і нагнітальних ліній льодових пробок. Обігрівати трубопроводи відкритим вогнем забороняється. 7.11.7. Обробка привибійної зони інтенсифікації припливу і підвищення нафтовилучення пластів у свердловинах з негерметичними колонами і заколонними перетоками забороняються. 7.11.8. На період теплової і комплексної обробки навколо свердловини і обладнання що використовується повинна бути встановлена небезпечна зона радіусом не менше 50 м. 7.11.9. Пересувні насосні установки необхідно розташовувати на відстані не менше 10 м від гирла свердловини відстань між ними повинна бути не менше 1м. Інші установки для виконання робіт компресор парогенераторна установка та ін. повинні розміщуватись на відстані не менше 25 м від гирла свердловини. Агрегати встановлюються кабінами від гирла свердловини. 7.11.10. Технологічні режими ведення робіт і конструктивне виконання агрегатів і установок повинні виключити можливість утворення вибухопожежонебезпечних сумішей всередині апаратів і трубопроводів. 7.11.11. На всіх об'єктах свердловинах трубопроводах замірних установках утворення вибухонебезпечних сумішей не допускається. У планах проведення робіт необхідно передбачати систематичний контроль газоповітряного середовища в процесі робіт. 7.11.12. Викидна лінія від запобіжного пристрою насоса повинна бути жорстко закріплена закрита кожухом і виведена в скидну місткість для збирання рідини або на прийом насоса. 7.11.13. Вібрація і гідравлічні удари в нагнітальних комунікаціях не повинні перевищувати встановлені норми.   Закачування розчинів та хімреагентів   7.11.14. Роботи повинні виконуватись з використанням необхідних засобів індивідуального захисту і відповідно до вимог інструкції з застосування даного реагенту. 7.11.15. На місці проведення робіт з закачування агресивних хімреагентів сірчаної соляної азотної фторної кислоти і т.д. повинен бути: - аварійний запас спецодягу спецвзуття та інші засоби індивідуального захисту; - запас чистої прісної води; - нейтралізуючі компоненти для розчину крейда вапно хлорамін . 7.11.16. Залишки хімреагентів слід збирати і доставляти в спеціально відведене місце обладнане для утилізації або знищення. 7.11.17. Після закачування хімреагентів або інших шкідливих речовин до розбирання нагнітальної системи агрегату повинна прокачуватись інертна рідина об’ємом достатнім для промивання нагнітальної системи. Скидати рідину після промивання необхідно в збірну місткість. 7.11.18. Необхідно вести постійний контроль повітряного середовища робочої зони переносними газоаналізаторами. При вмісті в повітрі закритого приміщення парів агресивних хімреагентів вище ГДК та порушенні герметичності нагнітальної системи роботи повинні бути припинені. 7.11.19. Завантаження термореактора магнієм повинно проводитись безпосередньо перед спусканням його в свердловину. 7.11.20. Завантажений магнієм термореактор місткості і місця роботи з магнієм необхідно розташовувати на відстані не менше 10 м від нагнітальних трубопроводів та місткостей з кислотами.   Нагнітання діоксиду вуглецю   7.11.21. Обладнання і трубопроводи повинні бути захищені від корозії. 7.11.22. Під час продування свердловини або ділянки нагнітального трубопроводу знаходитись ближче 20 м від зазначених ділянок не дозволяється. 7.11.23. Необхідно вести постійний контроль повітряного середовища робочої зони. При вмісті в повітрі закритого приміщення діоксиду вуглецю вище ГДК 0 5 об.% та порушенні герметичності системи розподілу і збору діоксиду вуглецю роботи повинні бути припинені.   Теплова обробка   7.11.24. Парогенераторні та водонагрівальні установки повинні бути оснащені приладами контролю і регулювання процесів готування та закачування теплоносія засобами для припинення подачі паливного газу у разі порушення технологічного процесу. 7.11.25. Прокладка трубопроводів від стаціонарних установок до свердловини для закачування вологої пари або гарячої води та їх експлуатація здійснюються з дотриманням вимог ДНАОП 0.00-1.11-98. 7.11.26. Відстань від паророзподільного або водорозподільного пункту чи розподільного трубопроводу до гирла нагнітальної свердловини повинна бути не менше 25 м. 7.11.27. Керування запірною арматурою свердловини обладнаної під нагнітання пари або гарячої води повинне здійснюватися дистанційно. Фланцеві з'єднання повинні бути закриті кожухами. 7.11.28. В аварійних випадках роботу парогенераторної та водогрійної установок необхідно зупинити персонал при цьому повинен діяти відповідно до плану локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій. 7.11.29. На лінії подачі палива в топку парогенератора або водонагрівальної установки передбачається автоматичний захист що припиняє подачу палива при зміні тиску в теплопроводі нижче або вище допустимого а також при припиненні подачі води. 7.11.30. Територія свердловин обладнаних під нагнітання пари або гарячої води повинна бути обгороджена і позначена попереджувальними знаками. 7.11.31. Відвід від затрубного простору повинен бути спрямований у бік вільний від техніки і обслуговуючого персоналу. При закачуванні теплоносія зі встановленням пакера засувка на відводі від затрубного простору повинна бути відкрита. 7.11.32. На гирлі свердловини повинен бути пристрій компенсуючий подовження колони насосно-компресорних труб від температури. У випадку спуску насосно-компресорних труб без пакера компенсуючий пристрій може бути встановлений не тільки на гирлі свердловини але й всередині її. 7.11.33. Після обробки свердловини повинні бути перевірені з’єднувальні пристрої арматура повинна бути пофарбована.   Обробка гарячими нафтопродуктами   7.11.34. Установка для підігрівання нафтопродукту повинна розташовуватись не ближче 25 м від місткості з гарячим нафтопродуктом. 7.11.35. Електрообладнання що використовується на установці для підігрівання нафтопродукту повинне бути у вибухозахищеному виконанні. 7.11.36. Місткість з гарячим нафтопродуктом слід встановлювати на відстані не менше 10 м від гирла свердловини з підвітряного боку. 7.11.37. У плані проведення робіт повинні бути передбачені заходи що забезпечують безпеку працюючих.   Обробка вибійними електронагрівниками   7.11.38. Вибійні електронагрівники повинні бути у вибухозахищеному виконанні. Зборка і випробування вибійного електронагрівника шляхом підключення до джерела струму повинні проводитися в електроцеху. Розбирання ремонт вибійних електронагрівників та їх випробування під навантаженням у польових умовах не допускаються. 7.11.39. Спуск вибійного електронагрівника в свердловину та його підняття повинні бути механізовані і проводитись при герметизованому гирлі з використанням спеціального лубрикатора. 7.11.40. Перед встановленням опорного затискача на кабель-трос електронагрівника гирла свердловини повинне бути закрите. 7.11.41. Мережний кабель допускається підключати до пускового обладнання електронагрівника лише після підключення кабель-троса до трансформатора і заземлення електрообладнання проведення всіх підготовчих робіт у свердловині на гирлі і відведення людей у безпечну зону.   Термогазохімічна обробка   7.11.42. Порохові заряди порохові генератори тиску або акумулятори тиску для комплексної обробки привибійної зони свердловини необхідно зберігати і перевозити відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.17-92. 7.11.43. Порохові генератори акумулятори тиску повинні встановлюватися в гірлянду зарядів що спускається лише перед її введенням у лубрикатор. 7.11.44. Ящики з пороховими зарядами повинні зберігатися в приміщенні яке замикається на замок і розташоване на відстані не менше 50 м від гирла свердловини. 7.11.45. Гірлянда порохових зарядів встановлюється в лубрикатор лише при закритій центральній засувці. Пристрій що спускається не повинен торкатися плашок засувок. Робота повинна виконуватись двома робітниками. 7.11.46. Підключення спущеного на вибій свердловини порохового генератора або акумулятора тиску до приладів керування і електромережі проводиться в наступній послідовності: а герметизація гирла свердловини; б підключення електрокабелю гірлянди зарядів до трансформатора розподільного щитка ; в відведення членів бригади та інших осіб що знаходяться на робочій площадці крім безпосередніх виконавців на безпечну відстань від гирла свердловини - не менше 50 м; г встановлення коду приладів підключення в положення "вимкнуто"; д підключення кабелю електромережі до трансформатора або приладів керування; е подача електроенергії на прилади керування; ж вмикання електроенергії на гірлянду з зарядом виконується лише за командою відповідального керівника робіт . 7.11.47. При використанні під час комбінованої обробки привибійної зони свердловини порохових зарядів типу АДС-6 або інших елементів гідравлічного розриву пласта повинні виконуватись вимоги що забезпечують збереження експлуатаційної колони.    Гідравлічний розрив пласта   7.11.48. Гідравлічний розрив пласта проводиться під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника за планом затвердженим підприємством. 7.11.49. Під час проведення гідророзриву пласта знаходження персоналу біля гирла свердловини та нагнітальних трубопроводів ближче 20 м забороняється. 7.11.50. Місця встановлення агрегатів для гідророзриву пласта повинні бути відповідним чином підготовлені і звільнені від сторонніх предметів які перешкоджають встановленню агрегатів та прокладенню комунікацій. 7.11.51. Агрегати для гідророзриву пластів повинні бути встановлені на відстані не менше 10 м від гирла свердловини і розташовані так щоб відстань між ними була не менше 1 м і кабіни їх не були повернуті до гирла свердловини. 7.11.52. Напірний колектор блоку маніфольдів повинен бути обладнаний датчиками контрольно-вимірювальних приладів запобіжними клапанами та лінією скидання рідини а нагнітальні трубопроводи - зворотними клапанами. 7.11.53. Після обв'язки гирла свердловини необхідно опресувати нагнітальні трубопроводи на очікуваний тиск при гідравлічному розриві пласта з коефіцієнтом запасу 1 5. 7.11.54. Для замірювання і реєстрації тиску при гідророзриві до гирлової арматури повинні бути під’єднані показуючий та реєструючий манометри винесені на безпечну відстань. 7.11.55. Перед від’єднанням трубопроводів від гирлової арматури слід закрити крани на ній та знизити тиск у трубопроводах до атмосферного. 7.11.56. Застосування пакерувальних пристроїв при гідророзривах пласта обов'язкове якщо тиск гідророзриву перевищує допустимий для експлуатаційної колони. 7.11.57. При проведенні гідрокислотних розривів необхідно застосовувати інгібітори корозії.   7.12. Капітальний і підземний ремонт свердловин   7.12.1. Роботи з капітального і підземного ремонту свердловин можуть виконуватися спеціалізованими підрозділами нафто- та газовидобувних управлінь іншими спеціалізованими організаціями які мають дозвіл органів Держнаглядохоронпраці України на цей вид діяльності. Роботи з капітального і підземного поточного ремонту свердловини повинні проводитись за планом затвердженим технічним керівником підприємства. У плані необхідно передбачити усі види виконуваних робіт і технічні засоби що забезпечують безпеку і захист навколишнього середовища. 7.12.2. Передача свердловин для ремонту та приймання їх після ремонту здійснюється за актом відповідно до порядку встановленого на підприємстві. 7.12.3. Перед початком проведення робіт на свердловині бригада повинна бути ознайомлена з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій та планом робіт який повинен містити відомості про конструкцію і стан свердловини пластовий тиск внутрішньосвердловинне обладнання перелік планованих операцій очікувані технологічні параметри при їх проведенні. 7.12.4. До встановлення підйомника на гирлі свердловина повинна бути заглушена. Глушіння свердловини проводити бригадою без установлення підйомника на гирлі. Глушіння повинно проводитись розчином з густиною яка відповідає вимогам п.6.5.26 цих Правил. Глушінню підлягають усі свердловини з пластовим тиском вище гідростатичного і свердловини у яких відповідно до виконаних розрахунків зберігаються умови фонтанування або газонафтоводопроявів при пластових тисках нижче гідростатичного. Свердловини у продукції яких міститься сірководень у кількостях що перевищує межі установлені таблицями 3а і 3б повинні бути заглушені розчином що містить нейтралізатор сірководню. Проведення поточних і капітальних ремонтів свердловин без їх попереднього глушіння допускається на родовищах з гірничо-геологічними умовами що виключають можливість самочинного надходження пластового флюїду до гирла свердловини. Перелік таких родовищ чи їх окремих ділянок свердловин узгоджується з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. 7.12.5. Розміщення агрегатів обладнання пристроїв і облаштування площадок у зоні робіт здійснюється відповідно до схеми і технологічних регламентів затверджених технічним керівником підприємства. 7.12.6. Вантажопідйомність бурових веж щогл необхідно вибирати з урахуванням максимального навантаження очікуваного у процесі ремонту а також вітрового навантаження. 7.12.7. Агрегати для ремонту свердловин встановлюються на пригирловій площадці відповідно до інструкції з експлуатації заводу-виробника. Підйомна установка для ремонту свердловини повинна відповідати наступним вимогам: а щогла підйомної установки повинна закріплюватись відтяжками зі сталевого канату. Число діаметр і місце кріплення відтяжок повинні відповідати технічній документації агрегату; б у трансмісії приводу лебідки повинен використовуватися обмежувач вантажопідйомності на гаку якщо він передбачений конструктивно і поставляється заводом-виробником ; в підйомна установка підйомник повинна мати автоматичний обмежувач висоти підняття талевого блоку з блокуванням руху барабана лебідки протизатягувач талевого блоку під кронблок ; г підйомник повинен мати прилади що дозволяють встановлювати шасі у горизонтальне положення; д підйомник повинен мати пристрій для фіксації талевого блоку і захисту щогли від ушкоджень при пересуванні; е система підняття щогли повинна мати дистанційне керування і забезпечувати безпеку при відмові елементів гідрообладнання; ж рівні шуму на постійних робочих місцях повинні відповідати вимогам ГОСТ 12.1.003-83; з підйомник повинен бути оснащений світильниками у вибухобезпечному виконанні які забезпечують освітленість згідно з діючими нормами; и підйомник повинен бути оснащений іскрогасниками двигунів внутрішнього згорання та заслінками екстреного перекриття доступу повітря в двигун повітрозабірник ; к підйомник повинен бути оснащений дистанційним пристроєм аварійного відключення двигуна з пульта бурильника заслінкою екстреного перекриття доступу повітря в двигун ; л підйомник повинен бути оснащений усім необхідним для освітлення робочих місць трансформатором-випрямлячем постійного струму на 24В пристроєм для підзарядки акумуляторів і ланцюгом постійного струму на 24В для аварійного освітлення; м підйомник повинен бути обладнаний сходами для безпечного підйому та спуску по них верхового робітника; н підйомник повинен бути оснащений гідравлічними опорними домкратами з фундаментними блоками під них: о підйомник повинен бути оснащений укриттям робочої площадки висотою 2 5 м з одинарними дверима з кожного боку платформи двостулковими дверима з боку робочої площадки; п підйомник повинен мати спеціальні пристрої для підвіски машинних ключів та для підвіски гідравлічного ключа; р підйомник повинен бути забезпечений підігрівачем дизельного палива; с пневмосистема підйомника повинна бути оснащена осушувачем повітря згідно з технічною документацією завода-виробника; т гальмова система лебідки повинна мати систему охолодження; у підйомна установка вантажопідйомністю 70т і більше повинна мати допоміжні гальма які забезпечують спуск номінальної ваги зі швидкістю не більше 2 м/сек; ф основні гальма повинні бути обладнані блокувальним пристроєм гальм у неробочому стані; х щогла підйомника повинна мати пристрій для підвішування ролика кабелю ЕВН; ц підйомник повинен забезпечувати можливість вертикального встановлення труб і включати комплект обладнання та інструмента для роботи з насосно-компресорними бурильними трубами діаметром 60; 73; 89 мм і насосними штангами діаметром 19; 22; 25 мм при встановленні їх за "палець" балкона. Роботодавець на основі цих Правил повинен розробити і затвердити у встановленому порядку виробничі інструкції для персоналу бригад з усіх видів робіт і операцій. 7.12.8. Після монтажу підйомника до початку його експлуатації необхідно виконати наступні роботи: а випробування якорів установки з картограмою; б випробування протизатягувача талевого блоку; в перевірка готовності підйомника до роботи справністю пневмосистеми контрольно-вимірювальних приладів наявністю сертифікатів на талевий канат і канат для підйому верхньої секції; г після оформлення пускової документації бригада КРС повинна одержати дозвіл на початок робіт з ремонту від голови комісії цеху поточного і капітального ремонту свердловин. Для підйомників 70 т і більше дозвіл на початок робіт з ремонту дає інспектор Держнаглядохоронпраці України; д показуючий пристрій індикатора ваги повинен бути змонтований у полі зору бурильника на незалежній основі від підйомника; е вимірювання заземлення обладнання і пристроїв; ж приймальні містки посередині повинні мати жолоб для викидання труб на приймальні стелажі; з приймальні стелажі для труб повинні мати телескопічні регульовані опори під які повинні бути встановлені дерев’яні прокладки. Стелажі для укладання труб повинні мати стояки проти розкочування труб; и після монтажу підйомної установки гвинтові домкрати встановлюються на передній і задній фундаментні блоки; 7.12.9. В разі заміни елементів щогли підйомника необхідно проводити її випробування. 7.12.10. Перед демонтажем гирлової арматури свердловини тиск у трубному і затрубному просторах повинен бути знижений до атмосферного. Свердловину обладнану вибійним клапаном-відсікачем у якому планом робіт не передбачене проведення попереднього глушіння необхідно зупинити стравити тиск до атмосферного і дати витримку у часі не менше трьох годин. Демонтувати гирлову арматуру необхідно після візуально встановленого припинення виділення газу зі свердловини і перевірки сталості рівня рідини в ній. 7.12.11. При проведенні підземних і капітальних ремонтів гирла свердловин за рішенням головного інженера управління НГВУ повинні бути оснащені противикидним обладнанням. Фактична схема обв’язки гирла противикидним обладнанням розробляється підприємством на основі Типових схем і узгоджується зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Після встановлення противикидного обладнання свердловина опресовується на максимально очікуваний тиск але не вище тиску опресування експлуатаційної колони. 7.12.12. Для постійного доливу свердловини під час проведення технологічних операцій і для контролю рівня розчину глушіння на площадці встановлюється блок доливу і обв'язується з гирлом свердловини з таким розрахунком щоб забезпечувався самодолив свердловини або примусовий долив за допомогою насоса агрегату для промивання свердловини . Підняття труб зі свердловини проводиться з доливанням і підтримкою рівня на гирлі. Доливна місткість повинна бути обладнана рівнеміром і мати градуювання. Запас розчину глушіння відповідної густини повинен бути: а для газових свердловин - у кількості не менше одного об’єму свердловини; б для нафтових свердловин: при глибині свердловини до 2000м - 10м3; при глибині свердловини до 3500м - 15м3; при глибині свердловини більше 3500м - 20м3. 7.12.13. Неруйнівний контроль дефектоскопія бурильних насосно-компресорних труб та спуско-підйомного обладнання проводиться згідно з відповідними Методиками. 7.12.14. Забороняється проводити спуско-підйомні операції а також вести ремонтні роботи пов'язані з навантаженням на щоглу бурову вежу незалежно від глибини свердловини з несправним індикатором ваги. 7.12.15. Ремонт свердловин на кущі без зупинки сусідньої свердловини може бути допущений за умови здійснення і застосування спеціальних заходів і технічних засобів передбачених планом затвердженим технічним керівником підприємства. Допускається ведення робіт з освоєння ремонту і введення в дію свердловин з одночасним бурінням на кущі та одночасна робота двох бригад з ремонту свердловин. У цих умовах кожен виконавець робіт повинен негайно повідомити інших учасників робіт на кущі про виникнення на його ділянці нестандартної ситуації ознаки газонафтоводопроявів відхилення від технологічного регламенту тощо . При цьому усі роботи на кущі припиняються до усунення причин виникнення нестандартної ситуації. Інструкція з одночасного ведення робіт на кущі розробляється нафтогазовидобувним підприємством і узгоджується з територіальними органами Держнаглядохоронпраці України. 7.12.16. При ремонті газліфтних свердловин перед розміщенням обладнання нагнітання газу в свердловину яка ремонтується а також на сусідніх свердловинах ліворуч і праворуч на період розміщення припиняється. Забороняється встановлювати обладнання і спецтехніку на діючих шлейфах газопроводів. При ремонті свердловин у кущі з відстанню між центрами гирл 1 5 м і менше сусідня свердловина повинна бути зупинена і за необхідності заглушена. 