НПАОП 11.1-1.20-03

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

  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОРМАТИВНЫЙ АКТ ОБ ОХРАНЕ ТРУДА       УТВЕРЖДЕН   Приказом Госнадзорохрантруда Украины   от 19.12.2003 г. № 258                     ДНАОП 1.1.21-1. 20 - 03   ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ УКРАИНЫ                                           Киев         ПРЕДИСЛОВИЕ     РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом “Украинский Центр экологии безопасности и охраны труда нефтегазовой промышленности” ВАТ "УЦЭБОТнефтегаз" Национальной акционерной компанией “Нефтегаз Украины” НАК “Нефтегаз Украины” Открытым акционерным обществом “Укрнефть” ВАТ “Укрнефть” Дочерней компанией “Укргаздобыча” ДК “Укргаздобыча”   ВНЕСЕН Управлением организации государственного надзора в нефтегазовом и химическом комплексах Госнадзорохрантруда Украины   ВВЕДЕН С введением в действие этих Правил считать такими что не применяются на территории Украины “Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” утвержденные Госгортехнадзором СССР 31.01.74 г.       Редакционная комиссия: Герасименко Ю.Н. – академик УНГА председатель Чубатый В.А. Ковалик И.С. Корсун Н.Н. Нефедченко Л.А. Плишка М.Г. Тачинский М.Е. Орехов О.А.                          Госнадзорохрантруда   СОДЕРЖАНИЕ       Стр. 1 Область применения 1 2 Нормативные ссылки 2 3 Определения 9 4 Обозначения и сокращения 11 5 Общие требования 12 5.1 Общие организационно-технические требования 12 5.2 Требования к персоналу 13 5.3 Требования к средствам защиты работников 14 5.4 Требования к территориям зданиям сооружениям помещениям 15 5.5 Общие требования к оборудованию и инструменту 19 5.6 Требования к электрооборудованию 21 5.7 Требования к стальным канатам 23 5.8 Требования к строительным машинам механизмам специальной технике 23 5.9 Перевозка работников 25 5.10 Выполнение работ в емкостном оборудовании и колодцах 26 6 Бурение нефтяных и газовых скважин 29 6.1 Проектирование и сооружение скважин 29 6.2 Подготовительные и вышкомонтажные работы 29 6.3 Буровые установки. Буровое оборудование и инструмент 31 6.4 Крепление скважин 34 6.5 Бурение скважин 36 6.6 Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин  41 6.7 Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования 44 6.8 Освоение и испытание законченных бурением скважин 48 6.9 Ликвидация аварий при бурении скважин 49 7 Добыча промышленный сбор и подготовка к транспортировке нефти газа и газового конденсата   51 7.1 Обустройство нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений 51 7.2 Порядок приема в эксплуатацию сооружений и оборудования 51 7.3 Колтюбинговые установки 52 7.4 Фонтанная и газлифтная эксплуатация нефтяных скважин 53 7.5 Эксплуатация скважин штанговыми насосами 55 7.6 Эксплуатация скважин центробежными винтовыми диафрагмовыми погружными электронасосами   55 7.7 Эксплуатация скважин гидропоршневыми и струйными насосами 56 7.8 Эксплуатация нагнетательных скважин при разработке месторождений с поддержанием пластового давления методом закачки в пласт сухого газа сайклинг-процесс или воды заводнение 57 7.9 Исследование скважин 58 7.10 Депарафинизация скважин труб и оборудования 59 7.11 Интенсификация добычи нефти и газа 59 7.12 Капитальный и подземный ремонт скважин 63 7.13 Системы промыслового и межпромыслового сбора нефти и газа. Подготовка нефти и газа к транспортировке   67 7.14 Факельные системы 81 8 Ведение геофизических работ на нефтяных и газовых скважинах 82 8.1 Общие положения 82 8.2 Требования к геофизической аппаратуре и оборудованию 83 8.3 Геофизические работы при бурении скважин 84 8.4 Геофизические работы при эксплуатации скважин 86 8.5 Перфорация обсадных колонн 86 9 Дополнительные требования безопасности при разработке месторождений нефти и газа содержащих сероводород 88 9.1 Общие положения 88 9.2 Требования к персоналу 89 9.3 Требования к территории зданиям и сооружениям 90 9.4 Технологическое оборудование 91 9.5 Разработка проектов на разведку бурение скважин и обустройство месторождений 92 9.6 Бурение и крепление скважин 94 9.7 Ведение промыслово-геофизических работ 95 9.8 Освоение и гидродинамические исследования скважин 96 9.9 Эксплуатация и ремонт скважин 97 9.10 Сбор и подготовка нефти газа и газового конденсата 99 9.11 Контроль воздушной среды 99 9.12 Средства индивидуальной защиты 100 9.13 Режимность производственных объектов 101 9.14 Консервация и ликвидация скважин 101 9.15 Охрана окружающей среды 102     Приложения.   1 Классификация взрывоопасных зон буровых установок и нефтегазопромысловых объектов 103 2 Таблица “Минимальные расстояния объектов обустройства нефтяного месторождения до зданий и сооружений ” 104 3 Таблица “Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения” 105 4 Таблица “Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями которые размещаются на территории предприятия по добыче природного газа” 110 5 Категории помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии с ОНТП 24-86 115 6 Нормы искусственного освещения производственных объектов 116 7 Форма акта об испытании нагнетательных линий буровых насосов 117 8 Форма акта о проверке буровой вышки 118 9 Форма акта о введении в эксплуатацию буровой установки 119 10 Форма акта проверки готовности скважины к промышленно-геофизическим работам 121 11 Форма акта проверки готовности скважины к промышленно-геофизическим работам под давлением 122 12 Форма журнала контроля воздуха на содержание сероводорода 123 13 Классификация аварий на технологических объектах нефтегазодобывающих производств 124 14 Перечень типичных нарушений требований противофонтанной безопасности несовместимых с дальнейшим выполнением работ на нефтяных и газовых скважинах 125       ДНАОП 1.1.21-1. -     ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ УКРАИНЫ      Дата введения 01.01.2004 г.     1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ   Действие Правил распространяется на предприятия организации и учреждения независимо от форм собственности и ведомственного подчинения деятельность которых связана с проектированием сооружением эксплуатацией ремонтом и реконструкцией объектов нефтегазодобывающих производств а также на специализированные организации осуществляющие геофизические научно-исследовательские проектно-конструкторские строительно-монтажные пусконаладочные и диагностические работы надзорные функции ликвидацию аварий и обучение производственного персонала на нефтегазодобывающих производствах. Правила устанавливают требования безопасности при бурении и эксплуатации капитальном ремонте и исследованиях нефтяных и газовых скважин промыслового и межпромыслового сбора нефти и газа и подготовки нефти и газа к транспортированию магистральными трубопроводами. Межпромысловые газосборные коллекторы должны эксплуатироваться в соответствии с “Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов” „Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов”. Трубопроводы промысловой системы сбора газа должны эксплуатироваться согласно „Правилам технической эксплуатации промысловых трубопроводов газовых газоконденсатных и нефтяных месторождений” Газопроводы с рабочим давлением до 1 2МПа предназначенные для поставки газа на собственные потребности нефтегазодобывающих производств предприятий эксплуатируются в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.20-98 „Правила безопасности систем газоснабжения Украины” и ДБН В.2.5-20-2001 „Инженерное оборудование зданий и сооружений. Внешние сети и сооружения. Газоснабжение.”. С вступлением в действие этих Правил теряет силу НАОП 1.1.21-1.01-74 „Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” утвержденный Госгортехнадзором СССР 31.01.74г.   2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ   В этих Правилах есть ссылки на такие законодательные акты и нормативные документы:   Обозначение нормативного акта Название Кем когда утверж-ден регистрация в Минюсте 1 2 3 1   Закон Украины «О внесении изменений в Закон Украины “Об охране труда” ВРУ 21.11.02 №229-IV 2   Закон Украины “О пожарной безопасности” ВРУ 17.12.93 №3747-ХІІ 3   Закон Украины “О нефти и газе” ВРУ 12.07.01 №2665-ІІІ 4   Закон Украины “О трубопроводном транспорте” ВРУ 15.05.96 №192/96-ВР 5   Закон Украины “Об аварийно-спасательных службах” ВРУ 14.12.99 №1281-XIV 6   Закон Украины “Об объектах повышенной опасности” ВРУ 18.01.01 №2245-ІІІ 7   Земельный кодекс Украины ВРУ 25.10.01 №2196-ХІІ 8 Водный кодекс Украины ВРУ 06.06.95 №213/95-ВР 9   Кодекс законов о работе Украины ВР УССР 10.12.71 №322-VІІІ 10   Кодекс Украины о недрах ВРУ 27.07.94 № 132/94-ВР 11   Правила дорожного движения Украины КМУ от 10.10.01 пост.№1306 12   Об утверждении перечня объектов и отдельных территорий которые подлежат постоянному и обязательному обслуживанию государственными аварийно-спасательными службами КМУ от 04.08.00 пост. № 1214 13 Об идентификации и декларировании безопасности объектов повышенной опасности КМУ от 11.07.2002 пост.№ 956 14 ДНАОП 0.00-1.03-02 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов Минтруда Украины от 20.08.02 прик. № 409 15 ДНАОП 0.00-1.07-94 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением Изменения: 1 2 Госнадзорохрантруда Украины от 18.10.94 прик. № 104 Госнадзорохрантру-да Украины от 18.10.94 прик. № 104 Минтруда Украины от 22.03.02 пр.№161 16 ДНАОП 0.00-1.11-98 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды Изменения: Госнадзорохрантруда Украины от 08.09.98 прик. № 177 Минюст Украины 07.10.98 №636/3076 Минтруда Украины от 06.03.02 пр.№131 Минюст Украины 27.03.02 №306/6594 17 ДНАОП 0.00-1.15-71 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих токсичных и сжиженных газов ПУГ-69 Госгортехнадзор СССР 05.03.71 18 ДНАОП 0.00-1.16-96 Правила аттестации сварщиков Госнадзорохрантруда Украины от 19.04.96 прик.№ 61 Минюст Украины 31.05.95 № 262/128 19 ДНАОП 0.00-1.17-92 Единые правила безопасности при взрывных роботах Изменения: 1 2 Госгортехнадзор Украины 25.03.92 Госнадзорохрантруда Украины от 31.03.94 прик.№28 Госнадзорохрантруда Украины от 01.01.97 прик.№171 20 ДНАОП 0.00-1.21-98 Правила безопасной эксплуатации электроустановок потребителей Госнадзорохрантруда Украины от 09.01.98 прик. № 4 Минюст Украины 10.02.98 №93/2533 21 ДНАОП 0.00-1.32-01 Правила устройства электроустановок. Электрооборудование специальных установок. Минтруда и социальной политики Украины от 21.06.01 прик. № 272 22 ДНАОП 0.00-4.03-01 Положение о порядке расследования и ведения учета несчастных случаев профессиональных заболеваний и аварий на производстве КМУ от 21.08.01 пост. № 1094 23 ДНАОП 0.00-4.05-93 Положение о выдаче Государственным комитетом по надзору за охраной труда собственнику предприятия учреждения организации или уполномоченому ими органу разрешения на начало работы предприятия учреждения организации КМУ от 06.10.93 пост. № 831   24 ДНАОП 0.00-4.12-99 Типовое положение об обучении по вопросам охраны труда Госнадзорохрантруда Украины от 17.02.99 прик. № 27 Минюст Украины 21.04.99 №248/3541 25 ДНАОП 0.00-4.15-98 Положение о разработке инструкций по охране труда Госнадзорохрантруда Украины от 29.01.98 прик № 9 Минюст Украины 07.04.98 №226/2666 26 ДНАОП 0.00-4.20-94 Положение о порядке проведения государст-венной экспертизы проверки проектной документации на строительство и реконструк-цию производственных объектов и изготовле-ние средств производства на соответствие их нормативным актам об охране труда Изменения: КМУ от 23.06.94 пост. № 431   КМУ от 18.01.99 пост.№57 27 ДНАОП 0.00-4.26-96 Положение о порядке обеспечения работников специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты Госнадзорохрантруда Украины от 29.10.96 прик.№ 170 Минюст Украины 18.11.96 №667/1692 28 ДНАОП 0.00-4.33-99 Положение по разработке планов локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий Госнадзорохрантруда Украины от 17.06.99 прик. № 112 Минюст Украины 30.06.99 №424/3717 29 ДНАОП 0.00-8.01-93 Перечень должностей должностных лиц обязанных проходить предварительную и периодическую проверку знаний по охране труда Госнадзорохрантруда Украины от 11.10.93 прик.№ 94 Минюст Украины 20.10.94 №154 30 ДНАОП 0.03-8.06-94 Перечень работ где имеется потребность в профессиональном отборе Минохраны здоровья Украины Госнадзорохрантруда Украины от 23.09.94 прик. № 263/121 Минюст Украины 25.01.95 №18/554 31 ДНАОП 0.03-8.07-94 Перечень тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда на которых запрещается применение труда несовершеннолетних Минохраны здоровья Украины от 31.03.94 прик.№46 Минюст Украины 28.07.94 №176/385 32 ДНАОП 0.03-8.08-93 Перечень тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда на которых запрещается применение труда женщин Минохраны здоровья Украины от 29.12.93 прик. № 256 Минюст Украины 30.03.94 №51/260 33 ДНАОП 1.1.10-1.04-01 Правила безопасной работы с инструментами и приспособлениями Минтруда и социаль-ной политики Украины от 05.06.01 прик. № 253 34 ДНАОП 1.1.10-1.07-01 Правила эксплуатации электрозащитных средств   Минтруда и социаль-ной политики Украины от 05.06.01 прик. № 252 35 ДНАОП 1.1.23-8.02-01 Знаки безопасности для предприятий газовой промышленности Минтруда и социаль-ной политики Украины от 17.05.01 прик.№204 36 НАОП 1.1.21-1.18-82 Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных газовых и газоконденсатных месторождениях Мингазпром Миннефтепром Мингео СССР 09.09.82 37 НАОП 1.1.21-2.09-85 ОСТ 39.158-85 Бурение нефтяных и газовых скважин. Общие требования безопасности. Миннефтепром СССР 1985 38 НАОП 1.1.21-3.03-75 Нормативы оснащения объектов предприятий нефтяной и газовой промышленности механизмами устройствами и приборами повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации Госгортехнадзор СССР 15.04.75 39 НАОП 1.1.21-5.04-88 Типовая инструкция по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации нефтегазопроявлений при строительстве скважин на нефть и газ Госгортехнадзор СССР 16.11.88 40 НАОП 1.1.23-1.14-84 Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем; ПУ и БЭФ-84 Госгортехнадзор СССР 13.06.84 41 НАОП 1.1.23-5.14-75 Инструкция о порядке получения от поставщиков перевозки хранения отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности Мингазпром СССР 07.07.75 42 НАОП 1.1.23-1.03-84 Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов Мингазпром СССР 16.03.84 43 НАПБ А.01.001-95 Правила пожарной безопасности в Украине Изменения: ГУДПО МВД Украины 14.06.95 Минюст Украины 14.07.95 №219/755 Главный государст-венный инспектор Украины по пожарно-му надзору – началь-ник ГУГПО МВД Украины 25.02.02 Минюст Украины 26.03.02 №297/6585 44 НАПБ Б.02.005-94 Типовое положение о специальном обучении инструктажах и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях в учреждениях и организациях Украины МВД Украины 17.11.94 прик. № 628   45 НАПБ Б.06.001-94 Перечень должностей при назначении на которые лица обязаны проходить обучение и проверку знаний по вопросам пожарной безопасности и порядок его организации МВД Украины 17.11.94 прик. № 628   46 НАПБ Б.06.004-97 Перечень однотипных по назначению объектов подлежащих оборудованию автоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализации МВД Украины 20.11.97 прик.№779 47 НАПБ Б.07.005-86 Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. ОНТП 24-86 МВД СССР 27.02.86 48 НАПБ Б.07.007-94 Порядок проведения экспертизы проектной и другой документации относительно пожарной безопасности МВД Украины 22.11.94 прик. № 641 49 НАПБ В.01.027-85/112 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности Миннефтепром СССР 25.11.85 50 НАПБ 01.035-97 Правила пожарной безопасности в газовой промышленности Украины АО “Укргазпром” 19.02.97 прик. № 57 51 ДБН А.3.1-3-94 Управление организация и технология. Принятие в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения. Госсторой 1994 52 ДСН 3.3.6.037-99 Санитарные нормы производственного шума ультразвука и инфразвука Гл.гос.санитарный врач Украины от 01.12.99 пост.№37 53 ДСН 3.3.6.039-99 Государственные санитарные нормы производственной общей и локальной вибрации Гл.гос.санитарный врач Украины от 01.12.99 пост.№39 54 ДСН 3.3.6.042-99 Санитарные нормы микроклимата производственных помещений Гл.гос.санитарный врач Украины от 01.12.99 пост.№42 55 ДСТУ 2586-94 Знаки дорожные. Общие технические условия. 56 ДСТУ 3413-96 Система сертификации УкрСЕПРО. Порядок проведения сертификации продукции.   57 ГСТУ 41-00032626-00-007-97 Охрана окружающей среды. Сооружение разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ на суше. Правила проведения работ.   58 ГСТУ 320.02829777.014-99 Неразрушающий контроль и оценка технического состояния металлоконструкций буровых вышек в разобранном и собранном состоянии Минэнергетики Украины. от 09.02.2000 распоряж.№ 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 напряжения и требования к проведению контроля на рабочих местах. Госстандарт СССР от 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. Госстандарт СССР от 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 Проектирование складов нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров не выше 93 3 кПа Госкомнефтегаз Украины 92 ВБН В.2.2-58.2-94 Резервуары вертикальные стальные для хранения нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров не выше 93 3 кПа Госкомнефтегаз Украины 93 ВСН 51-3-85 Проектирование промысловых стальных трубопроводов Миннефтегазпром СССР 94 ВСН 005-88 Строительство промысловых трубопроводов. Технология и организация. Миннефтегазпром СССР 95 ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазпром СССР 96 ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. Миннефтегазпром СССР 97 ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Миннефтегазпром СССР 98 ОНТП 51-1-85 Общесоюзные нормы технологического про-ектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. Мінгазпром СССР 99 РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений Минэнерго СССР 100 РД 39-0147103-344-86 Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа   101 ТУ У 320.00158764.033-2000 Газы горючие природные подающиеся в магистральные газопроводы 102 СТП 320.001587864.034-2002 Правила технической эксплуатации промысловых трубопроводов газовых газоконденсатных и нефтяных месторождений ДК “Укргаздобыча” от 17.06.02 прик.№235 103   Правила устройства электроустановок   Минэнерго СССР 1985 104   Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей Минэнерго СССР 21.12.85 105 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ПТЭ МГ Мингазпром СССР 22.03.88 106 Положение о планово-предупредительном ремонте контрольно-измерительных приборов и средств автоматики 107   Положение в порядке ликвидации нефтяных газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение Госгортехнадзор СССР от 27.12.89 прик. № 19  108 Требования к монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровых ПО “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 ПО “Укргазпром” 29.03.91 110   Положение о порядке выдачи разрешений Комитетом по надзору за охраной труда Госнадзорохрантруда Украины от 04.06.99 прик. № 103  3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ   В этих Правилах приведенные ниже термины употребляются в таком значении : Агрессивные пластовые флюиды - жидкие или газообразные вещества преимущественно вода нефть природный газ газоконденсат или их смесь которые находятся в продуктивном коллекторе и содержат агрессивные компоненты сероводород углекислый газ жирные кислоты и т.