7.12.17. Проведення робіт з монтажу демонтажу і ремонту бурових веж та щогл не допускається: у нічний час при вітрі зі швидкістю 15 м/с і вище під час грози сильного снігопаду при ожеледі зливі тумані з видимістю менше 50 м . 7.12.18. Вести спуско-підйомні операції при вітрі зі швидкістю 15 м/с і більше під час зливи сильного снігопаду і туману з видимістю менше 50 м забороняється. 7.12.19. При виявленні газонафтоводопроявів гирло свердловини повинно бути загерметизоване а бригада має діяти відповідно до плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій ПЛАС . 7.12.20. Перед ремонтом свердловини обладнаної заглибним електровідцентровим насосом ЕВН необхідно знеструмити кабель. Для намотування і розмотування кабелю повинен бути використаний кабелеукладач. 7.12.21. Барабан з кабелем заглибного ЕВН повинен знаходитись у зоні видимості з робочої площадки. 7.12.22. Чищення піщаних пробок желонкою у фонтанних свердловинах та свердловинах з можливими газонафтоводопроявами а також у свердловинах з наявністю сірководню не допускається. 7.12.23. При проведенні ремонтно-ізоляційних робіт забороняється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу нафти після виклику припливу а також в інтервалі проникних непродуктивних пластів. 7.12.24. За необхідності проведення ремонту щогл його можна проводити лише за технологією яка узгоджена із заводом-виготовлювачем. Після ремонту щогла повинна пройти діагностику і випробування з навантаженням яке в 1 25 перевищує паспортну вантажопідйомність. Щогли підйомних установок для КРС повинні періодично проходити випробування на спеціально обладнаних площадках один раз на 5 років. 7.12.25. Ремонт свердловини вважається завершеним після оформлення акту прийому- передачі свердловини з ремонту в цех видобування нафти і газу.   7.13. Системи промислового та міжпромислового збору нафти та газу. Підготовка нафти та газу до транспортування.   Загальні вимоги   7.13.1. Об’єкти і технологічні процеси видобування збирання підготовки нафти і газу їх технічне оснащення вибір систем керування і регулювання місця розміщення засобів контролю керування і протиаварійного захисту повинні враховуватися в проектах облаштування і забезпечувати безпеку обслуговуючого персоналу та населення. 7.13.2. Система збирання нафти і газу повинна бути закритою а гирла нагнітальних спостережних і видобувних свердловин - герметичними. 7.13.3. Система автоматизації збору промислового і міжпромислового транспорту і підготовки природного газу та газового конденсату повинна передбачати: а автоматичне відключення окремого обладнання технологічної лінії установки свердловини при аварійних відхиленнях робочого тиску від максимально допустимого для обладнання; б системи введення інгібіторів корозії та інших пристроїв для забезпечення можливості реалізації антикорозійних заходів передбачених технологічними регламентами; в дистанційну аварійну зупинку технологічної лінії установки з пульта оператора і переключення технологічних потоків у факельну лінію або аварійну місткість; г дистанційний контроль технологічних параметрів і реєстрацію основних параметрів технологічного процесу; д автоматичне регулювання тиску середовища в технологічному обладнанні при відхиленнях параметрів технологічного процесу; е автоматичну сигналізацію аварійних параметрів технологічного процесу тиск температура та ін. з подачею попереджувальних сигналів оповіщення на місце встановлення датчиків та пульт оператора; ж контроль стану повітряного середовища на об'єктах. 7.13.4. Скидати в атмосферу гази що містять сірководень та інші шкідливі речовини без нейтралізації або спалювання забороняється. Забороняється вивітрювання в атмосферу газу що утворюється при стабілізації газового конденсату та розгазуванні пластової води. 7.13.5. На об'єктах збору і підготовки нафти і газу насосних і компресорних станціях повинна бути технологічна схема затверджена технічним керівником підприємства з зазначенням номерів засувок апаратів напрямків потоків що відповідають їх нумерації в технологічній схемі. Технологічна схема є частиною плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій. Технологічна схема УКПГ та масштабні плани комунікацій УКПГ повинні щорічно перевірятися на відповідність фактичному стану коригуватись у разі внесення змін та доповнень та перезатверджуватись головним інженером підприємства. Технологічна схема повинна бути вивішена в операторній. 7.13.6. Зміни до технологічного процесу схеми регламенту апаратурного оформлення та системи протипожежного захисту можуть вноситись лише за наявності нормативно-технічної та проектної документації погодженої з організацією-розробником технологічного процесу і проектною організацією-розробником проекту. Реконструкція заміна елементів технологічної схеми без наявності затвердженого проекту не допускаються. 7.13.7. Обладнання що контактувало із сірковміщуючою нафтою сірковміщуючим природним газом та сірковміщуючим газовим конденсатом і не використовується в діючій технологічній схемі повинне бути відключене звільнене від продукту промите пропарене заповнене інертним середовищем та ізольоване від діючої схеми встановленням заглушок. Встановлення заглушок фіксується в журналі встановлення-зняття заглушок. 7.13.8. За наявності в продукції технологічних апаратах резервуарах та інших місткостях сірководню або можливості утворення шкідливих речовин при пожежах вибухах порушенні герметичності місткостей та інших аварійних ситуаціях персонал повинен бути забезпечений необхідними засобами індивідуального захисту від впливу цих речовин.   Обладнання для збору і підготовки нафти газу і конденсату   7.13.9. Обладнання для збору нафти газу і конденсату повинне відповідати вимогам стандартів і технічних умов на їх виготовлення монтуватися відповідно до проектів та діючих норм технологічного проектування. 7.13.10. Технологічні апарати УКПГ на які поширюються вимоги ДНАОП 0.00-1.07-94 повинні експлуатуватися згідно з вимогами цього ДНАОП. 7.13.11. В закритих приміщеннях технологічних установок електричні датчики систем контролю і керування технологічним процесом повинні бути у вибухозахищеному виконанні і розраховуватись на використання в умовах вібрації утворення газових гідратів відкладень парафіну солей та інших речовин або встановлюватися в умовах що виключають прямий контакт із продукцією свердловин. 7.13.12. Технологічні трубопроводи і арматура фарбуються і забезпечуються попереджувальними знаками та написами відповідно до вимог ГОСТ 12.4.026-76 та ДНАОП 1.1.23-8.02-01. На трубопроводи наносяться стрілки що вказують напрямок руху середовища яке транспортується.   Насосні компресорні станції блочно-комплектні насосні станції   7.13.13. Приміщення насосних і компресорних станцій повинні бути виконані відповідно до вимог будівельних норм і правил. 7.13.14. Резервні насоси повинні знаходитись у постійній готовності до пуску. Насоси що перекачують сірчисті продукти повинні бути заповнені рідиною яка перекачується щоб уникнути утворення пірофорних відкладень. 7.13.15. Конструкція насосів і їх обв’язка для перекачування токсичних і горючих рідин повинна передбачувати повне звільнення і дегазацію від залишків цих продуктів перед розбиранням насосів при зупинці їх на ремонт. Обв’язка насосів повинна забезпечувати звільнення їх від продукту в дренажну місткість що знаходиться поза приміщенням насосної. 7.13.16. Для перекачування легкозаймистих і шкідливих рідин необхідно застосовувати насоси що виключають пропуск продукту. 7.13.17. На пульті керування насосної станції з перекачування легкозаймистих горючих та шкідливих речовин повинні бути встановлені прилади що дозволяють контролювати тиск витрату температуру підшипників насосних агрегатів і стан повітряного середовища в приміщенні. 7.13.18. Блоки насосних агрегатів які перекачують рідкі вуглеводні та інші вибухопожежонебезпечні продукти повинні мати обладнання для їх автоматичного аварійного відключення у випадках нагрівання до температури самозаймання продукту. 7.13.17. В місцях проходження валів трансмісій і трубопроводів через стіни які відділяють приміщення з небезпечними і шкідливими виділеннями від інших приміщень повинні встановлюватись сальники та інше обладнання яке запобігає розповсюдженню цих виділень. 7.13.18. На викидній лінії поршневого насосу повинні бути встановлені манометр і запобіжний клапан а на викидній лінії відцентрового насосу – манометр і зворотний клапан. 7.13.19. Ззовні будинку насосної на всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах повинні бути встановлені запірні органи. 7.13.20. При запусканні і зупиненні насосу необхідно перевірити відкриття і закриття відповідних засувок. Забороняється запуск поршневих і плунжерних насосів при закритій засувці на нагнітальній лінії. Запуск парових насосів дозволяється лише після спускання парового конденсату і прогріву парових циліндрів. 7.13.21. Для заміни насос який підлягає ремонту необхідно від’єднати від двигуна відключити від трубопроводів засувками з встановленням заглушок і звільнити від продукту в дренажну місткість. 7.13.22. Засоби контролю стану повітряного середовища повинні знаходитись у справному стані а їх працездатність перевіряється не рідше одного разу на місяць. 7.13.23. Обладнання встановлене у вибухонебезпечних зонах повинно бути у вибухозахищеному виконанні. 7.13.24. Всі ремонтні роботи в вибухонебезпечних приміщеннях необхідно виконувати інструментом який виготовлено з металу що не дає при ударі іскор. Забороняється використання сталевих інструментів. 7.13.25. Газокомпресорні станції повинні бути обладнані: а приладами контролю за технологічними параметрами тиск витрати температура та ін. продукту який транспортується; б системою приладів з діагностики компресорного обладнання вібрація температура підшипників та ін. ; в системою контролю повітряного середовища в приміщенні компресорної; г системою вентиляції; д блокуваннями зупинки компресора при порушенні технологічних параметрів загазованості повітряного середовища несправності вентиляційної системи; е пультами керування в компресорному приміщенні та в операторній залі; ж системою радіо- або телефонного зв'язку; з системою автоматичного пожежогасіння згідно з НАПБ Б.06.004-97 та додатком 10 НАПБ 01.035-97. 7.13.26. Промислові дотискувальні компресорні станції на об'єктах видобування природного газу крім вимог пункту 7.13.25 обладнуються: а автоматизованою системою регулювання роботи обладнання в заданих параметрах; б автоматизованою системою аварійного розвантаження обладнання з подачею технологічних середовищ до системи утилізації; в автоматичними установками пожежогасіння та установками пожежної сигналізації; г системою аварійного оповіщення і зв'язку. Рівень автоматизації компресорних станцій повинен забезпечувати реєстрацію основних технологічних параметрів включаючи: * тиск витрату температуру середовища що перекачується; * стан повітряного середовища в приміщенні концентрацію вибухонебезпечних і шкідливих речовин ; * аварійний сигнал. 7.13.27. Рознімні з’єднання компресорів та їх газопроводів необхідно систематично перевіряти на герметичність відповідно до термінів встановлених інструкцією з експлуатації заводу-виробника. 7.13.28. Забороняється залишати працюючі компресори крім повністю автоматизованих без нагляду осіб які їх обслуговують.   Установки комплексної підготовки газу групові та газозбірні пункти.   7.13.29. На установках комплексної підготовки газу повинна бути наступна документація: * проектна та виконавча документація; * інструкція з охорони праці по професіях та видах робіт з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку; * протоколи перевірки знань з охорони праці та безпечного ведення робіт; * технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин; * правила пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи; * правила аварійної зупинки УКПГ; * план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій; * графік перевірки запобіжних клапанів; * журнал контролю якості газу що подається в магістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори; * паспорт на посудини що працюють під тиском; * акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів; * масштабні плани комунікацій УКПГ шлейфи газозбірні колектори технологічні трубопроводи та ін. з точними прив’язками; * перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв’язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ; * акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій; * акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів; * графіки ПЗР технологічних трубопроводів; * технологічна схема УКПГ. 7.13.30. Для установок комплексної підготовки газу газозбірних пунктів головних споруд тощо повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти. 7.13.31. Персонал що експлуатує технологічне обладнання УКПГ зобов’язаний знати технологічну схему УКПГ призначення всіх технологічних апаратів трубопроводів та апаратури. 7.13.32. Газопроводи установок комплексної підготовки газу газозбірних пунктів головних споруд тощо повинні відповідати вимогам які ставляться до трубопроводів першої категорії при Ру ? 10 МПа . 7.13.33. УКПГ та інші установки повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами. 7.13.34. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну місткість що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше 1 години. Повітря що подається в системи КВПіА повинно бути очищеним та осушеним. 7.13.35. УКПГ повинні мати систему осушення підігрівання і інгібування газу. Гідратні пробки в газопроводі арматурі обладнанні приладах слід ліквідувати введенням інгібіторів-розчинників пари гарячої води зниженням тиску в системі. Використання для обігріву обладнання відкритого вогню забороняється. 7.13.36. Не допускається встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами та технологічними апаратами чи трубопроводами і факельною системою окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів “робочий + резервний” з блокувальним пристроєм що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарату. 7.13.37. Продувальні лінії рівнемірних пристроїв технологічних апаратів повинні бути обв’язані в дренажну систему. 7.13.38. У разі застосування на УКПГ корозійноактивного інгібітору гідратоутворення наприклад – на основі хлористого кальцію повинен бути встановлений посилений контроль за ерозійним зношенням технологічних комунікацій в ерозійнонебезпечних місцях. 7.13.39. Скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів повинно здійснюватися виключно у факельний колектор. Забороняється скидання газу в атмосферу. 7.13.40. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді. Забороняється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. В цьому випадку здійснюється заміна запобіжного клапану після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарату. Скидання газу з запобіжних клапанів повинно здійснюватись виключно в факельну систему. 7.13.41. У технологічному регламенті установок вказується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити. 7.13.42. Не допускається подача в магістральний газопровід газу якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам ТУ У 320.00158764.033-2000 “Гази горючі природні що подаються в магістральні газопроводи”. 7.13.43. Якість газу що подається в міжпромислові газозбірні колектори повинна відповідати вимогам технологічного регламенту. 7.13.44. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання трубопроводів арматури металоконструкцій заземлюючих пристроїв КВПіА блокувань вентиляції засобів індивідуального захисту та пожежогасіння витіснити повітря з системи інертним газом на свічу. Наприкінці продувки повинен здійснюватись аналіз газу що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% об’ємний . Витіснення повітря в факельний колектор забороняється. 7.13.45. Забороняється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту. 7.13.46. Відбір проб газу конденсату та інших технологічних середовищ повинен виконуватись за допомогою пробовідбірників розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Забороняється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше одного разу на шість місяців. 7.13.47. Прилади які розташовані на щитах керування КВПіА повинні мати написи з зазначенням параметрів що визначаються і гранично допустимих параметрів. Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи що вказують характер сигналу. 7.13.48. Роботи з налагодження ремонту і випробування обладнання систем контролю керування протиаварійного автоматичного захисту обладнання трубопроводів зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск розробляються заходи що забезпечують безпеку організації і проведення робіт. 7.13.49. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу. 7.13.50. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку установленому виробничими інструкціями. 7.13.51. Ревізія КВПіА а також блокувальних і сигналізувальних пристроїв повинна проводитись за графіками складеними відповідно до Положення про планово-попереджувальний ремонт контрольно-вимірювальних приладів і засобів автоматики затвердженими технічним керівником підприємства і реєструватись у спеціальних журналах. 7.13.52. Обладнання очищення охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках. При встановленні обладнання необхідно передбачувати: а основні проходи в місцях постійного перебування працюючих а також по фронту обслуговування щитів керування за наявності постійних робочих місць шириною не менше 2 м; б основні проходи по фронту обслуговування машин насосів повітродувок тощо і апаратів з щитами керування місцевих контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць шириною не менше 1 5 м; в проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів не менше 0 8 м; г проходи між насосами шириною не менше 0 8 м; д проходи біля віконних отворів які доступні з рівня підлоги або площадки шириною не менше 1 м. Мінімальні розміри для проходів встановлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання включаючи фундаменти ізоляцію огородження та інше додаткове устаткування. 7.13.53. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників герметизація установок утилізація газів вивітрювання скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел . 7.13.54. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції. Забороняється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції. Для щозмінного контролю граничнодопустимих концентрацій шкідливих речовин у виробничих приміщеннях повинні застосовуватися переносні газоаналізатори. Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК. 7.13.55. УКПГ повинна бути забезпечена дієздатними засобами пожежогасіння в об’ємах передбачених проектом. Не допускається експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях обладнаних системами автоматичного пожежогасіння насосні конденсату та інш. у разі недієздатності останніх відсутність піноутворювача несправність пожежних насосів чи піногенераторів та інш. . 7.13.56. Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих у відношенні виділення газів рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 м2 площі приміщення. 7.13.57. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях повинні бути у вибухозахищеному виконанні. 7.13.58. Забороняється експлуатація технологічних апаратів УКПГ: * при їх експлуатації понад встановлений заводом-виготовлювачем термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації; * при розгерметизації технологічного апарату; * при несправних запобіжних клапанах; * при несправних чи не задіяних регулюючих пристроях в т.ч. систем автоматичного дренування рідини з апаратів; * при несправній відключаючій запірній арматурі; * при несправних чи незадіяних передбачених проектом засобах КВПіА; * при вилученні з технологічної обв’язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів; * без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою; * з запобіжними клапанами що не пройшли випробування у встановлений термін; * з несправною чи незадіяною системою автоматичного дренування рідини з апаратів якщо вона передбачена проектом ; * експлуатація газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення в т. ч. з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення ; * з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні. 7.13.59. УКПГ повинна бути аварійно зупинена у випадках: * аварії на газопроводі-підключенні до магістрального газопроводу; * виникнення відкритого фонтану на свердловині; * аварійних розривів шлейфів газових свердловин газозбірного колектору чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ; * пожежі на промплощадці УКПГ.   Додаткові вимоги до установок низькотемпературної сепарації газу   7.13.60. Територія установки повинна бути обгороджена і позначена попереджувальними знаками. 7.13.61. Не допускається застосування запірної арматури для створення дросель-ефекту при низькотемпературній сепарації газу. 7.13.62. На газосепараторах а за необхідності і на інших посудинах встановлюється не менше двох запобіжних пристроїв кожен з яких повинен забезпечувати безаварійну роботу апарата. 