п. . Аномально высокое пластовое давление - величина пластового давления превышающая гидростатическое нормальное пластовое давление на 30% и более. Аномально низкое пластовое давление - величина пластового давления которая ниже гидростатического нормального пластового давления на 10% и менее. Буферная зона - зона между добывающим транспортирующим или перерабатывающим продукцию с сероводородом промышленным объектом и жилыми сооружениями достаточная для принятия мер по оповещению и эвакуации проживающего в ней населения при возникновении аварийной ситуации на промышленном объекте. Грузоподъемность вышки мачты - величина параметра "Допустимая нагрузка на крюке" совместно с нагрузками на ходовом и неподвижном концах каната. Газ - полезное ископаемое представляющее собой смесь углеводородов и неуглеводородных компонентов находящееся в газообразном состоянии при стандартных условиях давлении 760 мм рт ст и температуре 200С . Газовый затвор - устройство для предупреждения попадания воздуха в факельную систему. Гидратные пробки гидраты углеводородных газов - образования в эксплуатационных колоннах фонтанных арматурах газопроводах и технологических аппаратах УКПГ представляющие собой соединения клатраты в которых молекулы углеводородных газов заполняют пустоты кристаллической решетки льда. Опытно-промышленная разработка месторождения нефти и газа - стадия геологического изучения месторождения на которой осуществляется добыча из месторождения ограниченного количества нефти и газа с целью определения его промышленной ценности уточнения горно-геологических и технологических параметров необходимых для подсчета запасов нефти газа и сопутствующих компонентов и обоснования выбора рационального метода технологии промышленной разработки месторождения. Общая факельная система - система предназначенная для сбора и отвода на безопасное расстояние газа после технологических и аварийных продувок технологических аппаратов и коммуникаций газовых и нефтяных промыслов. Наряд-допуск – составленное на специальном бланке распоряжение на выполнение работ с повышенной опасностью которое определяет их содержание место начало и окончание необходимые меры безопасности состав бригады и лиц ответственных за безопасное выполнение работы. Нефть - полезное ископаемое представляющее собой смесь углеводородов и растворенных в них компонентов которая находится в жидком состоянии при стандартных условиях давлении 760 мм рт ст и температуре 200С . Нефтегазодобывающий объект объект - территория обозначенная огороженная в границах отведенного земельного участка с расположенными на ней производственными складскими и административно-бытовыми зданиями сооружениями открытыми технологическими площадками и технологическим оборудованием. Нормальное пластовое давление - пластовое давление равное гидростатическому давлению воды плотностью 1 г/см3 от кровли пласта до поверхности земли по вертикали. Аномальные пластовые давления характеризуются любым отклонением от нормального. Охрана окружающей среды - комплекс мер по охране рациональному использованию и восстановлению живой и неживой природы. Промышленная разработка месторождения нефти и газа - технологический процесс добычи из месторождения нефти газа и сопутствующих им полезных компонентов который осуществляется на основе соответствующих проектных документов после завершения геологического изучения месторождения геолого-экономической оценки и утверждения в установленном порядке запасов нефти газа и сопутствующих компонентов. Месторождение нефти и газа - природное сосредоточение нефти и газа состоящее из одного или нескольких залежей которые в плане горизонтальной проекции частично или полностью совпадают между собой. Разработка месторождения нефти и газа - технологический процесс добычи из месторождения нефти газа и сопутствующих им полезных компонентов который состоит из двух последовательных этапов – опытно-промышленной разработки месторождения и промышленной разработки месторождения. Парциальное давление сероводорода - произведение объемного содержания части от общего объема газовой фазы сероводорода на общее давление газа в системе. Это определение пригодно для пользования таблицей 4 составленной по данным NАСЕ МР-01-75 1984 USА. Залежь нефти и газа - единичное природное сосредоточение нефти и газа в недрах. Продувочный газ - газ который направляется в систему для предупреждения попадания в нее воздуха и образования взрывоопасной смеси. Сбросы - горючие газы и пары выделяемые технологическими установками которые не могут быть использованы непосредственно в данной технологии. Специализированная аварийно-спасательная служба – профессиональная аварийно-спасательная служба которая имеет подготовленный и снаряженный личный состав для ликвидации отдельных классов и подклассов чрезвычайных ситуаций гашение газовых фонтанов представления медпомощи потерпевшим водолазные работы и т.п. и соответствующие аварийно-спасательные средства. Специальная факельная система - система для сжигания высокотоксичных газов и паров которые образуются в процессе подготовки газа к транспортировке и не подаются в факельный коллектор по разным причинам содержание сероводорода свыше 8% давление в технологической установке не обеспечивает сброс в общую систему склонность к полимеризации и т.п. . Осложнение – нарушение непрерывности технологического процесса при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ вызванное явлениями горно-геологического характера.   4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ   АВПД Аномально высокое пластовое давление АДП Агрегат для депарафинизации передвижной АНПД Аномально низкое пластовое давление АСП Комплекс для автоматического выполнения спуско-подъемных операций БДТ Безмуфтовая длинномерная труба БКНС Блочная кустовая насосная станция ВМ Взрывные материалы ОПК Опробователь пластов кабельный ВВ Взрывные вещества ГВК Газоводяной контакт ПДК Предельно-допустимая концентрация ГИС Геофизические исследования скважин ГНВП Газонефтеводопроявление ГТИ Геологические геохимические и технологические исследования ГТН Геолого-технический наряд ДКС Дожимная компрессорная станция ДНАОП Государственный нормативный акт об охране труда ДНС Дожимная насосная станция ЭЦБН Электроцентробежный насос ЭВС Электровзрывная сеть ЭПС Электропрострелочные системы СИ Средства инициирования СИЗ Средства индивидуальной защиты ЗСУ Замерные сепарационные установки КИП Контрольно-измерительные приборы КИПиА Контрольно-измерительные приборы и автоматика КВД Кривая восстановления давления КНБК Компоновка низа бурильной колонны КНС Кустовая насосная станция КРС Капитальный ремонт скважин КС Компрессорная станция ЛБТ Легкосплавные бурильные трубы ЛЭП Линии электропередачи НКПВ Нижний концентрационный предел взрываемости УКК Учебно-курсовой комбинат НКТ Насосно-компрессорные трубы НС Насосная станция УБТ Утяжеленные бурильные трубы ОЗЦ Время ожидания затвердение цемента ОП Оборудование противовыбросовое ОРЗ Одновременно-раздельная закачка ПАВ Поверхностно-активные вещества ПВА Прострелочно-взрывная аппаратура ПВР Прострелочные и взрывные работы ПГР Промышленно-геофизические работы ПГРС Промышленная газораспределительная станция ППР Планово-предупредительный ремонт ПКР Пневматические клинья ротора ПЛАС План локализации и ликвидаци аварийных ситуаций и аварий ПЛУ Передвижная лубрикаторная установка ППД Поддержка пластового давления ППУ Паровая передвижная установка ТРС Текущий ремонт скважин РВС Резервуар вертикальный стальной РИТС Районная инженерно-техническая служба РУ Распределительное устройство РР Радиоактивные вещества СГТИ Станция геолого-технических исследований СКР Сульфидно-коррозионное растрескивание металла СНС Статическое напряжение сдвига СПО Спуско-подъемные операции ТМС Технические моющие средства ТП Трансформаторная подстанция УБР Управление буровых работ УКПГ Установка комплексной подготовки газа УКПН Установка комплексной подготовки нефти УПН Установка подготовки нефти УПП Установка парогенераторная передвижная ФА Фонтанная арматура ЦС Циркуляционная система ЦПС Центральный пункт сбора ШГН Штанговые глубинные насосы Рраб Рабочее давление   5. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ   5.1. Общие организационно-технические требования   5.1.1. Предприятия и организации которые намерены осуществлять деятельность по указанным в разделе 1 направлениям должны получить в установленном порядке разрешение Госнадзорохрантруда Украины на соответствующий вид деятельности в соответствии с требованиями действующего Законодательства. 5.1.2. Предприятия нефтегазодобывающей промышленности подлежат идентификации и декларированию безопасности объектов повышенной опасности согласно Постановлению Кабинета Министров Украины от 11.07.02 р. № 956. 5.1.3. Рабочие проекты на изыскание разработку и обустройство нефтяных газовых газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа подлежат экспертизе в специализированных экспертно-технических центрах Госнадзорохрантруда. 5.1.4. Субъект хозяйственной деятельности который намеревается начать продолжить выполнение работ по бурению нефтяных и газовых скважин; промышленно-геофизическим исследованиям; освоению и глушению газовых и нефтяных скважин; добыче нефти газа и конденсата; подготовке нефти и газа к дальнему транспортированию; ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов нефте- газо- водопроявлений или эксплуатацию оборудования нефтегазодобывающей промышленности должен получить соответствующее разрешение Госнадзорохрантруда Украины или его территориального органа. 