7.13.63. Запобіжні пристрої на конденсатозбірнику повинні бути встановлені у верхній частині апарата. 7.13.64. Газ що скидається запобіжними пристроями повинен відводитись на факел свічу що встановлений за межами території установки або на відстані не менше 25 м від огородження. 7.13.65. Забороняється розігрівати гідратну пробку в трубопроводі або апараті без відключення його від загальної системи і під тиском. 7.13.66. На трубопроводах паливного газу перед пальниками вогневих підігрівачів і регенераторів повинні бути встановлені манометр а також робочий і контрольний вентилі з продувальною лінією між ними яка обладнана запірним пристроєм. 7.13.67. На трубопроводі інертного газу або паропроводі для продувки камер згоряння і змійовика при зупинках вогневих підігрівників і регенераторів повинні бути встановлені зворотні клапани і по дві запірні засувки між якими повинен встановлюватись кран для продування. 7.13.68. Для розпалювання пальників вогневі підігрівники і регенератори повинні мати запальники. 7.13.69. Конструкція трубчастої печі вогневого підігріву продукту повинна передбачати підведення пари або інертного газу для продувки камери згоряння і змійовика. 7.13.70. Камери згоряння печі димоходи повинні обладнуватись системою пожежогасіння. Вентилі трубопроводів пожежогасіння необхідно розташувати на відстані не менше 10 м від печі. 7.13.71. Всі роботи в приміщеннях де виділяються пари метанолу та їх вміст перевищує ГДК повинні проводитись з використанням фільтруючих протигазів. 7.13.72. Місткості і метанольниці повинні заповнюватись метанолом передавлюванням газу або за допомогою насосів при повній герметизації процесу. 7.13.73. Залишки метанолу з метанольниць повинні відкачуватись в закриту місткість бачок ; забороняється продувати їх в атмосферу. Всі роботи з метанолом необхідно проводити згідно з НАОП 1.1.23-5.14-75. 7.13.74. В приміщеннях насичених парами аміаку обслуговуючий персонал повинен користуватись фільтруючими протигазами. 7.13.75. Для змазування компресорів холодильної станції повинні використовуватись лише масла які передбачені в інструкціях заводів-виробників. Масло з масловіддільників необхідно періодично перепускати в маслозбірники з яких після відсмоктування парів холодоагенту через віддільники рідини масло спрямовується на регенерацію. Випускання масла безпосередньо з апаратів посудин забороняється. 7.13.76. Повітря та інші гази які не конденсуються повинні виділятись з системи холодильної станції через спеціально встановлений апарат. 7.13.77. При зупинці холодильної станції на довгий період більше 10 днів холодоагент необхідно відкачати на склад. Подачу води до конденсаторів холодильників масловіддільників і оболонок компресорів необхідно припинити воду злити. 7.13.78. Турбодетандерний агрегат необхідно негайно зупинити з відключенням від газопроводу і випуском газу із технологічних комунікацій у випадку: а зупинки технологічної лінії установки комплексної підготовки газу УКПГ ; б виникнення сильної вібрації; в гідравлічного удару; г появи металічного стуку в агрегаті; д розриву технологічного газопроводу високого тиску; е падіння рівня і тиску масла нижче допустимого; ж відхилення параметрів газу вище встановлених верхніх і нижніх граничних величин; з припинення подачі електроенергії на УКПГ; и виникнення пожежі. 7.13.79. Для ліквідації гідратів можуть використовуватись наступні методи: а закачування інгібітору перед місцем утворення і безпосередньо в зону утворення гідратів; б інтенсивне зовнішнє підігрівання місць утворення гідратів за допомогою трубопровідних коаксіальних електропідігрівачів установок парогенераторних пересувних УПП ; в подача гарячого агенту безпосередньо в гідратну пробку; г зниження тиску з обох боків гідратної пробки нижче тиску розкладу гідратів з наступною продувкою на свічу.   Вимоги до промислових трубопроводів   7.13.80. Проектування будівництво та експлуатація промислових трубопроводів повинні здійснюватися відповідно до вимог ВСН 51-3-85 ВСН 005-88 ВСН 006-89 ВСН 012-88 ВСН 008-88 СНіП 2.05.06-85 ДНАОП 0.00-1.15-71 та РД 39-0147103-344-86. 7.13.81. Сталеві підземні трубопроводи повинні бути захищені від ґрунтової корозії згідно з проектом. Не допускається експлуатація підземних трубопроводів з захисним потенціалом системи активного захисту від корозії нижчим за проектний потенціал. 7.13.82. Технологічні трубопроводи надземної прокладки по яких транспортуються вологі гази чи пластова вода повинні мати теплову ізоляцію та обладнуватись обігрівальними пристроями теплосупутниками . 7.13.83. Трубопроводи для транспортування пластових рідин і газів повинні бути стійкими до очікуваних механічних термічних напруг навантажень і хімічного впливу. Трубопроводи повинні бути захищені від зовнішньої і внутрішньої корозії за необхідності та зсування земляних мас. Допускається застосування пластмасових трубопроводів за погодженням з Держнаглядохоронпраці України. 7.13.84. Виготовлення пластмасових труб для нафтогазопромислових трубопроводів повинно здійснюватись на підприємствах що мають дозвіл Держнаглядохоронпраці на цей вид діяльності. 7.13.85. Труби нафтогазоконденсатопроводів повинні з'єднуватись зварюванням. Фланцеві і різьбові з'єднання допускаються лише в місцях приєднання запірної арматури регуляторів тиску та іншої апаратури а також контрольно-вимірювальних приладів. На початку та в кінці кожного трубопроводу слід встановлювати запірні пристрої для екстреного виведення трубопроводів з експлуатації. 7.13.86. До зварювання стиків трубопроводів допускаються спеціально підготовлені зварники атестовані в порядку передбаченому ДНАОП 0.00-1.16-96. 7.13.87. Контроль якості зварних з'єднань трубопроводів здійснюється відповідно до вимог діючих нормативних документів. Контроль якості та прийом робіт повинні включати операційний і візуальний види контролю обмірювання перевірку зварних швів методами неруйнівного контролю а також механічні випробування. 7.13.88. Траси нафтогазоконденсатопроводів за кожною ниткою окремо повинні бути закріплені на місцевості знаками закріплення трас. 7.13.89. У місцях перетинання нафтогазоконденсатопроводами доріг водних перешкод ярів залізничних колій на кутах поворотів технологічних вузлах нафтогазоконденсатопроводів необхідно виставляти знаки з попереджувальними написами. Зазначені проектні рішення повинні бути включені в ПЛАС затверджений керівником підприємства. 7.13.90. Ділянки трубопроводів у місцях перетинання з автошляхами і залізницями повинні бути укладені в захисні кожухи зі сталевих труб обладнані відповідно до вимог нормативних документів за п.7.13.80 даних Правил. 7.13.91. Прокладання наземних і підземних нафтогазоконденсатопроводів через населені пункти не допускається. 7.13.92. Профіль прокладки повинен бути самокомпенсованим або трубопроводи повинні обладнуватись компенсаторами кількість і тип яких визначаються розрахунком та вказуються в проекті. 7.13.93. У районах де можуть виникнути зсуви земляних мас під впливом природнокліматичних особливостей необхідно передбачати заходи для захисту трубопроводів від їх дії. При ґрунтах з недостатньою несучою здатністю компенсуючі заходи повинні запобігати ушкодженню трубопроводу від осідання або підняття. При скелястому ґрунті повинна бути передбачена відповідна оболонка обшивка або укладка баластових пластів. За наявності профілю що різко змінюється в гірських умовах необхідно передбачити прокладання трубопроводів у лотках для максимальної утилізації можливих аварійних викидів вуглеводнів і зниження техногенного впливу на навколишнє середовище. 7.13.94. Запірну арматуру на трубопроводах необхідно відкривати і закривати повільно щоб уникнути гідравлічного удару. 7.13.95. На всій запірній арматурі трубопроводів яка має редуктор або запірний орган зі схованим рухом штока повинні бути покажчики що вказують напрямок їх обертання: "Відкрито" "Закрито". Уся запірна арматура повинна бути пронумерована відповідно до технологічної схеми. 7.13.96. Викидні трубопроводи-шлейфи від свердловин повинні бути обладнані відсічними клапанами або іншими запірними пристроями що автоматично перекривають потік рідини зі свердловини при аварійній розгерметизації шлейфу. Якщо трубопровід не розрахований на статичний тиск свердловини необхідно встановлювати також і запобіжні клапани. 7.13.97. Перед введенням в експлуатацію ділянка або весь трубопровід повинен піддаватись очищенню порожнини та випробуванням на міцність і герметичність. Ці операції проводяться після повної готовності ділянки або всього трубопроводу засипання обвалування або кріплення на опорах встановлення арматури і приладів катодних виводів підготовки виконавчої документації на об'єкт який випробовується . 7.13.98. Продування і випробування нафтогазозбірних трубопроводів необхідно здійснювати відповідно до проектної документації і інструкції. 7.13.99. Способи випробування та очищення порожнини трубопроводів встановлюються проектною організацією в робочому проекті проекті на ведення робіт. 7.13.100. Перед початком продування і випробування трубопроводу газом або повітрям повинні бути визначені і позначені знаками небезпечні зони в яких заборонено знаходитись людям під час зазначених робіт таблиця 1 . 7.13.101. При гідравлічних випробуваннях та видаленні води з трубопроводів після випробувань повинні бути встановлені небезпечні зони таблиця 2 які необхідно позначити на місцевості попереджувальними знаками. Таблиця 1 Зони безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом Умовний діаметр трубопроводу мм Протяжність небезпечної зони при очищенні порожнини в обидва боки від трубопроводу м Протяжність небезпечної зони при очищенні порожнини в напрямку вильоту йоржа чи поршня м Протяжність небезпечної зони при випробуванні в обидва боки від трубопроводу М До 300 40 600 100 300-500 60 800 150 500-800 60 800 200 800-1000 100 1000 250 1000-1400 100 1000 250 7.13.102. При продуванні трубопроводу мінімальні відстані від місця випуску газу до споруд залізниць і шосейних доріг ліній електропередачі населених пунктів слід визначати згідно з таблицею 1 цих Правил. Таблиця 2 Зони безпеки при гідравлічних випробуваннях трубопроводів   Діаметр трубопроводу мм   Протяжність небезпечної зони при тиску випробування 82 5 кгс/см2 в обидва боки від осі трубопроводу м   Протяжність небезпечної зони при тиску випробування 82 5 кгс/см2 у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу м Протяжність небезпечної зони при тиску випробування понад 82 5 кгс/см2 в обидва боки від осі трубопроводу м   Протяжність небезпечної зони при тиску випробування понад 82 5 кгс/см2 у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу м   До 100 50 500 80 800 100-300 75 600 100 900 300-500 75 800 100 1200 500-800 75 800 100 1200 800-1000 100 1000 150 1500 1000-1400 100 1000 150 1500   7.13.103. Продування та випробування трубопроводів газом який вміщує сірководень забороняються. 7.13.104. Пневматичні випробування трубопроводів наново побудованих необхідно здійснювати повітрям або інертним газом; пневматичні випробування трубопроводів що раніше транспортували вуглеводневі вибухонебезпечні середовища - інертним газом або середовищем що транспортується. 7.13.105. Для спостереження за станом трубопроводу під час продування або випробування повинні виставлятись чергові пости які зобов'язані: - вести спостереження за закріпленою за ними ділянкою трубопроводу; - не допускати перебування людей тварин та руху транспортних засобів у небезпечній зоні і на дорогах закритих для руху при випробуванні наземних або підземних трубопроводів; - негайно повідомляти керівника робіт про всі обставини які перешкоджають проведенню продування і випробування або створюють загрозу для людей тварин споруд і транспортних засобів що знаходяться поблизу трубопроводу. Обхідники обходять трасу після зниження тиску до Рроб. 7.13.106. Підведення інертного газу або пари до трубопроводів для продування слід проводити за допомогою знімних трубопроводів або гнучких шлангів зі встановленням запірної арматури з обох боків знімної ділянки; після закінчення продування ці ділянки трубопроводів або шланги повинні бути зняті а на запірній арматурі встановлені заглушки. 7.13.107. Перед введенням трубопроводу в експлуатацію необхідно провести витиснення з трубопроводу повітря газом тиском не більше 2 кгс/см2 у місці його подачі. Після закінчення витіснення повітря газом що виходить з газопроводу вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1 %. 7.13.108. При випробуванні газопроводу газом в зоні перетинання ним залізниці автомобільної дороги або поблизу населеного пункту господарського об'єкта слід погодити час випробування і заходи безпеки з представниками органів місцевої влади та організацією яка експлуатує цей об'єкт включаючи дороги різного типу . 7.13.109. На території охоронної зони нафтогазопроводів не допускається облаштування каналізаційних колодязів та інших не передбачених проектом заглиблень за винятком заглиблень що виконуються при ремонті або реконструкції за планом проведення робіт. 7.13.110. Планова періодичність і обсяги обстежень трубопроводів встановлюється нафтогазовидобувним підприємством з урахуванням властивостей середовища що транспортується умов його транспортування і швидкості корозійних процесів але не рідше 1 разу на 4 роки. Крім того обстеження трубопроводів повинні проводитись після надзвичайних випадків землетруси зсуви тощо . Основні результати обстежень трубопроводів повинні бути відображені в технічному паспорті. 7.13.111. Експлуатація трубопроводів повинна здійснюватись при параметрах що не перевищують передбачені проектом. 7.13.112. Забороняється експлуатація трубопроводів призначених для перекачування горючих і агресивних газів та продуктів за наявності "хомутів" та інших пристроїв які застосовуються для тимчасової герметизації трубопроводів у польових умовах при ліквідації наскрізних дефектів. Допускається як виняток лише тимчасова експлуатація трубопроводів за наявності “хомутів” за умови вжиття додаткових заходів щодо їх безпечної експлуатації з дозволу територіальних органів Держнаглядохоронпраці. 7.13.113. Спуск у колодязі та інші заглиблення на території охоронної зони обхіднику під час профілактичних оглядів нафтогазопроводів забороняється. У разі необхідності спуску слід виконувати вимоги підрозділу 5.10 цих Правил. 7.13.114. Термін проведення ревізії промислових трубопроводів встановлюється підприємством залежно від швидкості корозійно-ерозійних процесів з урахуванням досвіду експлуатації аналогічних трубопроводів результатів зовнішнього огляду попередньої ревізії та необхідності забезпечення безпечної і безаварійної експлуатації трубопроводів у період між ревізіями але не рідше 1 разу на 8 років. Першу ревізію введених в експлуатацію промислових трубопроводів слід проводити не пізніше ніж через один рік після початку експлуатації. 7.13.115. Ревізії промислових трубопроводів повинні проводитись відповідно до встановленого порядку за графіком розробленим службою технічного нагляду і затвердженим технічним керівництвом підприємства. 7.13.116. Періодичні випробування трубопроводів на міцність і герметичність необхідно проводити як правило під час ревізії трубопроводів. 7.13.117. Періодичний контроль стану ізоляційного покриття трубопроводів проводиться існуючими методами діагностування які дозволяють виявляти ушкодження ізоляції без розкриття ґрунту за графіком затвердженим керівником підприємства.   Промислові газорозподільні станції   7.13.118. Експлуатація промислових газорозподільних станцій повинна здійснюватися відповідно до вимог “Правил безпеки при експлуатації магістральних газопроводів” та “Правил технічної експлуатації магістральних газопроводів”.   Резервуарні парки   7.13.119. Ці вимоги поширюються на сталеві зварні резервуари призначені для збору зберігання стабільного конденсату сирої і товарної нафти а також збору і очищення води перед її закачуванням у пласти з тиском насичених парів не вище 93 3 кПа. 7.13.120. Вибір типу резервуара його обв’язки та внутрішньої оснащеності протикорозійного покриття способу монтажу обґрунтовується проектом залежно від місткості призначення кліматичних умов характеристики середовищ а також з урахуванням максимального зниження втрат. 7.13.121. При обслуговуванні і ремонті резервуарів з-під нафти нафтопродуктів та конденсату дозволяється використовувати лише переносні світильники у вибухозахищеному виконанні. 7.13.122. Отвір замірного люка по внутрішньому діаметру повинен бути обладнаний кільцем з матеріалу який не дає іскор під час руху замірної стрічки. 7.13.123. При відкриванні замірного люка замірюванні рівня відбиранні проб працівник не повинен ставати з підвітряного боку по відношенню до замірного люку. 7.13.124. Для обслуговування дихальних та запобіжних клапанів люків та іншої арматури які розташовані на даху резервуара повинні бути влаштовані металічні площадки з’єднані між собою переходами завширшки не менше 0 6 м. Площадки і переходи повинні мати перила. Ходити безпосередньо по даху резервуара при його обслуговуванні забороняється. 7.13.125. На резервуарах які не мають перильного огородження по всьому обводу даху біля місця виходу зі сходів на даху резервуара повинна бути змонтована площадка з перилами висотою не менше 1 м і нижнім бортом висотою не менше 15 см. Якщо верхня площадка змонтована поза дахом то вона по краю повинна бути огороджена перилами. Замірний люк замірний пристрій та інша арматура повинні знаходитись на огородженій площадці. 7.13.126. Дихальна арматура встановлена на даху резервуара повинна відповідати проектному надлишковому тискові і вакууму. 7.13.127. Резервуари до яких при мінусовій температурі навколишнього повітря надходять нафта вода з температурою вище 0°С оснащуються дихальними клапанами які не примерзають. 7.13.128. Не допускається монтаж резервуарів місткістю понад 10000 м3 рулонним методом. 7.13.129. Вертикальні шви першого пояса стінки резервуара не повинні бути розташовані між приймально-роздавальними патрубками; шви приварювання окремих елементів обладнання повинні розташовуватися не ближче 500 мм один від одного та від вертикальних з'єднань стінки не ближче 200 мм від горизонтальних з'єднань. 7.13.130. Кожен окремо розташований резервуар або групу резервуарів необхідно обгороджувати суцільним земляним валом розрахованим на номінальний об’єм рідини яка розлилася з резервуара у випадку групи резервуарів - з найбільшого резервуара . Обвалування резервуарного парку повинно підтримуватися в справному стані. У межах обвалування не допускається наявність сухої трави та ґрунту просоченого нафтопродуктами. 7.13.131. Розміщення засувок усередині обвалування не допускається крім запірних і корінних встановлених безпосередньо біля резервуара і призначених для обслуговування лише цього резервуара. Колодязі і камери керування засувками слід розташовувати з зовнішнього боку обвалування. 7.13.132. Фундамент відмостки резервуара повинен захищатися від розмивання поверхневими водами для чого необхідно забезпечити постійне відведення вод по каналізації до очисних споруд. 7.13.133. Скидання забруднень після зачищення резервуарів до каналізації не допускається. Стічні води які утворюються при зачищенні резервуарів відводяться по тимчасово прокладених трубопроводах до шламонакопичувачів для відстоювання. 7.13.134. Конструкція резервуарів їх взаємне розташування і відстані між окремими резервуарами та групами резервуарів повинні відповідати вимогам ВБН В.2.2-58.1-94. 7.13.135. При спорудженні резервуарів відповідно до вимог ВБН В.2.2-58.2-94 необхідно провести такий комплекс робіт: а контроль якості зварних з’єднань резервуарів; б гідравлічні випробування; в перевірка горизонтальності зовнішнього контуру днища; г перевірка геометричної форми стінки резервуара. 7.13.136. Резервуари що знаходяться в експлуатації повинні бути забезпечені: а технічним паспортом резервуара; б технічним паспортом на понтон; в градуювальною таблицею резервуара; г технологічною картою резервуара; д журналом поточного обслуговування; е схемою нівелювання основи; ж схемою блискавкозахисту і захисту резервуара від проявів статичної електрики; з виконавчою документацією на будівництво резервуара. 7.13.137. Діагностування здійснює спеціалізована організація яка має дозвіл Держнаглядохоронпраці на цей вид діяльності. 7.13.138. Забороняється одночасне виконання операцій з відключення діючого резервуару та включення резервного порожнього . 7.13.139. Дихальні та гідравлічні клапани повинні ревізуватися з періодичністю встановленою головним інженером підприємства але не рідше 1 разу на місяць. 7.13.140. Швидкість наповнення чи спорожнення резервуару не повинна перевищувати нормативної пропускної здатності дихальних клапанів. 7.13.141. Розташування прийомного трубопроводу резервуару повинно забезпечувати подачу конденсату під рівень рідини. Забороняється подача конденсату в резервуар падаючим струменем.   