5.1.5. Проведение работ с повышенной опасностью следует осуществлять по наряду-допуску. Перечень таких работ порядок оформления нарядов-допусков а также перечни должностей лиц которые имеют право руководить этими роботами утверждаются руководителем предприятия. 5.1.6. Ликвидация аварий при бурении эксплуатации и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих ведомственных нормативных документов. 5.1.7. На предприятиях нефтегазодобывающей промышленности должны быть разработаны планы локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций и аварий ПЛАС в соответствии с ДНАОП 0.00-4.33-99 и инструкции по охране труда для профессий и видов работ в соответствии с ДНАОП 0.00-4.15-98. 5.1.8. Порядок доступа посторонних лиц на территорию производственного объекта определяет руководитель объекта. 5.1.9. Ликвидация и консервация скважин осуществляется в порядке установленном действующими в отрасли нормативными документами в частности “Положением о порядке ликвидации нефтяных газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение” и “Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин для месторождений и подземных хранилищ газа ПО “Укргазпром” при их ликвидации или консервации”. 5.1.10. Фонд нефтяных и газовых скважин и системы сбора и подготовки нефти и газа к транспортировке должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями технологического регламента и других эксплуатационных нормативно-технических документов. 5.1.11. Не допускается осуществление бурения нефтяных и газовых скважин и обустройство нефтяных и газовых месторождений без предшествующей экспертизы проектной документации на соответствие проектных решений требованиям безопасности и охраны труда. 5.1.12. Расследование аварий и несчастных случаев на объектах нефтегазодобывающей промышленности проводится в соответствии с ДНАОП 0.00-4.03-01. 5.1.13. Охрана окружающей природной среды на объектах нефтегазодобывающей промышленности должна отвечать требованиям ГСТУ 41-00032626-00-007-97. 5.1.14. Лица виновные в нарушении этих Правил несут дисциплинарную административную материальную или уголовную ответственность в соответствии с действующим законодательством. 5.1.15. Охрану недр профилактику флюидопроявлений из ликвидированных скважин обеспечивают недропользователи. 5.1.16. Должностные лица предприятий учреждений и организаций несут персональную ответственность за выполнение требований этих Правил в границах возложенных на них задач и функциональных обязанностей в соответствии с действующим законодательством. 5.1.17. Госнадзорохрантруда Украины может предоставлять предприятиям временные отклонения от отдельных требований данных Правил по их письменному обращению в установленном действующим Законодательством порядке.   5.2. Требования к персоналу   5.2.1. К работам на объектах нефтегазодобывающей промышленности допускаются лица прошедшие медицинский осмотр и не имеют противопоказаний по состоянию здоровья для работы по специальности в соответствии с ДНАОП 0.03-8.06-94 ДНАОП 0.03-8.07-94 ДНАОП 0.03-8.08-93. 5.2.2. Организация и порядок обучения проведения инструктажей проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны отвечать требованиям ДНАОП 0.00-4.12-99 НАПБ Б.02.005-94 НАПБ Б.06.001-94. Запрещается допуск к работе лиц которые не прошло обучения инструктаж и проверку знаний по охране труда и пожарной безопасности в установленном порядке. 5.2.3. Подготовка работников для выполнения работ с повышенной опасностью осуществляется только в учебных заведениях высшие и среднетехнические учебные учреждения профессионально-технические училища учебно-курсовые комбинаты центры подготовки и переподготовки рабочих кадров и т.п. в том числе соответствующие подразделения в организациях и на предприятиях которые получили в установленном порядке лицензию Минобразования и разрешение Госнадзорохрантруда на проведение такого обучения. 5.2.4. К руководству работами по бурению освоению и ремонту скважин ведению геофизических работ в скважинах а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица имеющие образование по специальности и прошли проверку знаний по охране труда в соответствии с ДНАОП 0.00-4.12-99 и пожарной безопасности в соответствии с НАПБ Б.02.005-94. 5.2.5. Работники которые принимаются на работы с повышенной опасностью и определенные в ДНАОП 0.03-8.06-94 проходят на предприятии предварительное специальное обучение и проверку знаний по вопросам охраны труда при конкретных работах которые они будут выполнять. 5.2.6. Рабочие работа которых предусматривает совмещение профессий должны иметь соответствующую квалификацию а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям. 5.2.7. Внеочередная проверка знаний по безопасному ведению работ и пожарной безопасности у работников проводится при внедрении новых технологий оборудования изменении действующих правил безопасности после соответствующего обучения а также по требованию органа Госнадзорохрантруда вышестоящей хозяйственной организации или местного органа исполнительной власти если выявлено незнание должностным лицом специалистом нормативных актов об охране труда п.2.2.8 ДНАОП 0.00-4.12-99 . 5.2.8. Должностные лица и специалисты указанные в ДНАОП 0.00-8.01-93 к началу выполнения своих обязанностей а также периодически но не реже 1 раза в 3 года проходят обучение и проверку знаний по вопросам охраны труда в порядке предусмотренном требованиями ДНАОП 0.00-4.12-99. Должностные лица и специалисты в служебные обязанности которых входит непосредственное выполнение работ с повышенной опасностью должны проходить периодические проверки знаний 1 раз в год п.2.2.10 ДНАОП 0.00-4.12-99 . Специальное обучение по вопросам пожарной безопасности проводится в соответствии с требованиями НАПБ Б.02.005-94 НАПБ Б.06.001-94. 5.2.9. Работники других предприятий которые прибыли на объект и принимают непосредственное участие в производственном процессе или выполняют другие работы для предприятия должны пройти вступительный и первичный инструктажи по вопросам охраны труда в порядке установленном на предприятии. 5.2.10. На предприятиях должен быть установлен порядок предварительного и периодических медицинского и наркологического осмотров работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками установленными Министерством здравоохранения Украины.   5.3. Требования к средствам защиты работников   5.3.1. Работники занятые на работах с вредными и опасными условиями труда а также работах которые связанны с загрязнением или осуществляются в неблагоприятных температурных условиях в зависимости от условий труда и принятой технологии производства должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты в соответствии с ГОСТ 12.4.011-89 а также моющими и обезвреживающими средствами. 5.3.2. Порядок обеспечения работников необходимыми для трудового процесса специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты а также порядок их содержания и хранения устанавливается ДНАОП 0.00-4.26-96. 5.3.3. Во время выполнения работы работники обязаны пользоваться выданными им специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты. 5.3.4. Работодатель при выдаче работникам таких СИЗ как респираторы противогазы предохранительные пояса электрозащитные средства каски должен проводить обучение и проверку знаний работников по правилам пользования и простейшим способам проверки пригодности этих средств а также тренировки по их применению. 5.3.5. Работодатель обязан обеспечить регулярное в соответствии с установленными сроками испытание и проверку пригодности СИЗ респираторов противогазов предохранительных поясов электрозащитных средств касок а также своевременную замену фильтров стеклянных деталей и других частей защитные свойства которых ухудшились. После проверки на СИЗ должна быть сделана отметка клеймо штамп о сроке следующего испытания.   5.4. Требования к территориям зданиям сооружениям помещениям   5.4.1. Территории промплощадки здания сооружения и помещения должны отвечать требованиям соответствующих стандартов СНиП ДБН этих Правил правил пожарной безопасности и других нормативных документов. 5.4.2. Планирование территории предприятия должно обеспечивать наиболее благоприятные условия для производственного процесса и работы осуществляться в соответствии с требованиями действующих строительных норм и правил. 5.4.3. На территории взрывопожароопасный и пожароопасных объектов а также в местах хранения и переработки горючих материалов применение открытого огня не разрешается. 5.4.4. На участках территории предприятия где возможные сосредоточения горючих паров и газов проезд автомашин тракторов и другого транспорта не разрешается. Об этом должны извещать соответствующие надписи указатели . 5.4.5. Отходы мусор металлолом должны своевременно убираться и накапливаться на специально отведенных площадках. Удаление отходов должно проводиться специальным транспортом в установленный срок. 5.4.6. Территория основного производственного объекта должна быть ограждена и иметь не менее двух выездов. Изгородь должна постоянно поддерживаться в исправном состоянии. Возле входа въезда на территорию объекта и по периметру изгороди должны быть знаки безопасности и соответствующие надписи. 5.4.7. Въездные выездные ворота должны легко открываться и иметь запоры. 5.4.8. Вход посторонних лиц на территорию объекта допускается только с разрешения руководства подразделения в сопровождении специально назначенного лица из числа эксплуатационного персонала и после прохождения инструктажа по охране труда. 