Системи утилізації промстоків   7.13.142. Стічні води установок підготовки нафти газу і газового конденсату повинні піддаватися нейтралізації очищенню і утилізації відповідно до технічних рішень передбачених проектом та погоджених з органами природоохоронного і санітарного нагляду. 7.13.143. За збором стічних вод ступенем їхнього забруднення ефективністю роботи очисних споруд і систем утилізації повинен бути встановлений контроль за графіком погодженим з органом санітарного нагляду. Вміст нафтопродуктів і шкідливих речовин у стоках не повинен перевищувати встановлених норм. 7.13.144. Забороняється експлуатація каналізації з несправними або неправильно виконаними гідравлічними затворами. У кожному гідрозатворі шар води який утворює затвор повинен мати висоту не менше 0 25 м. 7.13.145. Колодязі промислової каналізації та іншого призначення на території промислової установки та за її межами повинні утримуватися постійно закритими. Кришки колодязів повинні бути засипані шаром піску не менше 10 см у сталевому або залізобетонному кільці. 7.13.146. Колодязі у яких проводиться робота повинні бути обгороджені біля них вивішені попереджувальні знаки і плакати з написом: "Ведуться роботи". 7.13.147. Не допускається експлуатація промислової каналізації при несправних або забруднених очисних пристроях які не забезпечують належного очищення стічних вод.    7.14. Факельні системи   7.14.1. Вимоги цього розділу поширюються на факельні системи і окремі факельні установки об'єктів облаштування нафтових газових і газоконденсатних родовищ викидання газу в атмосферу на яких без спалювання не дозволяється. 7.14.2. Комплектність факельних систем конструкція обладнання і оснащення яке входить до їх складу умови експлуатації повинні відповідати вимогам НАОП 1.1.23-1.14-84: 7.14.2.1. Конструкція факельної установки повинна забезпечувати стабільне горіння в широкому інтервалі витрат газів і пари запобігати проникненню повітря через верхній зріз факельного стовбура. 7.14.2.2. Розпалювання факела повинно бути автоматичним та дистанційно керованим. 7.14.2.3. Факельна установка повинна бути оснащена пристроєм регулювання тиску паливного газу який подається на чергові пальники. 7.14.2.4. Факельну установку слід розташовувати з урахуванням рози вітрів мінімальної довжини факельних трубопроводів і з урахуванням допустимої густини теплового потоку. 7.14.2.5. Територія навколо факельного стовбура а також споруджень факельної установки повинна бути спланована до них повинен бути забезпечений під'їзд. 7.14.2.6. Територія навколо факельного стовбура в радіусі його висоти але не менше 30 м відгороджується і позначається. В огородженні повинні бути обладнані проходи для персоналу і ворота для проїзду транспорту. Кількість проходів має дорівнювати числу факельних стовбурів причому шлях до кожного стовбура повинен бути найкоротшим. 7.14.2.7. Не допускається влаштування колодязів приямків та інших заглиблень у межах обгородженої території. 7.14.2.8. Факельні колектори і трубопроводи повинні бути мінімальної довжини і мати мінімальне число поворотів. Основний спосіб прокладення трубопроводів - надземний на опорах або естакадах. В обґрунтованих випадках допускається підземне прокладання трубопроводів. 7.14.2.9. Колектори і трубопроводи факельних систем повинні мати за необхідності теплову ізоляцію і або на них повинні бути встановлені обігрівальні супутники для запобігання конденсації і кристалізації речовин у факельних системах. 7.14.2.10. Факельні колектори і трубопроводи необхідно прокладати з ухилом у бік пристроїв збору конденсату не менше 0 003. Якщо неможливо дотримати зазначений ухил у нижчих точках трубопроводів слід розміщувати додаткові пристрої для відведення конденсату. 7.14.2.11. Дистанційний контроль з використанням моніторів та керування роботою факельної системи слід здійснювати з приміщення операторної або приміщення КВП технологічної установки об'єкта що скидає газ у систему; контроль і керування загальною факельною системою - з приміщення операторної однієї з установок найближчої до факельної установки. 7.14.2.12. Насоси для перекачування конденсату повинні оснащуватись блокуваннями для забезпечення надійної і безаварійної роботи та автоматичним вмиканням і вимиканням насосів при досягненні граничного рівня рідини в місткості збору конденсату. 7.14.2.13. На підприємствах що експлуатують факельні системи повинні бути складені і затверджені інструкції з їх безпечної експлуатації. 7.14.2.14. У газах та парі які спалюються на факельній установці не повинно бути краплинної рідини і твердих часток. Для відділення краплинної рідини що випадає в факельних трубопроводах і твердих часток необхідно передбачати системи збору та видалення конденсату сепаратори конденсатозбірники та ін. . Конденсат факельного сепаратора повинен відводитись автоматично або вручну – не рідше 1 разу на зміну. 7.14.2.15. Для запобігання утворенню в факельній системі вибухонебезпечної суміші слід виключити можливість підсмоктування повітря і передбачити безупинну подачу продувного газу до факельного колектора газопроводу якщо в технологічному процесі не передбачено постійних скидань. Факельні колектори повинні обладнуватися вогнеперегороджувальними клапанами. В процесі експлуатації факельної системи не допускається можливість закупорки факельного колектору льодяними пробками. Як продувний газ застосовують супутній або природний інертний гази у тому числі гази які одержують на технологічних установках і використовують як інертні гази. 7.14.2.16. Перед кожним пуском факельна система повинна бути продута парою або інертним газом щоб вміст кисню біля основи факельного стовбура був не більше 25% від нижньої межі вибуховості перевірений степінь загазованості біля пульта запалювання і пристроїв збору та відкачування конденсату за допомогою переносних газоаналізаторів спеціально навченим персоналом. 7.14.2.17. Факельні установки повинні бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння відповідно до Рекомендацій щодо оснащення об’єктів первинними засобами пожежогасіння додаток № 3 до НАПБ А.01.001-95 . 7.14.2.18. У зоні огородження обвалування факельного стовбура забороняється знаходитись особам не пов'язаним з обслуговуванням факельних систем.   8. ВЕДЕННЯ ГЕОФІЗИЧНИХ РОБІТ НА НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИНАХ   8.1. Загальні положення   8.1.1. Геофізичні роботи в нафтових і газових свердловинах виконуються спеціалізованими організаціями за угодами які укладаються з буровими видобувними та іншими підприємствами у яких визначаються зобов'язання обох сторін щодо безпечного проведення робіт. 8.1.2. Обсяги геофізичних робіт методи та інтервали досліджень повинні виконуватись відповідно до чинних нормативних документів та проекту на будівництво свердловини з урахуванням фактичних умов буріння вирішуваних задач та очікуваних результатів. 8.1.3. Геофізичні роботи дозволяється проводити після спеціальної підготовки стовбура і території свердловини що забезпечує зручну і безпечну експлуатацію наземного обладнання безперешкодний спуск підйом свердловинних приладів і апаратів на кабелі до інтервалу досліджень або до вибою. Готовність території і свердловини для проведення геофізичних робіт підтверджується двостороннім актом додатки 10 11 . 8.1.4. Геофізичні роботи повинні вестись у присутності повністю укомплектованої бурової бригади та представника підприємства в віданні якого знаходиться свердловина. До геофізичних робіт може залучатися робочий персонал бурової ремонтної бригади і обладнання за взаємним узгодженням сторін. Забороняється проводити геофізичні дослідження в свердловинах: а при газонафтоводопроявах; б при поглинанні бурового розчину зі зниженням рівня понад 15 м на годину ; в при невідповідності бурового розчину вимогам технологічного регламенту; г при виконанні на свердловині робіт не пов’язаних з геофізичними дослідженнями. 8.1.5. При організації і проведенні геофізичних робіт слід дотримуватись вимог цих Правил діючих інструкцій з видів досліджень та операцій ДНАОП 0.00-1.21-98 ДНАОП 0.00-1.17-92 інших нормативних документів з питань охорони праці. При роботі на свердловинах геофізична техніка повинна встановлюватись так щоб була забезпечена достатня видимість і сигналізаційний зв’язок між лабораторією підйомником та гирлом свердловини. Підйомник каротажної станції повинен бути загальмований і надійно закріплений. 8.1.6. Виникаючі в процесі проведення геофізичних робіт аварії та ускладнення ліквідуються відповідно до спільно складеного підприємством-замовником і виконавцем геофізичних робіт плану з використанням технічних засобів обох сторін. 8.1.7. Будь-які геофізичні роботи в свердловині забороняються якщо відсутній або непрацездатний пристрій для відрубування каротажного кабелю. 8.1.8. При неможливості витягти зі свердловини прилад з радіоактивним джерелом останній за узгодженням з органами саннагляду повинен бути збитий на вибій і зацементований. Подальше буріння свердловини повинно вестись при дозиметричному контролі промивної рідини. 8.1.9. Про всі випадки залишення в свердловині ПВА з ВМ слід негайно інформувати територіальний орган Держнаглядохоронпраці. 8.1.10. Піднята зі свердловини ПВА що не підлягає розряджанню внаслідок деформації корпусу повинна знищуватися на місці виконання ПВР з дотриманням заходів безпеки передбачених експлуатаційною документацією. Порядок знищення ВМ на місцях робіт має бути погоджений з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. 8.2. Вимоги до геофізичної апаратури і обладнання 8.2.1. Геофізичні роботи в нафтових газових газоконденсатних та нагнітальних свердловинах повинні проводитись із застосуванням обладнання кабелю і апаратури технічні характеристики яких відповідають геолого-технічним умовам свердловин що буряться і експлуатуються. 8.2.2. Каротажні підйомники повинні бути укомплектовані: а підвісними і направляючими блоками упорними башмаками та пристроєм для рубання кабелю; б засобами візуального контролю за глибиною спуско-підняття кабелю швидкістю його просування і натягу; в з’єднувальними кабелями з міцним електроізоляційним покриттям: г механічним кабелеукладачем. 8.2.3. Для проведення геофізичних робіт у свердловинах під тиском у комплект наземного обладнання повинні входити лубрикаторні пристрої. 8.2.4. До геофізичних робіт допускаються сертифіковані обладнання кабель та апаратура. 8.2.5. Дослідні і експериментальні зразки геофізичної техніки допускаються до застосування лише за наявності дозволу підприємства у віданні якого знаходиться свердловина та після узгодження з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. 8.2.6. Конструкції приладових головок повинні забезпечувати приєднання приладів до уніфікованих кабельних наконечників і складання компоновок комплексної або комбінованої багатопараметрової апаратури. Захисний ковпак кабельної головки повинен мати конструкцію яка забезпечує його захоплення ловильним інструментом. Ловильний інструмент під усі типи головок які використовуються повинен входити до комплекту геофізичної апаратури. 8.2.7. Міцність кріплення приладу до кабелю за допомогою кабельних наконечників повинна бути нижче розривного зусилля відповідного типу кабелю. 8.2.8. При геофізичних роботах повинен застосовуватись кабель який не має порушень броньового покриття. Цілісність броні повинна періодично перевірятись а після робіт в агресивних середовищах кабель повинен випробуватись на розривне зусилля. 8.2.9. При проведенні прострілочно-вибухових робіт ПВР забороняється застосування вибухових патронів з незахищеними системами електропідривання або без блокувальних пристроїв.   8.3. Геофізичні роботи при бурінні свердловин   8.3.1. При каротажі пробуреного стовбура свердловини підйомник і лабораторія повинні встановлюватись так щоб забезпечувалися добрий огляд гирла вільний прохід працівників на містки та сигналізаційний зв'язок між ними і гирлом свердловини. 8.3.2. Підвісний блок повинен бути надійно закріплений на талевій системі бурової установки і піднятий над гирлом свердловини на висоту яка забезпечує спуск кабелю з приладами в свердловину по її осі. 8.3.3. Перед початком геофізичних робіт повинна бути перевірена справність гальмівної системи каротажного підйомника кабелеукладача захисних загороджень цілісності заземлюючого проводу і з’єднувальних кабелів. 8.3.4. Спуск і підйом кабелю повинні проводитись з контролем глибини натягу та зі швидкостями які обираються залежно від конструкції свердловини і рекомендовані для відповідних типів апаратури і пристроїв. 8.3.5. При непроходженні приладу до інтервалу досліджень або до вибою допускається проведення каротажу через буровий інструмент низ якого обладнаний спеціальною воронкою а також із застосуванням технології синхронного спуску геофізичного кабелю та бурового інструменту. 8.3.6. При випробуванні і дослідженні свердловин кабельними приладами ВПК а також при гідродинамічних дослідженнях підготовка до спуску ВПК повинна проводитись на містках бурової на спеціальних підкладках. Розгерметизація пробовідбірників ВПК на свердловині допускається лише з застосуванням спеціальних пристроїв. 8.3.7. Проведення робіт із трубними пластовипробувачами допускається в свердловинах при справних буровому інструменті насосах. Випробування об'єктів залежно від їх завдань може проводитись без та з випуском рідини доливу і пластового флюїду на поверхню. 8.3.8. При випробуванні свердловини з виведенням пластового флюїду на поверхню необхідно: а розрахувати колону бурильних труб на надлишковий внутрішній і зовнішній тиски які можуть виникнути в процесі випробування а також на розтяжне зусилля; б обладнати бурильну колону кульовим краном і спеціальною гирловою головкою опресувавши їх на тиск який на 10% перевищує очікуваний в процесі операції; в провести обв'язку гирла з маніфольдом бурових насосів та викидної лінії превентерної установки; г забезпечити можливість прямого і зворотного закачування бурового розчину в свердловину; д погодити схему обв'язки гирла з територіальними органами Держнаглядохоронпраці; е обладнати гирло свердловини робочою площадкою для екстреного закриття аварійного крана на спеціальній гирловій головці при піднятті бурильної колони з елементами обв'язки над столом ротора; ж забезпечити на буровій у місцях виходу пластового флюїду активну вентиляцію. 8.3.9. Забороняється вести роботи із трубними пластовипробувачами в свердловинах без обладнання їх превентерною установкою. 8.3.10. Проведення робіт із трубними пластовипробувачами в умовах поглинання промивної рідини і слабкому прояві свердловини допускається при вжитті додаткових заходів які забезпечують безаварійність і безпеку робіт. 8.3.11. Геофізичні дослідження в обсадженому стовбурі свердловини повинні забезпечувати одержання інформації про здатність кріплення заколонного простору виключити можливість перетоку між пластами та вихід флюїду на поверхню. 8.3.12. Станція геолого-технічних досліджень повинна встановлюватися за типовою схемою прив'язки її до бурової установки. З’єднувальні кабелі та газоповітряна лінія повинні бути підвішені на опорах або розміщені в охоронних пристроях. 8.3.13. Ділянка жолобної системи де встановлюються дегазатор і датчики контролю параметрів бурового розчину повинна бути освітлена у темний час доби. 8.3.14. Перед початком проведення досліджень начальник партії загону геолого-технічних досліджень разом з буровим майстром повинні провести цільовий інструктаж працівників бурової бригади і партії геологічних досліджень щодо безпечних методів експлуатації геофізичного обладнання і взаємодії під час виконання технологічних операцій з записом у журналі проведення інструктажів з охорони праці бурової бригади. 8.3.15. Буровий майстер зобов'язаний інформувати начальника партії загону про відхилення від проектного технологічного режиму буріння і фізико-хімічного складу промивної рідини. Газовий каротаж не повинен проводитись при добавках у буровий розчин нафти. 8.3.16. Після закінчення буріння перед геофізичними дослідженнями циркуляція повинна бути продовжена до повного вирівнювання параметрів бурового розчину. При знаходженні вибою свердловини перед підняттям бурильного інструменту за 50 м до розкриття продуктивних горизонтів а також при розкритих продуктивних горизонтах промивання продовжується до повного вирівнювання параметрів бурового розчину але не менше ніж протягом одного циклу. 8.3.17. Черговий оператор СГТД газокаротажної станції зобов'язаний оперативно інформувати бурильника а за ним і майстра про всі відхилення від нормальних показників газовмісту витрати на виході інших параметрів розчину механічної швидкості тощо з наступним записом про це у вахтовому журналі.   8.4. Геофізичні роботи при експлуатації свердловин   8.4.1. Геофізичні дослідження в процесі експлуатації свердловин проводяться відповідно до планів геолого-технічних заходів і типових або індивідуальних проектів на підземний ремонт свердловин. 8.4.2. Геофізичні дослідження в процесі розробки родовища проводяться у всіх категоріях свердловин за наявності робочих площадок які забезпечують безпечне проведення робіт з геофізичним гирловим обладнанням. 8.4.3. При проведенні дослідних робіт у свердловинах через НКТ низ їх повинен бути обладнаний спеціальною воронкою. 8.4.4. При дослідженнях у нагнітальних свердловинах для спуску-підняття приладів допускається короткочасне стравлювання тиску. Скидна вода що використовується як робочий агент повинна відводитись до спеціально підготовленого приймача. 8.4.5. При дослідженнях у видобувних свердловинах рідина що просочується через герметизатор кабелю повинна відводитись у спеціальну місткість яка доставляється до гирла свердловини замовником і встановлюється біля гирла свердловини. 8.4.6. Свердловини з високим тиском на гирлі повинні досліджуватись з застосуванням пересувного лубрикаторного обладнання. 8.4.7. В усіх випадках дослідження свердловини через НКТ і за міжтрубним простором швидкість підняття кабелю повинна знижуватись при підході до башмака НКТ глибинного насоса і гирла свердловини. 8.4.8. Працівникам геофізичної партії загону дозволяється керування центральною засувкою фонтанної запірної арматури в процесі проведення робіт на свердловині. Відкривати і закривати засувки слід повільно не допускаючи гідроударів при зміні тиску. 8.4.9. Роботи із застосуванням геофізичних методів впливу на привибійну зону як у робочому режимі свердловини так і при перебуванні її у капітальному ремонті повинні здійснюватись за індивідуальною програмою.    8.5. Перфорація обсадних колон   8.5.1. Прострілочно-вибухові роботи ПВР у свердловинах проводяться відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.17-92. 8.5.2. Заходи безпеки що випливають із прийнятої технології ПВР повинні бути зазначені в "Технічному проекті на виконання ПВР" по кожній конкретній свердловині. Розроблений геофізичною організацією підрядником "Технічний проект..." повинен бути погоджений з буровим нафтогазовидобувним підприємством замовником . 8.5.3. При виконанні ПВР у складі складних технологій випробування і освоєння свердловин що вимагають безпосередньої взаємодії персоналу підрядника і замовника роботи повинні виконуватися за планами які сумісно затверджуються їх керівниками. 8.5.4. Керівник підрозділу з виконання ПВР начальник партії загону повинен мати право відповідального керівництва підривними роботами. Керівник підривних робіт які виконуються з застосуванням електропідривання повинен пройти навчання з електробезпеки з присвоєнням кваліфікаційної групи не нижче III. 8.5.5. Безпосередню роботу з вибуховими матеріалами ВМ можуть виконувати лише підривники каротажники що мають Єдину книжку підривника . Окремі операції щодо роботи з прострілочно-вибуховою апаратурою ПВА які не пов'язані з поводженням із засобами ініціювання ЗІ монтажем і перевіркою електропідривної мережі ЕПМ поводженням із ПВА що відмовила можуть виконувати проінструктовані у встановленому порядку робітники геофізичних партій загонів під безпосереднім керівництвом підривника або керівника підривних робіт. 8.5.6. Обслуговуючий негеофізичне обладнання персонал що залучається для виконання спуско-підйомних операцій і задіяння пристроїв які спускаються на насосно-компресорних або бурильних трубах повинен бути проінструктований керівником підривних робіт у частині заходів безпеки і працювати під керівництвом його та бурового майстра. 8.5.7. Геофізичні організації повинні мати експлуатаційну документацію на всі типи ПВА які застосовуються ними вироби з вибухових речовин ВР прилади вибухової справи і керуватися цією документацією на всіх стадіях поводження з ними. 8.5.8. Умови застосування ПВА в свердловинах максимальні температура і гідростатичний тиск мінімальний прохідний діаметр та ін. повинні суворо відповідати умовам що допускаються експлуатаційною документацією на конкретну ПВА. У свердловинах з температурою і тиском в інтервалі перфорації інтенсифікації на рівні гранично допустимих ? 10% для апаратури яка використовується обов'язкове проведення вимірів цих параметрів перед спуском ПВА. 8.5.9. Приступати до виконання ПВР на свердловині дозволяється лише після закінчення робіт з підготовки її території стовбура і обладнання до ПВР підтвердженого "Актом готовності свердловини для виконання ПВР" підписаним представниками замовника та підрядника. 8.5.10. При виконанні ПВР гирло свердловини повинне обладнуватись запірною арматурою що забезпечує герметизацію при спуску спрацьовуванні та піднятті ПВА. 8.5.11. Контрольне шаблонування стовбура свердловини необхідно виконувати спуском на кабелі шаблона діаметр маса і довжина якого повинні відповідати габаритно-масовим технічним характеристикам застосовуваної ПВА. При використанні ПВА нежорсткої конструкції безкорпусних перфораторів порохових генераторів тиску шнурових торпед та ін. обмеження по довжині шаблона виготовленого з крихкого що легко розбурюється метала не встановлюються. 8.5.12. Незалежно від наявності електроустановок усі металоконструкції свердловини повинні мати надійний металевий зв'язок між собою і заземлюватись на єдиний заземлювач контур заземлення свердловини . 8.5.13. На свердловині повинні бути підготовлені площадки для робіт зі спорядження і заряджання ПВА. Ці площадки повинні бути віддалені від житлових і побутових приміщень які розміщені у межах виробничої зони та від гирла свердловини не менше ніж на 50м. При неможливості забезпечення зазначених відстаней розташовувати площадку необхідно з урахуванням мінімального ризику за погодженням з територіальним органом Держнаглядохоронпраці і зазначенням у проекті на виконання ПВР. 8.5.14. Навколо місць роботи з ВМ і ПВА повинні бути виставлені знаки позначення меж небезпечних зон підривних робіт: а місць спорядження ПВА - радіусом не менше 20м; б гирла свердловини - радіусом не менше 50 м. 8.5.15. Для приєднання окремих заземлюючих провідників геофізичного обладнання на металоконструкції свердловини в легкодоступному добре видимому місці знаком "Земля" повинна бути позначена точка підключення. 8.5.16. При виконанні ПВР у темний час доби на свердловині повинне бути освітлення виконане з урахуванням вимог ДНАОП 0.00-1.17-92. 8.5.17. При використанні електричного методу підривання повинні вживатись заходи щодо захисту від блукаючих струмів. В особливих випадках при неможливості їх виконання роботи з ЗІ та з монтажу ЕПС необхідно вести з дотриманням спеціальних заходів які розробляються геофізичними організаціями і зазначені в "Технічному проекті на виконання ПВР". При цьому у першу чергу повинне передбачатися застосування допущених Держнаглядохоронпраці України технічних засобів захисту від блукаючих струмів - захищених систем електропідривання блокувань та ін. 8.5.18. Перевірка справності цілком змонтованої ЕПС повинна виконуватись замірюванням опору при провідності допущеним для цієї мети Держнаглядохоронпраці приладом після спуску апарата на глибину не менше 50 м. Після цього радіус небезпечної зони навколо гирла свердловини може бути зменшений за вказівкою керівника підривних робіт. 8.5.19. При піднятті задіяної ПВА у разі відсутності апаратурного контролю за фактом і повнотою підривання аж до огляду ПВА підривником режим небезпечної зони навколо гирла свердловини повинен зберігатися. 8.5.20. ПВР у свердловині повинні виконуватись безупинно. При тривалих роботах повинні бути як мінімум дві зміни їх виконавців. 8.5.21. Через 48 годин після першого прострілу перфорація повинна бути припинена для проведення шаблонування та промивки свердловин з метою дегазації бурового розчину та приведення його параметрів у відповідність до плану робіт. 8.5.22. При виникненні переливу з швидким наростанням темпу слід терміново відрубати каротажний кабель за допомогою спеціального пристрою та герметизувати гирло.   9. ДОДАТКОВІ ВИМОГИ БЕЗПЕКИ ПРИ РОЗРОБЦІ РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ ЩО МІСТИТЬ СІРКОВОДЕНЬ   9.1. Загальні положення   9.1.1 Додаткові вимоги поширюються на об'єкти нафтових і газових родовищ у продукції яких міститься сірководень у кількостях достатніх з урахуванням інтенсивності викиду для утворення на території об'єктів і за їх межами загазованих зон з концентрацією сірководню що перевищує гранично допустимі санітарні норми. Виконання вимог має гарантувати безпеку персоналу і населення запобігти виникненню аварійних ситуацій. 9.1.2. Виробничі об'єкти розвідування та облаштування нафтових газових і газоконденсатних родовищ що містять сірководень та інші шкідливі речовини повинні бути ідентифіковані за класами небезпеки можливих викидів і витоків пари та газів в атмосферу відповідно до вимог ГОСТ 12.1.007-76. Вимоги цього розділу Правил поширюються на виробничі об'єкти що містять джерела можливих викидів та витоків в атмосферу шкідливих речовин і сумішей що відносяться до третього і більш високих класів небезпеки. Для таких об'єктів повинна бути встановлена буферна захисна зона. 9.1.3. Роботи з розкриття продуктивного пласта перфорації викликання припливу гідродинамічні дослідження та інші небезпечні операції необхідно проводити за планом під керівництвом відповідальної особи що призначається наказом по підприємству. 9.1.4. При роботі в дихальному апараті на гирлі свердловини або біля іншого джерела виділення сірководню виконавці та керівник робіт повинні мати радіопереговорний пристрій. 9.1.5. На кожному технологічному об’єкті повинен бути план локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій де повинен бути розділ про роботу в сірководневому середовищі. 9.1.6. В плані локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій пов’язаних з можливою появою в повітрі робочої зони токсичних речовин концентрацією вище ГДК повинні бути визначені схеми розміщення та шляхи евакуації людей під’їзні дороги порядок контролю робочої зони місця знаходження засобів захисту працюючих і аварійних засобів заходи безпеки і обов’язки працівників при виникненні аварійних ситуацій. З планом ліквідації аварій і сигналами тривоги повинен бути ознайомлений під підпис весь виробничий персонал. 9.1.7. Ліквідація відкритих нафтових і газових фонтанів і аварій пов’язаних з можливим викидом в атмосферу газу що містить сірководень повинна здійснюватись спеціалізованою аварійно-рятувальною службою на яку також покладено проведення профілактичної роботи щодо запобігання виникненню відкритих фонтанів. 9.1.8. Нафтогазовидобувне підприємство повинно розробити план заходів з захисту населення і довкілля в межах санітарно-захистної зони а також в межах контуру родовища. 9.1.9. Контроль повітряного середовища на об’єкті повинен проводитись згідно з графіком затвердженим керівництвом нафтогазовидобувного підприємства: * в місцях можливого виділення і скупчення сірководню на відкритому повітрі – щодоби; * в закритих приміщеннях – щозміни. Результати замірів повинні заноситись в журнал контролю повітряного середовища. 9.2. Вимоги до персоналу 9.2.1. До робіт на об'єктах родовищ з вмістом сірководню допускаються особи не молодше 18 років які мають медичне заключення про придатність до роботи в дихальних апаратах ізолюючого типу і пройшли необхідне навчання з охорони праці та пожежної безпеки робіт на об'єкті. 9.2.2. Перебування на технологічних об'єктах облаштування газових та нафтових родовищ що містять сірководень без засобів індивідуального захисту не допускається. 9.2.3. Не рідше одного разу на місяць на об'єктах повинні проводитись навчально-тренувальні заняття з обслуговуючим персоналом з ліквідації аварійних ситуацій згідно з ПЛАС. 9.2.4. Персонал сторонніх організацій який залучається до робіт на газонебезпечних об'єктах повинен пройти інструктаж з питань безпеки в обсязі затвердженому технічним керівником нафтогазовидобувного бурового підприємства та мати засоби індивідуального захисту. 9.2.5. Працівники які безпосередньо виконують роботи в умовах можливого виділення токсичних речовин повинні знати їх властивості дію на організм людини симптоми отруєння та порядок надання долікарняної допомоги потерпілим. 9.2.6. При прийнятті на роботу всі без винятку працівники повинні проходити додаткове навчання і перевірку знань вимог безпеки з врахуванням специфіки виробництва за програмою погодженою з органами Держнаглядохоронпраці. Перед початком роботи керівник зобов’язаний ознайомити працюючих з погодними умовами і умовами виходу із небезпечної зони в аварійній ситуації. 9.2.7. Працівники що виконують роботи пов’язані з можливим виділенням сірководню повинні бути забезпечені газоаналітичними приладами для здійснення експрес-аналізу на наявність сірководню в повітрі робочої зони. Члени бригади повинні бути забезпечені засобами індивідуального захисту знати їх будову і вміти користуватись ними. 9.2.8. Аналіз газоповітряного середовища на вміст сірководню повинен здійснюватись навченим та атестованим персоналом не менше двох осіб . 9.2.9. Забороняється перебування на об’єктах буріння експлуатації збору і підготовки нафти і газу сторонніх осіб. 9.3. Вимоги до території будівель і споруд 9.3.1. Забороняється споруджувати на території гірничих відводів нафтових газових та газоконденсатних родовищ з вмістом сірководню будівлі та споруди не пов'язані з видобуванням нафти і газу. 9.3.2. Приміщення для готування і приймання їжі відпочинку вахти вузол зв'язку та ін. розміщуються на відстані не менше 200 м від гирла свердловини. 9.3.3. На території бурових і промплощадок повинні бути встановлені пристрої конус флюгер та ін. для визначення напрямку вітру і покажчики сторін світу. У темний час доби пристрої необхідно освітлювати. 9.3.4. В операторній та інших приміщеннях де перебуває експлуатаційний персонал повинні бути вивішені: а технологічна схема розташування обладнання і трубопроводів з зазначенням на них КВПіА запобіжних запірних регулювальних пристроїв а також схеми встановлення датчиків сірководню і розташування точок контролю повітряного середовища; б схема об'єкта з зазначенням розташування аварійних складів пунктів збору острівців газової безпеки основних і запасних маршрутів руху людей і транспорту переважних напрямків поширення і місць можливого скупчення сірководню в аварійній ситуації засобів зв'язку і оповіщення; в схема оповіщення з зазначенням номерів телефонів газорятувальної та інших аварійних служб пожежної охорони медсанчастини; г оперативна частина ПЛАС. 9.3.5. Відкриті ділянки циркуляційної системи повинні розташовуватись поза межами приміщення насосної. 9.3.6. Приміщення виробничих об'єктів повинні бути обладнані постійно діючою припливно-витяжною вентиляцією з механічним спонуканням. У приміщеннях з періодичним перебуванням обслуговуючого персоналу повинні бути встановлені газосигналізатори і вентиляційні установки з ручним вмиканням із зовнішнього боку приміщення. 9.3.7. Виробничий персонал повинен бути забезпечений телефонним або радіозв'язком з диспетчером підприємства а працюючі безпосередньо на газонебезпечному об'єкті - додатковим телефонним зв'язком . 9.3.8. Газонебезпечні місця а також траси діючих трубопроводів повинні бути позначені знаками безпеки відповідно до діючих нормативних документів. 9.3.9. На промплощадках та у виробничих приміщеннях не допускається наявність підвалів заглиблень незасипаних каналів. 9.3.10. Забороняється розміщення будівель та споруд замкнутим чи напівзамкнутим контуром. Виходи із будівель не повинні направлятись у бік обладнання і установок де можливе виділення токсичних речовин. 9.3.11. На території промплощадок забороняється підземне прокладання трубопроводів які транспортують токсичні речовини. Не допускається розміщення з’єднань надземних трубопроводів в тому числі і зварних в недоступних для огляду місцях. 9.3.12. Виробничі об’єкти під’їзні дороги до них повинні бути укомплектовані знаками безпеки. 9.3.13. Забороняється злив токсичних рідин в систему каналізації без нейтралізації. 9.4. Технологічне обладнання 9.4.1. Технологічне обладнання що експлуатується в сірководневому середовищі повинне вибиратися з урахуванням параметрів технологічних процесів і корозійно-агресивного середовища. Використання обладнання в стандартному і корозійностійкому виконанні регламентується таблицями 3а 3б. У паспортах на корозійностійке обладнання повинні бути гарантії підприємства-виробника щодо можливості його застосування в агресивному середовищі. Крім того повинен бути забезпечений його інгібіторний захист. Таблиця 3а Сфери використання обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно- корозійного розтріскування СКР виконанні залежно від абсолютного тиску Рабс парціального тиску сірководню PH2S та його концентрації СH2S для багатофазного флюїду «нафта-газ-вода» з газовим фактором менше 890 м3/м3 Виконання обладнання Рабс < 1 83*106 Па 18 6 кгс/см2 Рабс < 1 83*106 Па 18 6 кгс/см2 СH2S <4% об 4% < CH2S <15% об СH2S >15% об СH2S <0 02% об СH2S >0 02% об PH2S < 7 3*104 Па PH2S > 7 3*104 Па PH2S <345 Па PH2S > 345 Па Стандартне + + - - + - - Стійке до СКР - - + + - + + Таблиця 3б Сфери використання обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно- корозійного розтріскування СКР виконанні залежно від абсолютного тиску Рабс парціального тиску сірководню PH2S та його концентрації СH2S для вологого газу або обводненої нафти з газовим фактором менше 890 м3/м3 Виконання обладнання Рабс < 450 кПа 4 6 кгс/см2 Рабс > 450 кПа 4 6 кгс/см2 СH2S < 10% об СH2S > 10% об СH2S < 0 075% об СH2S >0 075% об PH2S <345 Па PH2S > 345 Па Стандартне + - + - - Стійке до СКР - + - + + 9.4.2. Місткісне обладнання з рідинами що містять сірководень повинне бути оснащене сигналізатором верхнього граничного рівня пристроєм для дистанційного заміру рівня рідини та нижнім пробовідбірником. Місткості циркуляційної системи бурової установки повинні бути обладнані відповідно до вимог п.6.3.1 цих Правил. 9.4.3. Для захисту від корозії технологічного обладнання і трубопроводів систем видобування збору підготовки і транспорту нафти газу і конденсату експлуатаційної і ліфтової колон внутрішньосвердловинного та іншого обладнання яке експлуатується в умовах впливу сірководню повинні застосовуватись інгібітори корозії спеціальні покриття і технологічні методи зменшення корозійної активності продукції. 9.4.4. Маніфольд противикидного обладнання бурильні труби ліфтові труби трубопроводи що знаходились у контакті з сірководнем після їх демонтажу перед повторним використанням повинні бути піддані дефектоскопії опресовані і перевірені на герметичність. 9.4.5. Відповідність якості труб обсадних і ліфтових колон технічним умовам та їх стійкість до СКР під напругою повинні підтверджуватись сертифікатом. 9.4.6. Використовуване на об’єктах обладнання і апаратура які безпосередньо контактують з сірководневим середовищем повинні бути в антикорозійному виконанні. 9.4.7. Герметичність фланцевих з’єднань арматури люків апаратів рознімних частин обладнання тощо необхідно перевіряти індикаторним папером. 9.4.8. Газ що містить сірководень забороняється стравлювати в атмосферу без спалення або нейтралізації. 9.4.9. Внутрішня поверхня експлуатаційної колони та внутрішня і зовнішня поверхня ліфтової колони вище пакера а також свердловинне обладнання технологічні апарати трубопроводи та інше обладнання яке експлуатується в умовах корозійно-активного середовища повинні оброблятися інгібітором корозії та інгібітором гідратоутворення. 9.4.10. Контроль корозійного стану обладнання здійснюється: * встановленням контрольних взірців свідки корозії ; * за показниками швидкості корозії; * з застосуванням ультразвукової і магнітної товщинометрії. Методи періодичність і місця контролю корозійного стану кожного виду обладнання встановлюються головним інженером нафтогазовидобувного підприємства. 9.4.11. При експлуатації засобів КВПіА і телемеханіки слід контролювати корозійний стан лічильників нафти газу конденсату регулюючих та запірних клапанів пристроїв для відбору проб. 9.5. Розробка проектів на розвідку буріння свердловин облаштування і розробку родовищ 9.5.1. Проект облаштування родовища повинен мати розділ "Охорона праці забезпечення газової і пожежної безпеки при будівництві і експлуатації виробничих об'єктів" що містить основні організаційні технічні рішення щодо забезпечення газо- і пожежобезпеки промислово-виробничого персоналу та населення яке проживає в зоні можливої загазованості при аварійних ситуаціях. 9.5.2. У проекті облаштування родовища повинні бути передбачені місця розташування острівців газової безпеки засобів колективного захисту працюючих і населення станцій контролю загазованості навколишнього середовища постів газової безпеки вітрових конусів контрольно-пропускних пунктів. 9.5.3. Проектні рішення повинні передбачати раціональне використання природних ресурсів виключення можливості незворотних техногенних змін природного середовища у тому числі і при можливих аварійних викидах шкідливих речовин обґрунтування оцінки надійності і безаварійності виробничих процесів і обладнання оцінку ризику виникнення і можливих наслідків прогнозованих аварійних ситуацій пов'язаних з викидом шкідливих речовин а також рішення спрямовані на запобігання локалізацію ліквідацію аварій і захист працюючих та населення від небезпечних виробничих факторів. 9.5.4. У проектній документації мають бути в повному обсязі представлені розрахунки і обґрунтування розмірів буферної зони газонебезпечних об'єктів що виключають можливість перевищення на її межах встановлених Міністерством охорони здоров’я значень токсичних доз шкідливих речовин у приземному шарі атмосферного повітря при різних метеоумовах. Розрахунки і обґрунтування буферної зони повинні бути виконані компетентною спеціалізованою організацією з урахуванням максимальних за обсягом і тривалістю прогнозованих аварійних викидів шкідливих речовин. На території буферної зони не допускається проживання населення. При вахтовому методі працюючим на родовищі дозволяється розміщатись у вахтових селищах розташованих у буферній зоні за умови виконання всіх проектних рішень щодо облаштування родовища. 9.5.5. По кожному з основних організаційно-технічних рішень спрямованих на забезпечення газової безпеки персоналу і населення на період можливих аварійних викидів у проектній документації повинні бути обґрунтовані та визначені конкретні типи і кількість необхідних приладів матеріалів і обладнання а також місця споруди для їх зберігання і підготовки до роботи. 9.5.6. При виявленні в пластовому флюїді першої розвідувальної свердловини сірководню що не передбачалося проектом подальше будівництво свердловини повинно проводитись з дотриманням вимог розділу 9 цих Правил. 9.5.7. В технічному завданні на проектування облаштування родовищ повинна обумовлюватися наявність та кількість токсичних речовин в пластових флюїдах. Проект розробки родовища повинен додатково включати: а вимоги до інгібіторного захисту обладнання і труб; б основні рішення щодо охорони надр; в компонентний склад пластового флюїду та наявність в ньому токсичних та корозійно-активних компонентів; г вимоги з використання супутніх продуктів сірководень конденсат гелій та ін. . 9.5.8. У проектах на будівництво свердловин додатково повинні бути надані: а умови розрахунку обсадних і насосно-компресорних ліфтових колон виходячи з граничної напруги сталей труб що прийняті не вище 0 75 від межі текучості; б конструкції свердловин з врахуванням наявності токсичних речовин в пластових флюїдах; в методи та періодичність перевірки зношення і контролю корозійного стану бурильних ведучих НКТ і елементів трубних колон; г типи нейтралізаторів методи і технологія нейтралізації сірководню в буровому розчині а також витрата реагентів з цією метою на весь процес буріння свердловини; д методи контролю вмісту сірководню і реагенту-нейтралізатора в буровому розчині; е методи і засоби провітрювання робочої зони площадки бурової підвежового простору та приміщень бурової включаючи приміщення насосного блоку і очищення бурового розчину; ж заходи щодо захисту людей і навколишнього середовища в процесі буріння випробування і освоєння свердловини; з методи і засоби контролю вмісту сірководню в повітрі робочої зони; и місця встановлення стаціонарних газоаналізаторів для виявлення токсичних компонентів в повітрі робочої зони. к технологія розгазування бурового розчину з наступним відведенням газу на спалювання; л типи інгібіторів їх необхідний обсяг при роботах з освоєння і випробування свердловин; м заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам і їх раннього виявлення; н порядок збору і зберігання рідких продуктів у закритих місткостях до нейтралізації і подальшої утилізації; о методи контролю заповнення свердловини при підйомі інструмента; п методи контролю та регулювання параметрів бурового розчину і регулювання гідродинамічного тиску при здійсненні спуско-підіймальних операцій і циркуляції; р методи контролю витиснутого зі свердловини розчину при спуску інструмента; с об‘єм запасу бурового розчину при розкритті та випробуванні пластів що містять токсичні речовини; т періодичність та засоби контролю і підтримки параметрів запасного бурового розчину; у тампонажні суміші стійкі до дії сірководню для цементування обсадних колон; ф таблиці з результатами досліджень щодо наявності в газі нафті газоконденсаті і пластовій воді токсичних речовин по раніше пробуреним свердловинам ; х середньо визначена по об’єму покладів родовищ наявність токсичних речовин і небезпеки ускладнень які можуть виникнути при їх розробці; ц заходи по охороні надр і навколишнього середовища; ч пластові тиски та температури пластів що містять токсичні речовини; ш технологія встановлення аварійного цементного мосту в процесі буріння та випробування. 