5.4.9. Территория предприятия должна быть ровной иметь необходимые уклоны и устройства для отвода атмосферных и поливочных вод. Свободные участки территории должны быть озеленены. С наступлением темноты территория объекта должна освещаться. Электроосвещение должно обеспечивать освещенность не ниже установленных норм. 5.4.10. На территории предприятия должны быть имеющие твердое покрытие проезды для движения автомобилей и пешеходные дорожки которые должны своевременно очищаться от грязи а зимой – от снега и льда. 5.4.11. Углубленные резервуары колодцы люки должны быть закрыты вровень с близлежащей территорией а во время проведения ремонтных работ должны быть ограждены и освещаться в темную пору суток. На территории не охраняемых площадок подземные помещения должны быть заперты. Ключи от замков должны находиться у эксплуатационного персонала. 5.4.12. Колодцы подземные помещения и каналы подземных коммуникаций далее - колодцы расположенные на промплощадках и вдоль газопроводов на расстоянии до 15м от них с обоих сторон являются газоопасными. Проверять их на загазованность необходимо по графику не менее 1 раза в квартал а в первый год их эксплуатации - не менее 1 раза в месяц. Кроме того проверять их на загазованность необходимо каждый раз перед спуском работников в колодцы. В крышке колодцев должно быть отверстие диаметром 20-30 мм. 5.4.13. Не допускается попадание в колодцы грунтовых и подземных вод. В случае необходимости должен быть выполнен дренаж с выпуском стоков в промышленную канализацию через гидравлический затвор. Необходимо своевременно проверять исправность затвора. 5.4.14. Осмотр и очистка колодцев необходимо проводить с выполнением требований раздела 5.10 этих Правил даже после удовлетворительного анализа на загазованность 5.4.15. Персонал который обслуживает колодцы должен знать схему коммуникаций размещение колодцев средства определения загазованности признаки отравления токсичными веществами правила выполнения работ в загазованных средах уметь пользоваться средствами индивидуальной защиты эвакуировать потерпевших и оказывать им первую медицинскую помощь. 5.4.16. На территории промплощадки нефтегазодобывающих производств и в границах их охранной зоны запрещается размещать любые объекты в т.ч. и социально-бытовой инфраструктуры которые не имеют непосредственного отношения к производству. 5.4.17. Не разрешается пристраивать бытовые вспомогательные и административные помещения к зданиям с взрывопожароопасными производствами и размещать их в опасной зоне действия ударной волны. 5.4.18. Внутриобъектовые автодороги должны отвечать требованиям СНиП 2.05.02-85 и СНиП 2.05.07-91. 5.4.19. Движение транспорта на объекте должно быть организовано по схеме маршрутов движения транспортных и пешеходных потоков с указанными на ней поворотами остановками выездами переходами и т.п. Схема маршрутов движения должна быть вывешена в местах стоянки автотранспорта перед въездами на территорию предприятия и в других необходимых местах. Транспорт при въезде на территорию взрывопожароопасных объектов должен быть оборудован искрогасителем. 5.4.20. Территория объекта должна быть оборудована дорожными знаками указателями скорости движения транспорта по ДСТУ 2586-94 и знаками безопасности по ГОСТ 12.4.026-76. 5.4.21. На объекте предприятии должны быть установлены сроки порядок проверки знаний и обязанности лиц по контролю за состоянием транспортных путей. 5.4.22. Обустройство производственных зданий и сооружений должно отвечать требованиям проекта СНиП 2.09.02-85 СНиП 2.09.03-85 СНиП 2.09.04-87 и этих Правил. 5.4.23. Предприятие подраздел служба и т.п. обязан иметь масштабные планы своих коммуникаций с точными привязками и надежными реперами. Предприятия функционирующие на отчужденной территории обязаны иметь также планы коммуникаций других предприятий на этой территории. В случае изменения схемы коммуникаций или вводе новых изменения и дополнения в планы должны вноситься в 10-дневной срок. 5.4.24. Расстояние между сооружениями должно отвечать требованиям СНиП ІІ-89-80 соответствующим санитарным и противопожарным нормам. 5.4.25. Производственные здания и сооружения приказом собственника предприятия закрепляются за производственными подразделениями предприятия. Начальники подразделений являются лицами отвечающими за эксплуатацию хранение и ремонт закрепленных за ним зданий или отдельных помещений. 5.4.26. Все производственные здания должны иметь технические паспорта с технической документацией: * утвержденный технический проект; * акт принятия в эксплуатацию; * акт на скрытые работы; * материалы по гидрогеологическим условиям на участке застройки. 5.4.27. Запрещается проводить перепланировку производственных помещений без проекта. Проект перепланировки не должен допускать снижения предела огнестойкости строительных конструкций и ухудшения условий эвакуации людей в случае возможных аварийных ситуаций. 5.4.28. Предупредительная окраска элементов конструкций сооружений опасных относительно возможных аварийных ситуаций и несчастных случаев на производстве частей производственного оборудования средств пожаротушения оформление знаков безопасности как в помещениях так и на территории предприятия должно отвечать требованиям ГОСТ12.4.026-76. 5.4.29. Производственные помещения должны иметь не менее двух входов выходов расположенных с противоположных сторон помещения. Окна и двери помещения должны открываться наружу. Пол должен быть из огнестойких материалов. 5.4.30. На входе в помещения должны быть вывешены таблички с указанием категории помещения по взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии с НАПБ Б.07.005-86 и класса зоны в соответствии с ДНАОП 0.00-1.32-01. 5.4.31. На входе в помещения должны быть устроены тамбуры-шлюзы или воздушно-тепловые занавесы в холодную пору года. 5.4.32. Каждое производственное помещение должно иметь не менее одного основного прохода шириной не менее 1 5 м. 5.4.33. Автоматическое пожаротушение и пожарную сигнализацию в зданиях следует предусматривать в соответствии с НАПБ Б.06.004-97. 5.4.34. Курение на предприятии разрешается лишь в специально отведенных местах по согласованию с пожарной охраной. Эти места должны быть оборудованы урнами и емкостями с водой а также надписями "Место для курения". 5.4.35. Оборудование на объекте должно располагаться так чтобы была возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. Расстояние между оборудованием и расстояние от оборудования до стен здания должно быть не менее 1 м а ширина рабочего прохода не менее 0 75 м. Примечание. Рабочим проходом считается минимальное расстояние между выступающими частями оборудования или между оборудованием и стеной здания. 5.4.36. Площадки переходы и углубления в помещениях а также узлы оборудование расположенные на высоте выше 0 75 м должны иметь лестницы с перилами. 5.4.37. Рабочие места объекты источники противопожарного водоснабжения и местоположение первичных средств пожаротушения проезды и подходы к ним проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 и строительных норм и правил установленных СН 245-71 ОНТП 51-1-85 и СНиП ІІ-4-79 приложение 6 . 5.4.38. В производственных помещениях кроме рабочего должно быть аварийное освещение. Светильники рабочего и аварийного освещения должны питаться от независимых источников. Вместо устройства стационарного аварийного освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами. 5.4.39. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию а также после реконструкции помещений систем освещения. 5.4.40. Объекты для обслуживания которых нужен подъем рабочего на высоту до 0 75м оборудуются ступенями а на высоту свыше 0 75 м - лестницами с перилами. 5.4.41. Маршевые лестницы должны иметь уклон не больше 60° у резервуаров - не больше 50° ширина лестниц должна быть не меньше 0 7м у лестниц для переноса грузов - не меньше 1 м ширина проступов должна быть не меньше 0 3м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не больше 25 см. Ступени должны иметь уклон внутрь 2-5°. С обоих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см что исключает возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с обоих сторон оборудованы перилами высотой 1 2 м по вертикали от передней грани ступеней с продольными планками через 40 см и стойками через 2 м. 5.4.42. Лестницы туннельного типа должны быть металлическими шириной не меньше 60 см и иметь охранные дуги радиусом 35-40 см скрепленные между собою полосами. Дуги располагаются на расстоянии не больше 80 см одна от другой. Расстояние от самой отдаленной точки дуги до ступеней должна быть в пределах 70-80 см. Лестницы необходимо оборудовать промежуточными площадками установленными на расстоянии не больше 6 м по вертикали одна от другой. Расстояние между ступенями лестниц туннельного типа и лестниц-стремянок должно быть не больше 35 см. Длина ступени должна быть не меньше 30 см. 5.4.43. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил выполненный из металлических листов с поверхностью исключающей возможность скольжения или досок толщиной не меньше 40 мм перила высотой 1 25 м с продольными планками расположенными на расстоянии не больше 40 см одна от другой и борт высотой не меньше 15 см образующий с настилом зазор не больше 1 см для стока жидкости. 5.4.44. Работы связанные с вероятностью падения работника из высоты должны проводиться с применением страховочного пояса. Работами на высоте считаются работы которые выполняются на высоте 1 3 м и более от поверхности грунта перекрытий или рабочего настила. 5.4.45. Проверку прочности предохранительных поясов следует проводить согласно ГОСТ 12.4.089-86 1 раз в 6 месяцев статической нагрузкой в соответствии с техническими условиями с занесением результатов в паспорт предохранительного пояса. 5.4.46. Для взрывопожароопасных производств установки комплексной подготовки газа нефти резервуарные парки и т.п. применение деревянных настилов запрещается. 