9.6. Буріння і кріплення свердловин 9.6.1. Перед розкриттям продуктивних горизонтів флюїди яких містять сірководень необхідно: а встановити станцію геолого-технічного контролю; б установити попереджувальні знаки навколо території бурової; в перевірити наявність та справність приладів контролю за вмістом сірководню в повітрі робочої зони наявність і готовність засобів індивідуального захисту ЗІЗ ; г обробити буровий розчин нейтралізатором; д провести перевірку стану противикидного обладнання; е мати на буровій запас матеріалів і хімічних реагентів у тому числі нейтралізуючих сірководень достатній для обробки бурового розчину в кількості не менше одного об‘єму свердловини; ж забезпечити цілодобове чергування автотранспорту; з визначити маршрути для виходу працівників з небезпечної зони при аварійних ситуаціях; и провести позачерговий інструктаж працюючих по їх діях згідно з ПЛАС. 9.6.2. Розкриття сірководневміщуючих горизонтів дозволяється після перевірки готовності бурової установки і персоналу спеціальною комісією призначеною наказом по буровому підприємству за участю представників спеціалізованої аварійно-рятувальної частини служби охорони праці підприємства пожежників та органів Держнаглядохоронпраці за погодженням . Результати перевірки оформлюються актом. Роботи по розкриттю продуктивного горизонту та освоєнню свердловини виконуються під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника та бурового майстра в присутності представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби. 9.6.3. При бурінні пластів що містять сірководень слід контролювати наявність сірководню і сульфідів у буровому розчині. У разі їх виявлення необхідно додатково обробити буровий розчин нейтралізатором. 9.6.4. Буріння продуктивних горизонтів на об'єктах родовищ що відповідають п.9.1.1 даних Правил слід вести з встановленням над і під ведучою трубою кульових кранів у корозійно-стійкому виконанні. На містках бурової необхідно мати опресовану спеціальну трубу яка за діаметром та міцнісними характеристиками відповідає верхній секції бурильної колони. Труба повинна бути пофарбована в жовтий колір і оснащена кульовим краном що знаходиться у відкритому положенні. До маніфольдної лінії противикидного обладнання підключається трапно-факельна установка. 9.6.5. Бурова вежа повинна монтуватися на підвежовому блоці який забезпечує вільне розміщення противикидного обладнання доступ до нього персоналу з двох напрямків природну вентиляцію підвежового простору та відведення технологічних рідин до шламового амбару. 9.6.6. Віддаль від гирла свердловини до блоку бурових насосів повинна бути не менше ніж 30 м. Приміщення насосної повинно бути відділене від відкритих ділянок циркуляційної системи суцільною перегородкою. 9.6.7. Газокаротажна станція та виробничі приміщення бурової установки повинні розташовуватися не ближче ніж за 60 м від гирла свердловини. Вертикальна факельна установка повинна розміщуватися не ближче ніж за 75 м від гирла свердловини. На період розкриття продуктивних горизонтів що містять токсичні речовини слід передбачити установку на відстані 70 м від гирла свердловини з врахуванням рози вітрів пересувного вагон-модуля з запасом засобів індивідуального захисту та медикаментів на випадок виникнення аварійної ситуації. 9.6.8. Дільниця циркуляційної системи від гирла до вібросит повинна бути закритою. Розгазування бурового розчину при наявності в газі токсичних компонентів повинна здійснюватися через вакуумний дегазатор з наступними нейтралізацією газу та відведенням його на факельну установку. 9.6.9. Перед виконанням робіт зі встановлення цементних мостів спуску колон при розкритих пластах буровий розчин повинен бути оброблений нейтралізатором. 9.6.10. Бурильний розчин та пластові води перед зливом їх в амбар повинні бути нейтралізовані. Шлам що утворюється в процесі буріння повинен відводитися в шламовий амбар заповнений нейтралізуючим розчином. Захоронення шламу що містить токсичні компоненти здійснюється за погодженням з місцевими органами санітарного нагляду. 9.6.11. Контроль рівня бурового розчину в приймальній та доливній місткостях повинен здійснюватися приладовим методом. 9.6.12. На робочому місці верхового робітника повинен постійно знаходитися ізолюючий дихальний апарат. 9.7. Ведення промислово-геофізичних робіт 9.7.1. Промислово-геофізичні роботи ПГР у свердловинах де розкриті пласти що містять сірководень повинні проводитись за планом затвердженим технічними керівниками геофізичного підприємства і підприємства-замовника та погодженим спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Планом робіт слід додатково передбачити: а періодичність промивок та максимальну тривалість циклу промислово-геофізичних робіт між промивками; б графік контролю токсичних речовин в повітрі робочої зони та в буровому розчині; в інформація про застосовувані нейтралізатори бурового розчину та інгібітори корозії; г схему розміщення на буровій геофізичного обладнання та шляхи евакуації персоналу. 9.7.2. ПГР дозволяється проводити після перевірки стану свердловини обладнання і засобів зв'язку та оформлення відповідного акта. Перед проведенням прострілочно-вибухових робіт ПВР під час шаблонування свердловини необхідно визначити гідростатичний тиск в інтервалі прострілу. Проводити ПВР дозволяється лише у випадку якщо заміряний гідростатичний тиск перевищує пластовий на величину визначену в п.6.5.26 даних Правил. 9.7.3. Роботи з випробування пластів що містять сірководень трубними випробувачами в процесі буріння свердловин повинні проводитись за планами погодженими з територіальними органами Держнаглядохоронпраці і спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. 9.7.4. Стан вікон салонів геофізичних лабораторій та підйомника повинен забезпечувати можливість огляду робочої площадки і швидкого провітрювання салону. 9.7.5. При роботі в умовах які утруднюють подачу сигналів про наявність сірководню вітер сніг туман і т.п. керівником ПГР повинен бути виділений працівник для нагляду за цими пристроями який повинен бути проінструктований і забезпечений необхідними ЗІЗ та засобом зв'язку. 9.7.6. ПГР в ускладнених умовах а також ПВР та роботи по ліквідації аварій у свердловинах повинні виконуватися під безпосереднім керівництвом головних спеціалістів геофізичного підприємства. 9.7.6. На свердловині повинен бути запас нейтралізатора достатній для виконання необхідної кількості промивок передбачених комплексом ПГР. 9.7.7. Прилади та геофізичний кабель при підйомі з свердловини повинні безперервно омиватися водою. 9.7.8. Кожна геофізична партія повинна забезпечуватися засобами контролю газоповітряного середовища та ЗІЗ що повинні знаходитися в спецтранспорті в спеціальних ящиках. 9.7.9. ПГР забороняється виконувати при концентрації токсичних речовин в повітрі робочої зони вище ГДК. Під час перерви в роботі персонал геофізичної партії повинен виходити за межі небезпечної зони. Самохідна геофізична техніка повинна бути постійно готовою до переміщення. 9.8. Освоєння і гідродинамічні дослідження свердловин 9.8.1. Перед освоєнням і дослідженням нафтових газових газоконденсатних свердловин повинен бути складений план роботи затверджений технічними керівниками підприємства-замовника та підприємства відповідального за проведення цих робіт та погоджений спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. У плані робіт слід зазначити число працюючих заходи і засоби забезпечення їх безпеки включаючи дихальні апарати заходи для запобігання аваріям засоби і графік контролю вмісту сірководню в повітрі робочої зони та заходи на випадок перевищення ГДК. З планом повинні бути ознайомлені всі працівники пов'язані з освоєнням і дослідженням свердловин. До плану робіт повинна додаватись схема розташування обладнання машин механізмів з зазначенням маршрутів виходу з небезпечної зони в умовах можливої аварії та загазованості при будь-якому напрямку вітру а також схема розташування об'єктів у санітарно-захисній зоні і прилеглих населених пунктах. 9.8.2. Фонтанна арматура повинна бути з'єднана з продувними відводами спрямованими в один бік. Кожен відвід повинен мати довжину не менше 100 м і з'єднуватися з факельною установкою з дистанційним запалюванням. Типи нарізних з’єднань труб для відводів повинні відповідати очікуваним тискам бути змонтовані і випробувані на герметичність опресуванням на величину 1 25 від максимального тиску. Відводи слід кріпити до бетонних або металевих стійок при цьому не повинно бути поворотів і провисань. Спосіб кріплення відводу повинен виключати можливість виникнення місцевих напружень. 9.8.3. До фонтанної арматури повинні бути приєднані лінії для глушіння свердловини через трубний і затрубний простори. Лінії глушіння повинні бути оснащені зворотними клапанами. Для нафтових свердловин з газовим фактором менше 200 мЗ/т довжина лінії може складати 50 м. У всіх інших випадках довжина лінії глушіння повинна бути не менше 100 м. 9.8.4. Запобіжний клапан установки розривна діафрагма повинен бути з'єднаний індивідуальним трубопроводом з факельною установкою через вузол уловлювання нафти конденсату та інших рідин. При цьому повинен бути виключений зворотний перетік нафти конденсату через вузол уловлювання при спрацьовуванні одного з клапанів. При вмісті сірководню в газі понад 8% повинна бути змонтована спеціальна факельна система. 9.8.5. Установка для дослідження свердловин підлягає технічному опосвідченню внутрішньому та зовнішньому огляду ультразвуковому контролю . Внутрішній та зовнішній огляд і гідровипробування повинні здійснюватись щорічно а ультразвуковий контроль – після кожного дослідження. 9.8.6. Перед освоєнням свердловини необхідно мати запас бурового розчину в кількості не менше двох об’ємів свердловини відповідної густини без урахування об’єму розчину який знаходиться у свердловині а також запас матеріалів і хімічних реагентів відповідно до плану робіт на освоєння свердловини. 9.8.7. Не допускаються гідродинамічні дослідження та освоєння свердловин без нейтралізації або спалення продукції свердловин. Освоєння свердловини повітрям не допускається. 9.8.8. Виклик притоку і гідродинамічні дослідження повинні виконуватись в світлий час доби під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника. 9.8.9. При спалюванні газу з наявністю сірководню повинні бути забезпечені умови при яких концентрація шкідливих речовин у приземному шарі атмосфери населених пунктів чи виробничих об'єктів не перевищить санітарних норм. 9.8.10. На час виклику припливу із пласта та глушіння свердловини необхідно забезпечити: а постійне цілодобове чергування відповідальних осіб за графіком затвердженим технічним керівником підприємства відповідального за проведення цих робіт; б цілодобове чергування транспорту для евакуації людей в разі аварійної ситуації; в постійну готовність до роботи цементувальних агрегатів; г готовність працюючих до захисту в разі аварійного викиду. 9.8.11. За відсутності припливу освоєння свердловини проводиться з використанням: а природного або супутнього нафтового газу; б двох- і багатофазних пін інертних до сірководню та вуглекислого газу; в піноутворюючих сумішей; г інертних газів; д рідини меншої густини інертної до сірководню і вуглекислого газу. 9.8.12. Забороняється при дослідженні і освоєнні свердловини підходити до гирла трубопроводів розподільних пультів сепараційних установок без ізолюючого дихального апарата. 9.8.13. Забороняється виконувати освоєння свердловин розташованих у заплавних зонах рік у період повеней. 9.8.14. Дріт який застосовується для глибинних досліджень повинен бути корозійностійким цільним і мати сертифікат відповідності для роботи в таких умовах. При піднятті дріт повинен проходити через герметичний пристрій з нейтралізатором сірководню. 9.8.15. Перед відкриттям засувки на вузлі відводу а також при спуску піднятті глибинного приладу до свердловини працівники не пов’язані з цими операціями мають бути віддалені на безпечну відстань з навітряного боку. 9.8.16. Відкривати засувки на вузлі відводу та витягати прилади з лубрикатора розбирати їх слід в ізолюючих дихальних апаратах. 9.8.17. Після закінчення освоєння або дослідження свердловини прилади апаратура спецодяг повинні пройти спеціальну обробку з нейтралізації сірководню відповідно до нормативних документів. 9.8.18. Після завершення робіт необхідно провести контроль повітря робочої зони на наявність сірководню і перевірку герметичності гирлової арматури. 9.9. Експлуатація і ремонт свердловин 9.9.1. Наземне обладнання повинне мати продувну та аварійну для глушіння свердловини лінії довжиною не менше 100 м опресовані з коефіцієнтом запасу рівним 1 25 від очікуваного максимального тиску. Лінії повинні бути обладнані зворотними клапанами. 9.9.2. При вмісті сірководню в природному газі понад 0 6% об. забороняється експлуатація свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання що включає: а посадковий ніпель для приймального клапана і глухої пробки; б пакер для ізоляції експлуатаційної колони клапан циркуляційний клапан інгібіторний пригирловий клапан-відсікач вибійний клапан-відсікач. Після встановлення пакер підлягає випробуванню на герметичність а затрубний простір свердловини над пакером заповнюється розчином інгібітора корозії. У розвідувальних свердловинах допускаються освоєння і дослідження свердловин без вибійного свердловинного обладнання при обов'язковому інгібуванні експлуатаційної та ліфтової колон. Експлуатація свердловини повинна здійснюватись по ліфтових трубах. 9.9.3. При вмісті сірководню в природному газі понад 0 6% об. конструкція фонтанної арматури повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від пілотів високого і низького тиску які встановлені на вході в шлейф. Керування центральною засувкою першими від гирла бічними засувками встановленими на струнах фонтанної арматури пригирловим клапаном-відсікачем повинне бути дистанційним. Пульт керування засувками виноситься на безпечну відстань не менше 25 м від гирла . 9.9.4. У процесі експлуатації повинна періодично проводитись перевірка клапана-відсікача на спрацьовування відповідно до рекомендацій інструкцій заводу-постачальника та регламенту затвердженого технічним керівником нафтогазовидобувного підприємства. 9.9.5. Свердловини і шлейфи слід оглядати щодня при об'їзді мобільною бригадою в складі не менше двох операторів що мають при собі дихальні апарати засоби контролю повітря і зв'язку. Результати оглядів повинні реєструватись у спеціальному журналі. 9.9.6. При виявленні в гирловій арматурі витоку нафти газу що містить сірководень свердловину слід негайно закрити за допомогою відповідної засувки чи пригирлового клапана-відсікача з пульта керування. При виявленні витоку сірководню з викидної лінії свердловини необхідно закрити з пульта керування засувку на викидній лінії а також вхідну засувку на замірному пристрої оперативно повідомити про це керівника об'єкта і працівників газорятувальних служб. 9.9.7. Експлуатація свердловини за наявності міжколонного прояву забороняється. При виявленні тиску у міжколонному просторі повинні бути проведені необхідні дослідження і вжиті оперативні заходи для виявлення і усунення причини перетоку. За результатами досліджень вирішується питання про можливість експлуатації свердловини. 9.9.8. Перед початком ремонтних робіт зміни гирлової арматури ремонту підземного обладнання та ін. які пов'язані з розгерметизацією гирла в свердловини повинна бути закачана рідина з густиною згідно з п.6.5.26 даних Правил оброблена нейтралізатором сірководню. Будь-який ремонт на свердловині слід проводити відповідно до затвердженого плану. 9.9.9. На гирла фонтанної свердловини на період ремонту пов'язаного з розгерметизацією гирла необхідно встановити противикидне обладнання. До складу його повинен входити превентер із зрізуючими плашками. Промивальний агрегат під час ремонту фонтанної свердловини повинен бути постійно підключений до затрубного простору свердловини. Схема обладнання гирла свердловини узгоджується з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. 9.9.10. З появою ознак нафтогазопрояву ремонтні роботи на свердловині повинні бути негайно припинені і вжиті заходи щодо ліквідації ускладнення. 9.9.11. При перервах у роботі з переобладнання гирла свердловини зміні хрестовин противикидного обладнання фонтанної арматури забороняється залишати відкритим гирло свердловини. 9.9.12. Система автоматизації видобувних свердловин і присвердловинного обладнання повинна забезпечувати: а подачу реагенту до свердловини і припинення його подачі при можливих аварійних ситуаціях сигналізацію про аварійні відхилення технологічних параметрів: б автоматичне відключення свердловин при порушенні режиму. 9.10. Збір і підготовка нафти газу і газового конденсату 9.10.1. На підприємствах складається і затверджується технічним керівником графік проведення перевірки герметичності фланцевих з'єднань арматури люків та інших джерел можливих виділень сірководню. 9.10.2. Для перекачування сірководневміщуючих середовищ повинні використовуватись насоси з подвійним торцевим ущільненням або з електромагнітними муфтами. 9.10.3. Стічні води установок підготовки нафти газу і газового конденсату повинні піддаватись очищенню а при вмісті сірководню та інших шкідливих речовин вище ГДК - нейтралізації. 9.10.4. До розкриття і розгерметизації технологічного обладнання необхідно здійснювати заходи щодо дезактивації пірофорних відкладень. Перед оглядом і ремонтом місткості та апарати повинні бути пропарені і промиті водою для запобігання самозайманню пірофорних відкладень. Дезактивація пірофорних сполучень має включати заходи з застосуванням пінних систем на основі ПАР або інших методів що відмивають стінки апаратів від цих сполучень. 9.10.5. До роботи всередині місткості і апарата можна приступати за умови якщо вміст у них сірководню нафтових газів і пари нафти не перевищує ГДК і лише в дихальних апаратах. Порядок безпечного проведення робіт з очищення дезактивації пірофорних відкладень огляду і ремонту такого обладнання визначається спеціальною інструкцією затвердженою технічним керівником підприємства. 9.10.6. Щоб уникнути самозаймання пірофорних відкладень при ремонтних роботах усі вузли які розбираються і деталі технологічного обладнання повинні бути змочені технічними миючими засобами ТМЗ . 9.10.7. За наявності на об'єктах видобування газо- і продуктопроводів з великим геометричним об’ємом необхідно секціонувати їх шляхом встановлення автоматичних засувок що забезпечують наявність у кожній секції при нормальному робочому режимі не більше 2000-4000 нм3 сірководню. 9.10.8. Запірна арматура встановлена в колодязях повинна мати дистанційне керування або пристрій для дистанційного відкриття. 9.10.9. Вертикальний факельний пристрій розміщується на відстані не ближче ніж 200 м від промлощадки УКПГ. Висота факелу повинна бути не менше ніж 35 м. Територія навколо факельного пристрою в радіусі 50 м повинна бути спланована та огороджена. 9.11. Контроль повітряного середовища 9.11.1. На установках у приміщеннях та на промплощадках де можливе виділення сірководню в повітря робочої зони бурова установка видобувна свердловина установки з виміру дебіту нафти і газу та ін. повинен здійснюватись постійний контроль повітряного середовища і сигналізація небезпечних концентрацій сірководню. 9.11.2. Контроль за станом повітряного середовища на території промислових об'єктів повинен бути автоматичним з виведенням показань датчиків на диспетчерський пункт. 9.11.3. Місця встановлення датчиків стаціонарних автоматичних газосигналізаторів визначаються проектом облаштування родовища з урахуванням густини газів параметрів застосовуваного обладнання його розміщення та рекомендацій постачальників. На бурових установках датчики повинні бути розміщені біля основи бурової вежі ротора на початку жолобної системи біля вібросит у насосному приміщенні 2 шт. біля приймальних місткостей 2 шт. та в службовому приміщенні. 9.11.4. Стаціонарні газосигналізатори повинні мати звуковий і світловий сигнали з виходом на диспетчерський пункт пульт керування та за місцем встановлення датчиків проходити перевірку перед монтажем а також державну перевірку в процесі експлуатації у встановлені терміни. 9.11.5. Контроль повітряного середовища в населених пунктах які знаходяться в охоронній зоні об’єктів видобування нафти та газу слід здійснювати в стаціонарних точках і пересувних лабораторіях відповідно до графіка затвердженого технічним керівником підприємства. Результати аналізів повинні заноситись: - до журналу реєстрації аналізів; - до карти проб фіксуються необхідні дані відбору проб: місце процес напрямок і сила вітру інші метеорологічні умови і т.д. а також передаватись за призначенням зацікавленим організаціям у тому числі місцевим органам влади. 