5.4.47. Высота защитных и страховочных ограждений должна быть не меньше 1 1 м высота бортового элемента защитных ограждений должна быть не меньше 0 1 м. 5.4.48. Высота сетчатого ограждения движущихся элементов оборудования должна быть не меньше 1 8 м. Механизмы высотой менее 1 8 м ограждают целиком. Размер ячеек сеток должен быть не больше 0 05х0 05м. Сетчатое ограждение должно иметь металлическую оправу каркас . 5.4.49. Бытовые помещения и помещения для отдыха должны отвечать СНиП 2.09.04-87. 5.4.50. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии а их трудоспособность проверяться не менее одного раза в месяц. 5.4.51. При выполнении ремонтно-восстановительных работ временные амбары и котлованы обвалование которых выступает над поверхностью земли менее чем на 1м должны быть ограждены. 5.4.52. На каждом объекте должен быть составлен перечень газоопасных мест и взрывоопасных объектов а также установлены границы опасных зон на территории которых огневые работы могут проводиться лишь по специальному разрешению. 5.4.53. На территории объектов выделяется постоянное место площадка оборудованное необходимыми средствами для проведения текущих работ по электросварке и газорезке металла. 5.4.54. Газоопасные и пожароопасные места должны быть нанесены на планы производственных площадок а перечень этих мест должен быть утвержден руководством предприятия.   5.5. Общие требования к оборудованию и инструменту     5.5.1. Оборудование инструмент и контрольно-измерительные приборы должны отвечать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 ГОСТ 12.2.041-79. 5.5.2. Эксплуатация оборудования инструмента должна осуществляться в соответствии с ДНАОП 1.1.10-1.04-01 и технической документацией или инструкциями их изготовителей. 5.5.3. Технологические системы их отдельные элементы оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки обеспечивающими их безопасную эксплуатацию. 5.5.4. Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы регулирования и противоаварийной защиты которые предупреждают образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивают безопасную остановку или перевод процесса в безопасный режим. 5.5.5. На грузоподъемных машинах и механизмах должны быть регистрационные номера указаны дата следующего технического осмотра и грузоподъемность. На сосудах работающих под давлением паровых котлах должны быть регистрационные номера указаны дата следующего технического осмотра и разрешенное давление согласно ДНАОП 0.00-1.07-94. 5.5.6. Оборудование должно быть установлено на крепких фундаментах выполненных в соответствии с проектом или требованиями инструкций по монтажу эксплуатации которые обеспечивают его нормальную работу. 5.5.7. Для взрывопожароопасных технологических объектов оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации в проекте необходимо предусмотреть меры по ее снижению исключение возможности значительного аварийного перемещения сдвига разрушения оборудования и разгерметизации систем. 5.5.8. При выявления несоответствия оборудования требованиям безопасности и технической документации это несоответствие должно быть устранено до начала эксплуатации. 5.5.9. В исключительных случаях допускается внесение изменений в конструкцию импортного технологического оборудования по согласованию с Госнадзорохрантруда Украины. 5.5.10. Элементы оборудования которые могут служить источником опасности для работающих а также поверхности ограждающих и защитных устройств должны быть выкрашены в сигнальные цвета в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76. 5.5.11. Во время пуска в работу или остановки оборудования аппаратов участков трубопроводов и т.п. должны предусматриваться меры по предупреждению образования в технологической системе взрывоопасных смесей продувка инертным газом контроль за эффективностью продувки и т.п. а также пробок вследствие гидратообразования или замерзания жидкостей. 5.5.12. На металлических частях технологических зданий и сооружений и оборудования которые могут оказаться под напряжением должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления в соответствии с ДНАОП 0.00-1.32-01 и ПУЭ. Рядом с этим элементом изображается символ "Заземление". 5.5.13. Цепные и ременные передачи открытые движущиеся и оборачивающиеся части оборудования источники излучения и т.п. которые могут быть причиной травмирования или вредного влияния на персонал должны ограждаться или экранироваться согласно ГОСТ 12.2.003-91 ГОСТ 12.2.062-81. Такое оборудование оснащается системами блокировки предусмотренными заводами-изготовителями. Оборудование с источниками ионизирующего излучения должно быть оснащено защитными экранами согласно требованиям ГОСТ 12.2.034-78. 5.5.14. Температура внешних поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовозгорания наиболее взрывопожароопасного продукта а в местах доступных для обслуживающего персонала должна исключать возможность ожогов. 5.5.15. Запорные отсекающие и предохранительные устройства которые устанавливаются на нагнетательном и всасывательном трубопроводах насоса или компрессора должны быть максимально приближены к насосу компрессору и находиться в удобной и безопасной для обслуживания зоне. 5.5.16. На запорной арматуре задвижках кранах которая устанавливается на трубопроводах должны быть указатели положений "Открыто" и "Закрыто". 5.5.17. На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна быть предусмотрена установка обратного клапана или другого устройства для предупреждения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении и в случае необходимости предохранительного клапана. На нагнетательной линии поршневого насоса к запорному устройству должны быть установлены манометр и предохранительный клапан. 5.5.18. Насосы которые используются для нагнетания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в случае отсутствия постоянного контроля за их работой со стороны обслуживающего персонала должны оборудоваться средствами предупредительной сигнализации о нарушении параметров работы влияющих на безопасность. 5.5.19. Нагнетательные трубопроводы после их монтажа а также после ремонта с применением сварки должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. 5.5.20. Лебедки краны и прочие грузоподъемные механизмы должны отвечать требованиям ДНАОП 0.00-1.03-02 и технической документации заводов-изготовителей. 5.5.21. В крепежных узлах и деталях машин и оборудования должны быть предусмотрены приспособления контргайки шплинты клинья и др. предупреждающие во время работы самовольное раскрепление и разъединение. Необходимость применения и тип приспособлений определяется проектно-конструкторской документацией. 5.5.22. Во взрывоопасных помещениях на внешних взрывоопасных объектах и при выполнении газоопасных работ необходимо применять искробезопасный инструмент омедненный или густо смазанный солидолом . 5.5.23. Рабочий инструмент необходимо хранить в инструментальном шкафу переносном ящике или сумке. Для острого инструмента применяют специальные упаковки . Инструмент должен быть исправный правильно заострен и отвечать условиям труда. 5.5.24. При работе следует использовать гаечные ключи размеры которых отвечают размерам гаек на рабочих плоскостях ключей на должно быть сбитых скосов а на ручках – заусениц. Запрещается откручивать и закручивать гайки закладывая между ними и ключом металлические пластины а также наращивать ручку ключа с помощью другого ключа или обрезка трубы. 5.5.25. При работах с ударным инструментом /зубилом пневмозубилом и в других случаях если возможен отлет осколков/ необходимо применять средства индивидуальной защиты - очки каски маски а для защиты окружающих от осколков - устанавливать защитные ширмы. 5.5.26. При работе на высоте инструмент следует привязывать и переносить в специальных сумках. Инструмент который применяется при работе в котловане или траншее необходимо класть не ближе 0 5 м от краев. Подавать инструмент на высоту необходимо с помощью веревки. Не разрешается класть инструмент на перила ограждений на неогороженные края площадок котлованов люков колодцев или емкостей. 5.5.27. Запрещается эксплуатация оборудования механизмов инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности блокировочные фиксирующие и сигнальные приспособления и приборы если они предусмотрены технической документацией завода-изготовителя а также с превышением рабочих параметров выше паспортных. 5.5.28. Технологическое оборудование подлежит выводу из эксплуатации в случае выявления дефектов несовместимых с дальнейшей безопасной эксплуатацией оборудования. 5.5.29. Ремонт оборудования должен проводиться лишь после отключения автомата или рубильника этого оборудования от электрической сети сбрасывания давления остановки движущихся частей и принятия мер по предупреждению случайного приведения их в движение под действием силы тяжести или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат: "НЕ ВКЛЮЧАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ".   5.6. Требования к электрооборудованию   Организационно-технические требования   5.6.1. Проектирование монтаж отладка испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефтегазопромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиям ДНАОП 0.00-1.21-98 “Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей” ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 и ДНАОП 1.1.10-1.07-01. 5.6.2. Ячейки распределительных устройств буровых установок рассчитанных на напряжение 6 кВ должны быть оборудованы блокировкой исключающей возможность: - проведения операции с разъединителем при включенном выключателе или высоковольтном контакторе; - включения разъединителя при открытой задней двери ячейки; - открытия задней двери при включенном разъединителе. 5.6.3. Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной линии электропередачи напряжением 6-10 кВ при наибольшем его отклонении до помещения насосной бытовых и других сооружений буровой установки должна быть не меньше двух высот опоры а для воздушных линий напряжением до 1 кВ - не меньше 1 5 высоты опоры. 5.6.4. Пересечение воздушных линий электропередачи с растяжками вышки не допускается. 5.6.5. Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть выполнены в соответствии с п.5.5.12 этих Правил и заземлены занулены согласно требованиям ПУЭ ДНАОП 0.00-1.32-01 и ДНАОП 1.1.10-1.07-01. 5.6.6. Для определения технического состояния заземляющего устройства должны проводиться: - внешний осмотр видимой части заземляющего устройства; - осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами выявление обрывов и неудовлетворительных контактов в проводнике соединяет аппарат с заземляющим устройством а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов; - измерение сопротивления заземляющего устройства с составлением акта ; - проверка цепи "фаза-нуль"; - проверка надежности соединений природных заземлителей; - выборочное раскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства находящегося в земле. 5.6.7. Ремонт оборудования с приводом от электродвигателя можно проводить лишь после выполнения организационных и технических мероприятий исключающих возможность случайного включения электропривода в соответствии с ДНАОП 0.00-1.21-98. 5.6.8. Для обеспечения ремонта коммутационной аппаратуры в распределительном устройстве буровой установки со снятием напряжения на вводе каждой питающей линии следует предусмотреть линейный разъединитель. 5.6.9. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не больше 12 В во взрывозащищенном исполнении. 5.6.10. Молниезащита нефтегазопромысловых объектов должна осуществляться в соответствии с требованиям РД 34.21.122-87. 5.6.11. Для организации безопасного обслуживания электроустановок должны быть четко определены и оформлены распоряжением руководства предприятия пределы обслуживания их электротехническим персоналом и назначены ответственные за электрохозяйство предприятия и его структурных подразделений согласно ДНАОП 0.00-1.21-98. 5.6.12. Персонал который допускается к работе с электротехническими установками электрифицированным инструментом и с машинами и механизмами с электроприводом должен иметь квалификационную группу по электробезопасности в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.21-98 “Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей”.   Требования по обеспечению взрывобезопасности   5.6.13. Класс взрывоопасных зон буровых установок и нефтегазопромысловых объектов приводится в приложении 1. 5.6.14. Электрооборудование машины аппараты устройства контрольно-измерительные приборы электрические светильники средства блокировки телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним которые устанавливаются во взрывоопасных зонах классов 0 1 2 должны иметь уровень взрывозащиты отвечающий требованиям ДНАОП 0.00-1.32-01 вид взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси. 5.6.15. Установление во взрывоопасных зонах классов 0 1 2 взрывозащищенного электрооборудования которое не имеет маркировки по взрывозащите изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с заменой узлов и деталей обеспечивающих взрывозащиту без письменного разрешения аккредитованной в установленном порядке испытательной организации не допускается. 5.6.16. На электрооборудование каждого типа взрывозащиты зарубежного производства которое используется в нефтегазодобывающей промышленности должно предоставляться свидетельство сертификат о его соответствии действующим в Украине нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне которое выдается органами сертификации согласно ДСТУ 3413-96. На применение такого оборудования следует получить разрешение Госнадзорохрантруда. 5.6.17. Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты блокировках нарушениях схем управления и защиты не допускается.   5.7. Требования к стальным канатам   5.7.1. Стальные канаты которые используются как грузовые несущие тяговые и стропы для оснащения погрузочно-разгрузочных устройств должны отвечать требованиям ДНАОП 0.00-1.03-02 и ДНАОП 1.1.10-1.04-01. Стальные канаты которые используются для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должны отвечать требованиям ГОСТ 16853-88. Эксплуатация этих канатов осуществляется в соответствии с инструкциями по их эксплуатации которые действуют на предприятии. 5.7.2. Во время строительства скважин коэффициент запаса прочности талевого каната отношение разрывного усилия каната к силе натяжения ходового конца талевого каната должен быть не менее трех. В порядке исключения при спуске тяжелых обсадных колонн и выполнении аварийных работ допускается уменьшение этого коэффициента но величина его должна составлять не менее двух. 5.7.3. Соединение канатов должно выполняться с применением: коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не меньше шести диаметров каната. 5.7.4. За состоянием каната должен быть установлен контроль. Частота осмотров каната определяется в зависимости от характера и условий работы. Выбраковка и замена канатов должна осуществляться в соответствии с критериями которые регламентируются ДНАОП 0.00-1.03-02 ДНАОП 1.1.10-1.04-01 и ГОСТ 16853-88. 5.7.5. Использовать сращенные канаты для оснащения талевой системы буровой установки агрегатов для освоения и ремонта скважин а также для поднятия вышек и мачт изготовление растяжек грузоподъемных стропов удерживающих рабочих и страховых канатов запрещается. 5.7.6. Для резания талевых канатов которые используются для талевых систем буровых установок и агрегатов по ремонту скважин необходимо применять специальные средства или устройства. Запрещается резание всех талевых канатов с использованием электросварки.   5.8. Требования к строительным машинам механизмам специальной технике   5.8.1. С целью улучшения контроля за использованием ведомственного транспорта и выполнением водителями Правил дорожного движения и Правил охраны работы на транспорте предполагается обязательное нанесение логотипа предприятия и его структурных единиц на правой и левой двери кабины водителя.    Строительные машины   5.8.2. Эксплуатацию техническое обслуживание и ремонт строительных машин следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.033-84. 5.8.3. К эксплуатации допускаются строительные машины в исправном состоянии. Перечень неисправностей при которых запрещается эксплуатация машин определяется эксплуатационной документацией. 5.8.4. При использовании машин в режимах установленных эксплуатационной документацией уровни шума вибрации и состояние воздуха не должны превышать норм установленных ГОСТ 12.1.003-83 ГОСТ 12.1.012-90 ГОСТ 12.1.005-88.   Установка парогенераторная передвижная УПП   5.8.5. При прибытии на объект УПП следует устанавливать из наветренной стороны на ранее подготовленную и удобную для работы площадку на расстоянии не ближе 25м от устья скважины так чтобы находясь возле пульта управления парогенератором машинист мог наблюдать за работниками. Запрещается устанавливать УПП под силовыми и осветительными линиями электропередачи. 5.8.6. В период тепловой обработки объекты и агрегат должны быть оснащены предупредительными плакатами “Осторожно! Тепловая обработка.”. Плакаты должны устанавливаться с четырех сторон на расстоянии 20м. 5.8.7. Машинисту УПП необходимо ежедневно проверять исправность предохранительных клапанов и контролировать состояние уплотнений трубопроводов арматуры показания контрольно-измерительных приборов. 5.8.8. Во время работы УПП запрещается: - находиться посторонним лицам на установке и в зоне ее действия при проведении работ по тепловой обработке; - проводить ремонтные работы на устье скважины и технологических трубопроводах во время работы установки; - проводить профилактические работы при включенной трансмиссии; - превышать температуру пара выше 310°С давление пара выше 10 МПа 100кг/см2 ; - работать в темное время суток без освещения или при недостаточном освещении; - оставлять установку без надзора. 5.8.9. При авариях и ремонтах на объектах обработки на паропроводе или на установке подача пара должна быть прекращена давление уменьшено до атмосферного установка должна быть отключена.   Установка для механической загрузки разгрузки и перевозки установок ЭЦБН   5.8.10. Установка предназначена для механической загрузки и разгрузки перевозки из мастерских на скважины и назад установок ЭЦБН стальных барабанов с кабелем которые используются при добыче нефти и газа. 5.8.11. Площадки для размещения установки при погрузочно-разгрузочных роботах должны быть с горизонтальным наклоном не более 3°. При установке крана в рабочее положение отклонение колонны крана от вертикального положения должно быть не более 2°. 5.8.12. Место размещения установки при проведении погрузочно-разгрузочных работ указывает лицо ответственное за безопасное перемещение грузов кранами. 5.8.13. На каждой установке должны быть журналы где лицо ответственное за безопасное проведение работ по перемещению грузов кранами делает отметку: “Установление установки проверил работу крана разрешаю.” 5.8.14. Загрузка и разгрузка оборудования должно осуществляться гидравлическим краном. Загрузка барабана с кабелем выполняется с помощью лебедки которая находится сзади кабины автомобиля путем накатывания его по опущенным трапам на раму. 5.8.15. Крепление барабана при транспортировании проводится растяжками остальное оборудование укладывается на раму: насосы электродвигатели и протекторы укладываются на площадке рамы на призмы и закрепляются хомутами. Запрещается перевозка незакрепленного груза . 