9.11.6. Виміри концентрації сірководню газоаналізаторами на об'єкті повинні проводитись за графіком підприємства а в аварійних ситуаціях - газорятувальною службою з занесенням результатів вимірів до журналу додаток 12 . 9.11.7. При виявленні в повітрі робочої зони сірководню вище ГДК слід негайно: а одягти ізолюючий дихальний апарат протигаз ; б сповістити керівника робіт об'єкта і людей які знаходяться в небезпечній зоні; в вжити першочергових заходів щодо ліквідації загазованості відповідно до ПЛАС; г особам які не пов'язані зі вжиттям першочергових заходів слід залишити небезпечну зону і направитись до місця збору встановленого планом евакуації. Подальші роботи з ліквідації аварії проводяться спеціально підготовленим персоналом з залученням робітників бригади і фахівців. 9.12. Засоби індивідуального захисту 9.12.1. Кількість і типи засобів індивідуального захисту органів дихання на кожному об'єкті повинні визначатися з урахуванням специфіки робіт і галузевих норм забезпечення працівників спецодягом спецвзуттям та іншими ЗІЗ. Засоби колективного та індивідуального захисту працівників будівельних та інших організацій які знаходяться в межах буферних зон та порядок забезпечення ними на випадок аварійного викиду газу визначаються проектом. 9.12.2. Ізолюючі дихальні апарати повинні застосовуватись обслуговуючим персоналом при виконанні операцій передбачених технологією проведення робіт в умовах можливого виділення сірководню при виникненні аварійної ситуації. При роботі в місткостях та колодязях допускається застосування шлангових протигазів. 9.12.3. Дихальні апарати повинні бути підібрані за розмірами. До кожного апарата додається паспорт і прикріплюється етикетка з зазначенням прізвища та ініціалів працівника. У паспорті повинен бути запис про справність дихального апарата і термін його наступного випробування. 9.12.4. Газозахисні засоби слід перевіряти відповідно до інструкцій з експлуатації заводів-виробників в лабораторії газорятувальної служби. 9.12.5. На газонебезпечному об'єкті повинен бути аварійний запас газозахисних засобів кількість і типи яких визначаються з урахуванням чисельності працюючих віддаленості об'єкта та специфіки виконуваних робіт. 9.13. Режимність виробничих об'єктів 9.13.1. Організація охорони виробничих об'єктів і контрольно-пропускного режиму на їх території визначається проектом на підставі діючих нормативних вимог. 9.13.2. Влаштування периметральної охорони виробничих об’єктів і розташування контрольно-пропускних пунктів а також їх планування повинні забезпечувати можливість оперативної аварійної евакуації персоналу при різних напрямках вітру. 9.13.3. Транспортні засоби і спецтехніка можуть бути допущені на територію вибухопожежонебезпечного об'єкта за умови наявності на них іскрогасника та пристрою для зняття статичної електрики. 9.13.4. Забороняється ввезення на територію об'єктів токсичних пожежонебезпечних речовин які не використовуються на цьому об'єкті а також застосовуваних небезпечних речовин у кількості яка перевищує встановлені нормативи одночасного збереження. 9.13.5. Вибухопожежонебезпечні об'єкти без постійного обслуговуючого персоналу площадки свердловин та ін. повинні бути обгороджені і оснащені відповідними знаками безпеки і попереджувальними написами. Ці об'єкти а також віддалені зони виробничих об'єктів з постійним персоналом траси комунікацій повинні контролюватись шляхом регламентних обстежень і оглядів. 9.13.6. З усіма працівниками підрядних обслуговуючих та інших підприємств допущеними на територію об'єкта проводиться вступний інструктаж з охорони праці; всі вони повинні бути забезпечені засобами індивідуального захисту. 9.14. Консервація та ліквідація свердловин 9.14.1. При ліквідації свердловин у які не спущені експлуатаційні колони в інтервалах залягання пластів з вмістом токсичних речовин встановлюються цементні мости. Цементний міст повинен перекривати потужність пласта не менше ніж на 100 м вище покрівлі пласта. 9.14.2. В башмак останньої проміжної колони ліквідованої свердловини встановлюється цементний міст висотою не менше 200 м. 9.14.3. Цемент для встановлення цементних мостів повинен бути корозійностійким і відповідати геолого-технічним умовам. 9.14.4. Рідина якою заповнюється стовбур свердловини повинна бути оброблена інгібітором корозії та нейтралізатором. 9.14.5. Наявність та міцність цементних мостів встановлених у відкритому стовбурі свердловини перевіряється шляхом розвантаження бурильного інструменту. Величина навантаження встановлюється виходячи з допустимого питомого тиску на цементний камінь. За результатами перевірки цементного моста на міцність та герметичність складається акт. 9.14.6. Гирло ліквідованої свердловини обладнується трубною головкою та корінною засувкою в антикорозійному виконанні а також відводами для контролю тиску в трубному та міжколонному просторах. Навколо гирла свердловини обладнується площадка 2х2 м з огородженням. 9.14.7. Для запобігання замерзанню верхня частина стовбура ліквідованої свердловини на глибину 5 м заповнюється незамерзаючою рідиною соляровим маслом нафтою розчином хлористого кальцію . 9.14.8. Після завершення ізоляційно-ліквідаційних робіт через місяць 6 місяців і в подальшому з періодичністю не рідше 1 разу на рік проводиться контроль тиску в трубному та міжколонному просторах та контроль стану газоповітряного середовища навколо гирла свердловини. Результати замірів оформляються актами. 9.14.9. Консервація свердловини повинна унеможливити вихід токсичних речовин на гирлі та забезпечити захист колон та гирлового обладнання від корозії на весь період консервації. 9.14.10. Консервація свердловини може бути виконана з установленням цементного моста над інтервалом перфорації або без нього. 9.14.11. При консервації свердловини з установленням цементного моста свердловина задавлюється рідиною. Над інтервалом перфорації повинен бути встановлений цементний міст висотою не менше ніж 50 м. Ліфтова колона повинна бути піднята над цементним мостом не менше ніж на 50 м. 9.15. Охорона навколишнього середовища 9.15.1. Підприємство що здійснює розробку родовища повинно розробити та погодити з відповідними органами державного нагляду План заходів з охорони навколишнього середовища в межах санітарно-захисної зони родовища та забезпечення безпечної життєдіяльності населення на прилеглих територіях. 9.15.2. Перед пуском родовища в експлуатацію і в подальшому щорічно підприємство повинно письмово і через засоби масової інформації інформувати землекористувачів в межах контуру родовища та на прилеглих територіях про особливості землекористування в межах гірничого відводу родовища. 9.15.3. Обстеження стану підводних переходів через водні перешкоди в межах контуру родовища повинно здійснюватись щорічно. Водне дзеркало на дюкерних переходах повинно оглядатися щоденно. 9.15.4. Підприємство що здійснює розробку родовища повинно створити лабораторію охорони навколишнього середовища яка повинна щомісячно інформувати про стан навколишнього середовища керівництво підприємства громадськість та відповідні органи державного нагляду. Додаток 1   Класифікація вибухонебезпечних зон бурових установок та нафтогазопромислових об’єктів     Приміщення і простори   Клас вибухоне-безпечних зон за ДНАОП 0.00-1.32-01 ПУЭ 1.       Закриті приміщення у яких встановлені відкриті технічні пристрої апарати місткості а також канали шахти огороджені підроторні простори бурових установок в яких виділяються горючі гази або пари легкозаймистих рідин в такій кількості що можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші при нормальному режимі роботи. 0 В-І   2.   Відкриті простори радіусом 5 м навколо відкритого технологічного обладнання що містить нафту буровий розчин оброблений нафтою за наявності нафти у буровому розчині 30% і вище нафтові гази або інші легкозаймисті речовини відкриті простори радіусом 5м навколо гирла свердловини та навколо оголовків продувочних свічок факельних систем викидних трубопроводів обв’язки гирла свердловин та інших закінчень труб які відводять попутні або інші легкозаймисті гази.  1 В-Іг   3.   Простір усередині відкритого і закритого технологічного обладнання що містить нафту буровий розчин оброблений нафтою за наявності нафти у буровому розчині 30% і вище горючі гази інші легкозаймисті речовини. 0 В-І   4.   Закриті приміщення для зберігання шлангів для перекачування легкозаймистих рідин. 1 В-Іб   5. Закриті приміщення в яких встановлене закрите технологічне обладнання запірна та регулююча апаратура системи КВП і А що містять нафту буровий розчин оброблений нафтою за наявності нафти у буровому розчині 30% і вище горючі гази де утворення вибухонебезпечних сумішей можливо лише у разі поломки або несправності обладнання. Закриті приміщення насосних для стічних вод. Примітка. Приміщення в яких розміщуються бурові насоси з підпірними насосами трубопроводами ЦС та маніфольдом і немає іншого обладнання або апаратів що можуть стати джерелом вибухонебезпечних сумішей і які відгороджені від інших вибухонебезпечних приміщень класів 0 1 протипожежною стіною відносяться до вибухобезпечних. 1 В-Іа 6.   Відкриті простори: - радіусом 0 5 м за зовнішніми огороджувальними конструкціями приміщень класів 0 1; - навколо вентиляторів витяжної вентиляції з приміщень класів 0 1 що встановлені назовні обмежені радіусом 3 м; - навколо гирла експлуатаційних свердловин обмежені відстанню 5 м на всі боки; навколо розташованих на огороджувальних конструкціях будівель пристроїв для викиду повітря з систем витяжної вентиляції зон 0 1 обмежені радіусом 5 м.  2 В-Іг   7.   Простір під ротором обмежений циліндром радіусом 5 м від осі свердловини на всю висоту до низу при відкритому підроторному просторі.  2 В-Іг 8. Напівзакриті простори у яких встановлене технічне обладнання запірно-регулююча арматура системи КВП і А що містять нафту буровий розчин оброблений нафтою за наявності нафти у буровому розчині 30% і вище горючі гази або легкозаймисті рідини в межах огородження. 1 В-Іг   Додаток 2   Мінімальні відстані об'єктів облаштування нафтового родовища до будівель і споруд м   № Об'єкти Житлові будинки гуртожи-тки вах-тові селища Громадські будинки   Промислові і сільськогос-подарські підприємства   Магіст-ральні нафтога-зопрово-ди Лінії електро-передач     Елект-ропід-станції   1   Гирла нафтових свердловин – фонтан-них газліфтних облад-наних ЕЦН чи ШГН   300   500   100   *   60   100   2   Гирла нафтових сверд-ловин з верстатами-качалками гирла нагні-тальних свердловин   150   250   50   *   30   50   3   Приміщення і будівлі з видобування нафти категорії А і Б ЗУ СУ ДНС КНС КС УПН УПС ЦИС   300   500   100   *   Відповідно до ДНАОП 0.00-1.32-01   80   4   Факел для спалювання газу   300   500   100   60   60   100   5   Свіча скидання газу   300   500   100   30   30   30     Примітка: * відстань від об'єктів облаштування нафтових родовищ до магістральних нафтогазопроводів КС ГРС і НПС встановлюється відповідно до СНіП 2.05.06-85 "Магістральні трубопроводи".   Додаток 3 Мінімальні відстані між будівлями та спорудами об'єктів облаштування нафтового родовища м Будівлі та споруди Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин Гирла нагнітальних свердловин Замірні та сепараційні установки Дотискувальні насосні станції технологічні площадки Аварійні резервуари ДНС типу РВС Установки попереднього скидання пластової води УПС Печі і блоки вогневого нагрівання нафти Факели аварійного спалювання газу Свічи для скиду газу Компресорні станції газліфта Установки підготовки газу УПГ Блоки газорозподільної апаратури вузли обліку нафти і газу керування засувками запускання та приймання куль Кущові насосні станції системи ППД КНС БКНС Водорозподільні пункти ВРП блоки напірної гребінки БГ Дренажні каналізаційні ємності Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів корозії та метанолу Компресорні повітря Апарати повітряного охолодження ТП напругою до 10 кВ і РУ відкриті закриті Операторні окремо розташовані шафи та блоки керування К і А Вагон-будинок для обігрівання персоналу Допоміжні будівлі виробничо-побутовий блок їдальня складське приміщення для допоміжного обладнання котельна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 1.Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин 5 5 9 30 39 39 39 100 30 39 39 9 30 9 9 9 15 30 26\12 24 30 39 2.Гирла нагніта-льних свердло-вин 6 6 9 15 24 24 24 100 30 24 24 9 15 9 9 9 15 15 25\12 24 30 39 3.Замірні та сепараційні установки 9 9 + + 15 + 15 60 30 9 9 + 9 9 9 + 9 15 25\12 +++ 18 39 4.Дотискувальні насосні станції технологічні площадки 30 15 + + 15 + 15 60 80 + + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 18 39 5.Аварійні резервуари ДНС типу РВС 39 24 15 15 + 15 30 100 15 16 15 12 15 15 + 12 30 30 +++ +++ 39 39 продовження додатку 3 Будівлі та споруди Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин Гирла нагнітальних свердловин Замірні і сепараційні установки Дотискувальні насосні станції технологічні площадки Аварійні резервуари ДНС типу РВС Установки попереднього скиду пластової води УПС Печі і блоки вогневого нагрівання нафти Факели аварійного спалювання газу Свічи для скиду газу Компресорні станції газліфта Установки підготовки газу УПГ Блоки газорозподільної апаратури вузли обліку нафти і газу керування засувками запускання та приймання куль Кущові насосні станції системи ППД КНС БКНС Водорозподільні пункти ВРП блоки напірної гребінки БГ Дренажні каналізаційні ємності Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів корозії і метанолу Компресорні повітря Апарати повітряного охолодження ТП напругою до 10 кВ і РУ відкриті закриті Операторні окремо розташовані шафи і блоки керування К і А Вагон-будинок для обігрівання персоналу Допоміжні будівлі виробничо-побутовий блок їдальня складське приміщення для допоміжного обладнання котельна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 6.Установка попереднього скиду пластової води УПС 39 24 + + 15 + 15 60 30 + + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 18 39 7.Печі і блоки вогневого нагрі-ву нафти 39 24 15 15 30 15 + 60 30 18 18 15 15 15 9 15 9 9 15 9 18 39 8.Факели аварі-йного спалю-вання газу 100 100 60 60 100 60 60 h\ фак h\ фак 100 100 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 100 9.Свічи для скидання газу 30 30 30 30 15 30 30 h\ фак + 30 30 30 30 30 30 30 30 30 60 60 60 100 10.Компресорні станції газліфта 39 24 9 + 15 + 18 100 30 + 9 + 15 9 9 9 9 15 +++ ++ 30 30 11. Установки підготовки газу УПГ 39 24 9 + 15 + 18 100 30 9 + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 30 30 продовження додатку 3 Будівлі та споруди Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин Гирла нагнітальних свердловин Замірні і сепараційні установки Дотискувальні насосні станції технологічні площадки Аварійні резервуари ДНС типу РВС Установки попереднього скиду пластової води УПС Печі і блоки вогневого нагрівання нафти Факели аварійного спалювання газу Свічи для скиду газу Компресорні станції газліфта Установки підготовки газу УПГ Блоки газорозподільної апаратури вузли обліку нафти і газу керування засувками запускання та приймання куль Кущові насосні станції системи ППД КНС БКНС Водорозподільні пункти ВРП блоки напірної гребінки БГ Дренажні каналізаційні ємності Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів корозії і метанолу Компресорні повітря Апарати повітряного охолодження ТП напругою до 10 кВ і РУ відкриті закриті Операторні окремо розташовані шафи і блоки керування К і А Вагон-будинок для обігрівання персоналу Допоміжні будівлі виробничо-побутовий блок їдальня складське приміщення для допоміжного обладнання котельна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 12.Блоки газо-розподільної апаратури БГРА вузли обліку нафти і газу керування засувками запу-скання і прий-мання куль 9 9 + + 15 + 15 60 30 + + + 15 9 9 9 9 15 +++ +++ 18 30 13.Кущові насо-сні станції сис-теми Ш1Д КНС БКНС 30 15 9 15 15 15 15 60 30 15 15 15 + + 9 0 9 15 +++ +++ 9 30 14.Водорозпо-дільні пункти ВРП блоки напірної гребін-ки БГ 9 9 + 9 16 9 15 60 30 9 9 9 + + 9 9 9 15 + + 9 30 15.Дренажні каналізаційні ємності 9 9 9 9 + 9 9 60 30 9 9 9 9 9 + 9 9 9 9 9 9 30 продовження додатку 3 Будівлі та споруди Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин Гирла нагнітальних свердловин Замірні і сепараційні установки Дотискувальні насосні станції технологічні площадки Аварійні резервуари ДНС типу РВС Установки попереднього скиду пластової води УПС Печі і блоки вогневого нагрівання нафти Факели аварійного спалювання газу Свічи для скиду газу Компресорні станції газліфта Установки підготовки газу УПГ Блоки газорозподільної апаратури вузли обліку нафти і газу керування засувками запускання та приймання куль Кущові насосні станції системи ППД КНС БКНС Водорозподільні пункти ВРП блоки напірної гребінки БГ Дренажні каналізаційні ємності Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів корозії і метанолу Компресорні повітря Апарати повітряного охолодження ТП напругою до 10 кВ і РУ відкриті закриті Операторні окремо розташовані шафи і блоки керування К і А Вагон-будинок для обігрівання персоналу Допоміжні будівлі виробничо-побутовий блок їдальня складське приміщення для допоміжного обладнання котельна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 16.Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів коро-зії та метанолу 9 9 + + 12 + 15 50 30 9 + 9 9 9 9 + 9 15 + + 18 30 17.Компресорні повітря 16 15 9 9 30 9 9 60 30 9 9 9 9 9 9 9 + + 9 9 9 9 18.Апарати повітряного охолодження 30 15 15 15 30 15 9 100 30 15 15 15 15 15 9 15 + + 9 9 9 9 19.Трансформа-торні підстанції напругою до 10кВ та РП відкриті і закриті 25\12 25\12 25\12 +++ +++ +++ 15 60 80 +++ +++ +++ +++ +++ 9 +++ 9 9 + + +++ +++ 20.Операторні окремо розташовані шафи і блоки керування КіА 24 24 +++ +++ +++ +++ 9 60 60 +++ +++ +++ +++ +++ 9 +++ 9 9 + + ++ ++ закінчення додатку 3 Будівлі та споруди Гирла експлуатаційних нафтових і газліфтних свердловин Гирла нагнітальних свердловин Замірні і сепараційні установки Дотискувальні насосні станції технологічні площадки Аварійні резервуари ДНС типу РВС Установки попереднього скиду пластової води УПС Печі і блоки вогневого нагрівання нафти Факели аварійного спалювання газу Свічи для скиду газу Компресорні станції газліфта Установки підготовки газу УПГ Блоки газорозподільної апаратури вузли обліку нафти і газу керування засувками запускання та приймання куль Кущові насосні станції системи ППД КНС БКНС Водорозподільні пункти ВРП блоки напірної гребінки БГ Дренажні каналізаційні ємності Блоки для закачування хімреагентів інгібіторів корозії і метанолу Компресорні повітря Апарати повітряного охолодження ТП напругою до 10 кВ і РУ відкриті закриті Операторні окремо розташовані шафи і блоки керування К і А Вагон-будинок для обігрівання персоналу Допоміжні будівлі виробничо-побутовий блок їдальня складське приміщення для допоміжного обладнання котельна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 21.Вагон для обігрівання персоналу 30 30 18 18 39 18 18 60 60 30 30 18 9 9 9 18 9 9 +++ ++ + ++ 22.Допоміжні будівлі 39 39 39 39 39 39 39 100 100 30 30 30 30 30 30 30 9 9 +++ ++ ++ ++ + відстані не нормуються; ++ відстані приймаються відповідно до розділу СНіП 11-89-80 “Генеральні плани промислових підприємств”; +++ відстані приймаються відповідно до ДНАОП 0.00-1.32-01. Примітки: 1. У стовпчику 19 відстані указані дробом: у чисельнику – до відкритих ТП і РУ у знаменнику – до закритих ТП і РУ. 2. Відстань між гирлами окремо розташованої експлуатаційної і такої що буриться свердловини слід приймати не менше висоти бурової вежі плюс 10 м. Додаток 4 Мінімальні відстані між будівлями та спорудами які розміщуються на території підприємства з видобування природного газу м № п/п Будівлі та споруди Дотискувальний компресорний цех горючих газів холодильна установка Технологічні установки виробництв категорій А Б Апарати вогневого нагрівання продуктів і газу Наземні резервуари легкозаймистих і горючих рідин об’ємом не більше 2000м3 метанолу бензину масла газового конденсату Те ж об’ємом понад 2000м3 Зливально-наливні пристрої залізничних і автомобільних цистерн Площадки вимикальних пристроїв на вході газопроводів від свердловин шлейфів Будівлі і споруди в яких розміщуються виробничі процеси з використанням відкритого вогню котельні та ін. Окремо розташовані виробничі будівлі з виробництвом категорії Д компресорні станції повітряні насосні станції водопостачання операторні хлораторні тощо Ремонтно-механічні і авторемонтні майстерні гаражі склади матеріалів та обладнання допоміжні будівлі Насосні станції протипожежного водопостачання приміщення для зберігання протипожежного обладнання і інвентарю вогнегасильних речовин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1. Дотискувальний компресорний цех горючих газів холодильна установка ** * 18 ** 39 18 18 30 9 30 18 2. Технологічні установки виробництв категорій А Б * * 15 18 18 15 9 30 9 30 18 3. Апарати вогневого нагрівання продуктів і газу 18 15 - 18 39 18 18 15 15 30 18 4. Наземні резервуари легкозаймистих і горючих рідин об’ємом не більше 2000м3 метанолу бензину масла газового конденсату ** 18 18 - - 15 30 ** ** 30 ** продовження додатку 4 № п/п Будівлі та споруди Дотискувальний компресорний цех горючих газів холодильна установка Технологічні установки виробництв категорій А Б Апарати вогневого нагрівання продуктів і газу Наземні резервуари легкозаймистих і горючих рідин об’ємом не більше 2000м3 метанолу бензину масла газового конденсату Те ж об’ємом понад 2000м3 Зливально-наливні пристрої залізничних і автомобільних цистерн Площадки вимикальних пристроїв на вході газопроводів від свердловин шлейфів Будівлі і споруди в яких розміщуються виробничі процеси з використанням відкритого вогню котельні та ін. Окремо розташовані виробничі будівлі з виробництвом категорії Д компресорні станції повітряні насосні станції водопостачання операторні хлораторні тощо Ремонтно-механічні і авторемонтні майстерні гаражі склади матеріалів та обладнання допоміжні будівлі Насосні станції протипожежного водопостачання приміщення для зберігання протипожежного обладнання і інвентарю вогнегасильних речовин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 5. Те ж об’ємом понад 2000м3 39 18 39 - - 18 39 39 ** 39 39 6. Зливально-наливні пристрої залізничних і автомобільних цистерн 18 15 18 15 18 - 30 30 18 18 18 7. Площадки вимикальних пристроїв на вході газопроводів від свердловин шлейфів 18 9 18 30 39 30 - 30 9 30 18 продовження додатку 4 № п/п Будівлі та споруди Дотискувальний компресорний цех горючих газів холодильна установка Технологічні установки виробництв категорій А Б Апарати вогневого нагрівання продуктів і газу Наземні резервуари легкозаймистих і горючих рідин об’ємом не більше 2000м3 метанолу бензину масла газового конденсату Те ж об’ємом понад 2000м3 Зливально-наливні пристрої залізничних і автомобільних цистерн Площадки вимикальних пристроїв на вході газопроводів від свердловин шлейфів Будівлі і споруди в яких розміщуються виробничі процеси з використанням відкритого вогню котельні та ін. Окремо розташовані виробничі будівлі з виробництвом категорії Д компресорні станції повітряні насосні станції водопостачання операторні хлораторні тощо Ремонтно-механічні і авторемонтні майстерні гаражі склади матеріалів та обладнання допоміжні будівлі Насосні станції протипожежного водопостачання приміщення для зберігання протипожежного обладнання і інвентарю вогнегасильних речовин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 8. Будівлі і споруди в яких розміщуються виробничі процеси з використанням відкритого вогню котельні та ін. 30 30 15 ** 39 30 30 - ** ** ** 9. Окремо розташовані виробничі будівлі з виробництвом категорії Д компресорні станції повітряні насосні станції водопостачання операторні хлораторні тощо 9 9 15 ** ** 18 9 ** ** ** ** 10. Ремонтно-механічні і авторемонтні майстерні гаражі склади матеріалів та обладнання допоміжні будівлі 30 30 30 30 39 18 30 ** ** ** ** закінчення додатку 4 № п/п Будівлі та споруди Дотискувальний компресорний цех горючих газів холодильна установка Технологічні установки виробництв категорій А Б Апарати вогневого нагрівання продуктів і газу Наземні резервуари легкозаймистих і горючих рідин об’ємом не більше 2000м3 метанолу бензину масла газового конденсату Те ж об’ємом понад 2000м3 Зливально-наливні пристрої залізничних і автомобільних цистерн Площадки вимикальних пристроїв на вході газопроводів від свердловин шлейфів Будівлі і споруди в яких розміщуються виробничі процеси з використанням відкритого вогню котельні та ін. Окремо розташовані виробничі будівлі з виробництвом категорії Д компресорні станції повітряні насосні станції водопостачання операторні хлораторні тощо Ремонтно-механічні і авторемонтні майстерні гаражі склади матеріалів та обладнання допоміжні будівлі Насосні станції протипожежного водопостачання приміщення для зберігання протипожежного обладнання і інвентарю вогнегасильних речовин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 11. Насосні станції протипожежного водопостачання приміщення для зберігання протипожежного обладнання і інвентарю вогнегасильних речовин 18 18 18 ** 39 18 18 ** ** ** ** * - відстані не нормуються. ** - відстані приймаються відповідно до глави СНіП щодо проектування генеральних планів промислових підприємств. Примітки: 1. До технологічних установок поз.2 слід відносити установки збору і первинної обробки газу осушення його низькотемпературної сепарації газу приготування і подачі інгібітору корозії знесолення діетиленгліколю сіркоочищення газу і газового конденсату отримання пропану регенерації метанолу діетиленгліколю моноетаноламіна насосні станції легкозаймистих і горючих рідин газорозподільні станції та ін. 2. Термін “технологічна установка” означає виробничий комплекс будівель споруд і обладнання розміщений на окремій площадці підприємства і призначений для здійснення технологічного процесу з видобування природного газу. 3. Відстані від невогневого боку апарата вогневого нагрівання продуктів і газу поз.3 до технологічних установок допускається зменшувати до 9 м. 4. Відстані що вказані у поз.4 і 5 для підземних резервуарів допускається зменшувати на 50%. 5. Відстані від будівель і споруд до закритих і відкритих електропідстанцій розподільних пристроїв слід приймати за ДНАОП 0.00-1.32-01. Додаток 5 КАТЕГОРІЇ ПРИМІЩЕНЬ ТА БУДИНКІВ ЗА ВИБУХОПОЖЕЖНОЮ І ПОЖЕЖНОЮ НЕБЕЗПЕКОЮ ЗГІДНО З ОНТП 24-86 Категорія приміщення Характеристика речовин та матеріалів які знаходяться обертаються у приміщенні А вибухопожежо- небезпечна Горючі гази легкозаймисті рідини з температурою спалаху не більше 28?С у такій кількості що можуть утворювати вибухонебезпечні парогазоповітряні суміші при займанні яких розвивається розрахунковий надмірний тиск вибуху в приміщенні який перевищує 5 кПа. Речовини та матеріали які здатні до вибуху і горіння в разі взаємодії з водою киснем повітря або один з одним у такій кількості що розрахунковий надмірний тиск вибуху в приміщенні перевищує 5 кПа. Б вибухопожежо- небезпечна Горючі пил або волокна легкозаймисті рідини з температурою спалаху вище за 28?С горючі рідини в такій кількості що здатні утворювати вибухонебезпечні пилоповітряні або пароповітряні суміші при займанні яких розвивається розрахунковий надмірний тиск вибуху в приміщенні який перевищує 5 кПа. В пожежонебезпечна Горючі та важкогорючі рідини тверді горючі та важкогорючі речовини та матеріали в тому числі пил і волокна речовини та матеріали здатні тільки горіти при взаємодії з водою киснем повітря або один з одним за умови що приміщення в яких вони є в наявності або обертаються не належать до категорій А і Б. Г Негорючі речовини та матеріали в гарячому розжареному та розплавленому стані процес обробки яких супроводжується виділенням променистого тепла іскор і полум’я; горючі гази рідини та тверді речовини які спалюються або утилізуються як паливо. Д Негорючі рідини і матеріали у холодному стані. Допускається відносити до категорії Д приміщення в яких знаходяться горючі рідини в системах змащування охолодження та гідроприводу обладнання в кількості не більше 60кг на одиницю обладнання у разі тиску не більше 0 2 МПа; кабельні електропроводки до обладнання окремі предмети меблів на місцях. Додаток 6 Норми штучного освітлення виробничих об’єктів витяг з СНіП ІІ-4-79 № п/п Найменування об’єктів Загальна мінімальна освітленість лк 1 2 3 1 Гирла нафтогазових свердловин верстати-качалки 30 2 Моторні будки верстатів-качалок будки з апаратурою електрозаглибних насосів 30 3 Машинні зали компресорних і насосних станцій та вентиляційних приміщень 150 4 Операторні 150 5 Установки комплексної підготовки газу 30 6 Робочі місця при підземному і капітальному ремонті свердловин: Гирла свердловини 50 Лебідка 30 Підйомна щогла 10 Люлька верхового робітника 30 Приймальні містки 30 7 Шкали контрольно-вимірювальних приладів у приміщеннях і зовнішніх установках 150 8 Нафтові трапи газові сепаратори тощо 30 9 Резервуарні парки: Шляхи на території парку охоронне освітлення 2 Простір між резервуарами місце заміру рівня та керування засувками 5 10 Нафтоналивні і зливні естакади 10 11 Нафтові пастки 10 12 Склади: Громіздких предметів 20 Хімічних реагентів 30 Паливно-мастильних матеріалів 30 13 Стоянки автомашин 10 14 Механічні майстерні 200 15 Лабораторії 300 Примітки: 1.Залежно від кількості робочих змін зовнішнє освітлення території і окремих об’єктів допускається вмикати лише під час огляду або ремонту обладнання. 2.На автоматизованих площах де свердловини обслуговуються лише у денний час установка світильників не обов’язкова. Для вмикання переносних світильників для проведення аварійних робіт у нічний час біля свердловини встановлюється розетка. 3.Норми освітленості для приміщень відносяться до поверхонь які знаходяться на відстані 0 8 м від підлоги у горизонтальній площі. Додаток 7 ФОРМА АКТА ПРО ВИПРОБУВАННЯ НАГНІТАЛЬНИХ ЛІНІЙ БУРОВИХ НАСОСІВ найменування організації чи підприємства Акт про випробування нагнітальних ліній бурових насосів “ ” р. Бурова № Площа Ми що нижче підписалися: відповідальний представник вежомонтажної організації механік буровий майстер інженер з буріння машиніст цементувального агрегату склали даний акт про те що нами виконано випробування водою насосів типу у кількості шт. нагнітальної лінії діаметром мм стояка діаметром мм і компенсаторів типу тиском кгс/см2 протягом хв. Падіння тиску за період випробування склало кгс/см2 або % Заміри тиску виконувалися манометром № клас точності Запобіжні пристрої встановлені на тиск кгс/см2 На підставі викладеного вище комісія вважає: Підписи: Відповідальний представник вежомонтажної організації Механік Буровий майстер інженер з буріння Машиніст цементувального агрегату Примітка: Підписи скріпляються штампом вежомонтажної бригади бурової бригади . Додаток 8 ФОРМА АКТА ПРО ПЕРЕВІРКУ БУРОВОЇ ВЕЖІ Акт про перевірку бурової вежі від “ ” р. Ми що нижче підписалися механік буровий майстер бригадир бригади з огляду та ремонту бурових веж склали даний акт про перевірку бурової вежі типу заводський номер інвентарний номер яка встановлена на буровій № . У процесі перевірки бурової вежі обладнання і пристроїв що на ній знаходиться виконані наступні роботи: Необхідно виконати наступні роботи замінити справити тощо В результаті перевірки і виконання вищевказаних робіт комісія вважає що бурова вежа заводський номер інвентарний номер і кріплення на ній встановленого обладнання і пристроїв придатні не придатні до експлуатації. Механік підпис Буровий майстер підпис Бригадир бригади з огляду бурових веж підпис Примітка: Підписи скріпляються штампом бурової бригади. Додаток 9 ФОРМА АКТА ПРО ВВЕДЕННЯ В ЕКСПЛУАТАЦІЮ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ найменування організації чи підприємства Акт про введення в експлуатацію бурової установки “ ” р. свердловина № площі що знаходиться Ми що нижче підписалися комісія у складі посада прізвище ім’я по батькові перевірили готовність до пуску бурової установки типу що має: бурову вежу фундамент типу лебідку з приводом від бурові насоси з приводом від типу типу ротор з приводом від типу редуктор кронблок талевий блок підйомний гак вертлюг глиномішалку з приводом від і наступне допоміжне обладнання: Під час перевірки виявлено: 1.Комплектність бурової установки 2.Технічний стан обладнання 3.Стан талевого каната 4.Наявність і стан огороджень частин механізмів що рухаються і обертаються струмоведучих частин та циркуляційної системи 5.Укомплектованість бурової установки контрольно-вимірювальними приладами 6.Наявність пристроїв і пристосувань малої механізації та автоматизації а також пристроїв з охорони праці вказати чи відповідає затвердженому переліку або причини невідповідності 7.Освітлення бурової 8.Наявність аварійного освітлення 9.Стан культбудки 10.Стан прядив’яного каната для легкості продовження додатку 9 11. Забезпечення та виконання вимог пожежної безпеки 12. Наявність інструкцій і плакатів з охорони праці та пожежної безпеки 13. Наявність та кількість первинних засобів пожежогасіння 14. Наявність прав на ведення бурових робіт у майстрів і бурильників 15. Знання членами бригади Правил безпеки у нафтогазовидобувній промисловості України 16.До акту додаються: акт про випробування нагнітальних ліній бурових насосів; акт про випробування обмежувача підняття талевого блоку; акт про опресування пневмосистеми бурової установки. Висновок комісії: Підписи: прізвище ім’я по батькові прізвище ім’я по батькові прізвище ім’я по батькові прізвище ім’я по батькові Примітка: Підписи членів комісії скріпляються штампом бурової бригади. Додаток 10 ФОРМА АКТА ПЕРЕВІРКИ ГОТОВНОСТІ СВЕРДЛОВИНИ ДО ПРОМИСЛОВО-ГЕОФІЗИЧНИХ РОБІТ найменування організації – замовника власника Акт перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт “ ” р. Свердловина № Площа Ми що нижче підписалися нач.бурової ст.буровой майстер геолог та начальник промислово-геофізичної партії склали даний акт про те що нами перевірена готовність свердловини до промислово-геофізичних робіт. В результаті перевірки встановлено: 1.Рівень промивної рідини у свердловині 2.Питома вага промивної рідини яка використовувалася при бурінні інтервалів перфорації 3.Промивна рідина заготовлена у кількості м3 і має параметри : питома вага в’язкість 4.Проробка і промивання стовбура свердловини виконувалися тип і діаметр долота інтервали і тривалість промивання проробки дата 5.Уступи обвали пробки маються чи ні на якій глибині 6.Останній спуск підняття інструмента відбувався спостерігалися чи ні затягування та інші ненормальності 7.Підлога бурової та приймальні містки відповідають вимогам безпеки і очищені від глинистого розчину нафти нафтопродуктів та інших забруднень 8.Для встановлення блок-балансу споруджена площадка а також площадка для розміщення геофізичного обладнання заземлюючі пристрої 9.Гирло свердловини обладнане засувкою опресованою на тиск кгс/см2 10.Бурова лебідка і привід справні Висновки: Підписи: Нач.бурової ст.буровой майстер Геолог Нач. промислово-геофізичної партії Примітка: Підписи скріпляються штампами бурової бригади і геофізичної організації. Додаток 11 ФОРМА АКТА ПЕРЕВІРКИ ГОТОВНОСТІ СВЕРДЛОВИНИ ДО ПРОМИСЛОВО-ГЕОФІЗИЧНИХ РОБІТ ПІД ТИСКОМ найменування організації – замовника власника Акт перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт під тиском “ ” р. Свердловина № Площа Призначення і стан свердловини на період дослідження Ми що нижче підписалися: нач. УКПГ промисла ст.майстер ; представник геологічної служби замовника та представник геофізичної організації начальник промислово-геофізичної партії склали даний акт про те що нами перевірена готовність промплощадки й свердловини № до промислово-геофізичних досліджень. В результаті перевірки встановлено: 1.Гирло свердловини забезпечено промплощадкою площею м2 . Контури промплощадки узгоджені з землекористувачами і місцевими органами влади відповідно до діючого законодавства. 2.Під’їзд до гирла свердловини по дорозі за маршрутом тип дороги вказати маршрут 3.Фонтанна арматура типу на гирлі свердловини справна пройшла регламентні перевірки. До викидів НКТ і затруб’я підведені трубопроводи ? мм від колектора УКПГ та на “факельний” амбар. На ФА маються справні штуцери для встановлення зразкових манометрів де встановлені штуцери – НКТ затруб’я міжколонний простір 4.Промплощадка гирла свердловини забезпечує розміщення встановлення та монтаж-демонтаж відповідного геофізичного обладнання і техніки ПЛУ підіймач лабораторія перфораторна станція та ін. 5.Для обслуговування ФА площадка що виключає сковзання персоналу. наявність – є чи немає 6.Для збирання рідкого флюїду й вуглеводневої сировини нафта конденсат замовник забезпечує місткість об’ємом м3. Висновки: Підписи: Начальник УКПГ промислу ст.майстер Представник геологічної служби замовника Представник геофізичної організації начальник промислово-геофізичної партії Примітка: Підписи скріпляються штампами бурової бригади і геофізичної організації Додаток 12 ФОРМА ЖУРНАЛУ КОНТРОЛЮ ПОВІТРЯ НА ВМІСТ СІРКОВОДНЮ Журнал контролю повітря на вміст сірководню № аналізів Дата і час відбору проб Місце відбору проб № свердловини промислу Кількість сірководню мг/м3 Аналіз проводив Причина підвищеної загазованості Заходи щодо усунення причин підвищеної загазованості 1 2 3 4 5 6 7     Додаток 13 КЛАСИФІКАЦІЯ АВАРІЙ НА ТЕХНОЛОГІЧНИХ ОБ’ЄКТАХ НАФТОГАЗОВИДОБУВНИХ ВИРОБНИЦТВ   Аварії першої категорії : 1. Відкриті нафтові та газові фонтани. 2. Грифоноутворення роботи з ліквідації яких призвели до аварійної зупинки фонду свердловин. 3. Руйнування елементів лінійної частини промислових міжпромислових газозбірних колекторів що призвело до аварійної зупинки діючого фонду свердловин та повного припинення подачі газу в магістральний газопровід споживачам . 4. Руйнування комунікацій чи технологічного обладнання УКПГ ГС ДКС ПГРС що призвело до загазовування навколишнього середовища та аварійної зупинки подачі газу в магістральні газопроводи споживачам та чи аварійної зупинки діючого фонду свердловин. 5. Руйнування комунікацій чи технологічного обладнання УКПН ДНС НС ЦПЗ резервуарних парків що призвело до витоків та загорання нафти та припинення нафтовидобування та чи відвантаження нафти споживачам. 6. Руйнування лінійної частини магістральних конденсатопроводів що призвело до зупинки газовидобування на час ліквідації аварії.   Аварії другої категорії: 1. Аварії під час буріння чи капітального ремонту свердловин що призвели до ліквідації свердловин. 2. Руйнування шлейфів газових свердловин викидних трубопроводів нафтових фонтанних свердловин що призвело до аварійної зупинки роботи свердловин шляхом закриття гирлової запірної арматури. 3. Руйнування елементів лінійної частини промислових міжпромислових газозбірних колекторів що призвело до аварійної зупинки частини діючого фонду свердловин та чи часткового припинення подачі газу в магістральний газопровід. 4. Руйнування лінійної частини магістральних конденсатопроводів що не призвело до зупинки газовидобування на час ліквідації аварії. Додаток 14   ПЕРЕЛІК ТИПОВИХ ПОРУШЕНЬ ВИМОГ ПРОТИФОНТАННОЇ БЕЗПЕКИ НЕСУМІСНИХ З БЕЗПЕЧНИМ ВИКОНАННЯМ РОБІТ НА НАФТОВИХ ТА ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИНАХ   1.1. Поглиблення свердловини після спуску обсадної колони і обладнання гирла без дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної частини. 1.2. Невідповідність фактичної обв’язки гирла свердловини затвердженій схемі в тому числі: 1.2.1. Встановлення превентерів з робочим тиском нижче передбаченого у проектній документації. 1.2.2. Фактична кількість превентерів менша чим у затвердженій схемі. 1.2.3. Відсутність в превентерній компановці надпревентерної котушки. 1.2.4. Відсутність рознімного зливного жолоба. 1.3. Несправність противикидного обладнання і обв’язки гирла свердловини: 1.3.1. Негерметичність фланцевих з’єднань вузлів противикидного обладнання. 1.3.2. Негерметичність зварних швів вузлів противикидного обладнання і обв’язки колон. 1.3.3. Відсутність шпильок у фланцевих з’єднань вузлів противикидного обладнання. 1.4. Несправність управління превентерами: 1.4.1. Відсутність або несправність дублюючого пульта керування превентерами. 1.4.2. Відсутність або несправність штурвалів ручного приводу. 1.4.3. Негерметичність гідросистеми пультів керування превентером. 1.4.4. Встановлення пультів керування превентерами ближче 10 м від гирла свердловини. 1.5. Порушення правил монтажу викидних трубопроводів превентерної установки: 1.5.1. Довжина викидних трубопроводів менше 100 м для газових свердловин та менше 30 м для нафтових. 1.5.2. Направлення викидних трубопроводів в бік ліній електропередачі проїжджих шляхів річок каналів лісових масивів житлових та виробничих будівель установок які мають відкритий вогонь або іскри. 1.5.3. Повороти викидних трубопроводів виконані не на кованих кутиках литих трійниках з буферним пристроєм . 1.5.4. Діаметр викидних трубопроводів до кінцевих засувок не відповідає діаметру відводів хрестовини превентерної установки. 1.5.5. Викидні трубопроводи від відводів хрестовини до кінцевих засувок виконані не на фланцевих або інших з’єднаннях які передбачені заводом-виробником. 1.5.6. Запірна арматура обв’язки противикидного обладнання не відповідає технічній характеристиці превентерної установки. 1.5.7. Монтаж запірної арматури викидних трубопроводів в місцях або положеннях що ускладнює керування ними або їх заміну. 1.5.8. Стояки кріплення викидних трубопроводів не забетоновані або маса бетонних тумб не відповідає розрахунковій. 1.6. Відсутність технічної документації на противикидне обладнання: 1.6.1. Технічного паспорта. 1.6.2. Затвердженої схеми фактичної обв’язки гирла свердловини з розмірами. 1.6.3. Паспортів і актів на опресування колонної головки двофланцевої котушки викидних трубопроводів кутників або трійників противикидної перфораційної засувки фонтанної арматури. 1.7. Плашки превентерів не відповідають діаметру застосованих сталевих бурильних труб. 1.8. Відсутність плашок під обсадні труби або від спеціального перевідника при спусканні обсадних колон в свердловину з розкритими продуктивними горизонтами. 6 5 122 113