5.8.16. Разгрузка кабельного барабана должно осуществляться путем его скатывания под действием своего веса при наклоне подвижной качающейся рамы которая приводится в действие гидроцилиндрами. При скатывании барабан должен удерживаться тросом лебедки. 5.8.17. Все грузозахватные устройства должны быть испытаны и иметь клеймо где указывается грузоподъемность. 5.8.18. Запрещается: - поднимание грузов весом который превышает 750 кг при максимальном вылете стрелы; - подтягивание груза под стрелу гидрокраном установки; - проведение погрузочно-разгрузочных работ в охранной зоне линий электропередачи; - работа установки на пожароопасных и взрывоопасных объектах без искрогасителя; - нахождение обслуживающего персонала под грузом и на пути его передвижения: позади кабельного барабана при его загрузке на установку впереди при разгрузке рядом с натянутым канатом в зоне поворота откидных трапов; - натягивание и скатывание кабельного барабана без предохранительной оси; - перевозка людей на платформе установки. 5.8.19. При выявлении повреждений и неисправностей немедленно прекратить работу и доложить ответственному лицу; принять меры по их устранению.   Агрегат для депарафинизации передвижной АДП   5.8.20. Агрегат АДП предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью а также для других технологических операций. 5.8.21. При прибытии на объект АДП следует устанавливать с наветренной стороны на ранее подготовленную площадку на расстоянии не ближе 25 м от устья скважины. 5.8.22. Перед работой агрегата на скважине все высоконапорные трубопроводы должны быть опрессованы насосом агрегата под давлением превышающим в 1 5 раза давление которое можно ожидать во время работы но не выше 16 МПа 160 кгс/см2 . 5.8.23. Во время работы агрегата присутствие посторонних людей на агрегате и в зоне его действия запрещается. 5.8.24. Все ремонтные работы связанные с устранением неисправностей должны проводиться на остановленном агрегате при этом двигатель автомобиля не должен работать давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного. На агрегате должны быть вывешенные предупредительные таблички. 5.8.25. При обвязке агрегата со скважиной а также для резьбовых соединений должен применяться инструмент который не дает искры при ударах. 5.8.26. Во время работы агрегата запрещается: а чистить и смазывать подвижные части агрегата; б снимать ограждения или отдельные их части; в останавливать подвижные части механизмов подкладыванием под них посторонних предметов; г направлять одевать снимать подтягивать ли ослаблять ременные передачи; д работать при выявлении протекания нефти или топлива через негерметичные соединения. 5.8.27. Трубопроводы и прочие элементы агрегата которые имеют температуру 45°С и выше в местах возможного соприкосновения с ними во время работы должны иметь ограждения предусмотренные конструкцией агрегата для предупреждения ожогов работников. 5.8.28. Агрегат должен быть срочно остановлен работы должны быть прекращены в следующих случаях: а при возникновении загорания на агрегате; б при разрыве технологических трубопроводов; в при выявлении неисправностей в трансмиссии привода оборудования повреждение ремня посторонние шумы или стуки в насосах или редукторах и т.д. ; г при других нарушениях нормальной и безопасной работы систем агрегата угрожающих безопасности обслуживающего персонала. 5.8.29. Машинист агрегата должен постоянно проверять состояние заземляющего проводника для отвода статического электричества. Во время движения агрегата цепь должна касаться земли.   5.9. Перевозка работников   5.9.1. Перевозка работников должна осуществляться автобусами или вахтенными машинами в соответствии с Правилами дорожного движения Украины. В случае использования для этой цели грузовых автомобилей транспортных средств на гусеничном ходу и санных прицепов они обустраиваются для пассажирских перевозок идентично автобусам. 5.9.2. На предприятиях оформляются схемы маршрутов где указаны расстояния до конечных пунктов и места остановок. Схемы согласовываются с руководством транспортной организации предоставляющей транспорт и утверждаются руководителем предприятия. 5.9.3. Все пассажиры должны быть обеспечены местами для сидения. Из числа пассажиров должен быть назначен старший фамилию которого необходимо записать в путевом листе. 5.9.4. Запрещается перевозка в вахтенном автобусе посторонних лиц и стоящих пассажиров. 5.9.5. Вахтенный автобус должен быть укомплектован огнетушителями и аптечкой неотложной помощи в соответствии с Правилами дорожного движения Украины. 5.9.6. Запрещается перевозка вахт при скорости ветра 35 м/сек и больше при сильном снегопаде гололедице дожде тумане и др. видимости на трассе меньше 50 м. 5.9.7. Посадка и выход пассажиров осуществляется только после полной остановки транспорта и на остановках предусмотренных схемой маршрута. 5.9.8. В вахтенном автобусе запрещается перевозка вместе с пассажирами едких отравляющих горючих взрывоопасных токсичных веществ. 5.9.9. При перевозке вахт в автобусе запрещается курить.   5.10. Выполнение работ в емкостном оборудовании и колодцах   5.10.1. Работы в закрытых пространствах емкостях аппаратах колодцах и т.п. выполняются в соответствии с нарядом-допуском на выполнение работ повышенной опасности в котором определяется объем и состав работ последовательность их выполнения меры безопасности периодичность анализов воздушной среды и средства защиты работающих. Запрещается изменять объемы работ предусмотренных нарядом-допуском. 5.10.2. Лицо ответственное за выполнение работ обязано лично осмотреть место работы и условия в которых данная работа должна выполняться и убедиться в том что емкость или аппарат подготовлены к работе. 5.10.3. Для выполнения работ в закрытых пространствах рабочие должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты: а дежурной спецодеждой и спецобувью которые отвечают конкретным условиям работы и обеспечивают защитные свойства; б двумя защитными поясами один запасной со спасательными веревками; в аккумуляторными фонарями с источником питания напряжением не больше 12В. Запрещается пользоваться источником света с открытым огнем; г шланговым противогазом с набором масок со шлангом длина которого должна быть на 2 м больше глубины закрытого пространства а общая не более 12 м; д газоанализатором; е переносными предупредительными знаками безопасности; ж специальным приспособлением для открывания крышек люков и проверки прочности скоб для спуска и подъема в закрытое пространство. 5.10.4. Одновременное выполнение электросварочных и газопламенных работ внутри закрытых пространств не разрешается. 5.10.5. Освещение во время выполнения сварочных работ внутри закрытых пространств должно осуществляться с помощью светильников установленных снаружи. Сварочный трансформатор следует размещать вне закрытого пространства. 5.10.6. В случаях выявления неисправностей в средствах защиты приспособлениях инструментах работники должны прекратить работу сообщить об этом лицу ответственному за безопасное выполнение работ. 5.10.7. Перед началом работы работники должны: а осмотреть подступы к рабочему месту; при необходимости освободить их от посторонних предметов; б подготовить необходимый инструмент и проверить его исправность; в огородить рабочие зоны защитным ограждением установить знаки безопасности и сигнальное освещение в соответствии с требованиями плана выполнения работ; г проверить прочность скоб или стремянок с помощью жерди. 5.10.8. Емкость аппарат подлежащие раскрытию должны быть освобождены от продукта отключены от трубопроводов и других аппаратов. Заглушки с хвостовиками и прокладками должны быть установлены на всех без исключения коммуникациях подведенных к аппарату. 5.10.9. Перед раскрытием емкости аппарата лицо ответственное за проведение работ обязано лично убедиться в надежности отключения трубопроводов от других аппаратов а также проверить правильность переключения кранов установку заглушек и соблюдение других мер безопасности. 5.10.10. В зависимости от продуктов которые находилось в емкостях аппаратах они перед раскрытием должны быть продуты острым водным паром или инертным газом в случае необходимости промыты водой и продуты чистым воздухом. Запрещается удалять из емкости остатки газа сжатым воздухом. Запрещается удаление газа из емкости путем выжигания! 5.10.11. Емкость аппарат которые были нагреты в процессе эксплуатации или подготовки к ремонтным работам перед допуском в них людей должны быть охлаждены до температуры не превышающей 300С. 5.10.12. После пропаривания вентиляции и промывания емкости необходимо сделать анализ газовоздушной среды на содержание вредных и взрывоопасных паров и газов. Работа внутри емкости разрешается если содержание вредных паров и газов не превышает пределов допустимых санитарными нормами. Независимо от результата первичной проверки повторный контроль газовоздушной среды в закрытом пространстве выполняется каждый час. 5.10.13. Перед спуском в колодец следует осмотреть его проверить колодец на загазованность и в случае ее наличия тщательно провентилировать переносными вентиляторами во взрывобезопасном исполнении провести повторно анализ воздушной среды. В случае загазованности выше ПДК но ниже 20% нижнего концентрационного предела взрывчатости далее НКПВ спускаться к колодец необходимо в шланговом или изолирующем противогазе. 5.10.14. Шланговый противогаз с отрегулированной подачей воздуха работник одевает непосредственно перед спуском в емкость. Герметичность сборки подгонку маски противогаза и исправность воздуходувки проверяет лицо ответственное за проведение работ. Воздухозаборный патрубок шланга противогаза выводят наружу не меньше чем на 2 м и закрепляют в зоне чистого воздуха. При этом шланг необходимо размещать таким образом чтобы исключить возможность прекращения доступа воздуха из-за перекручивания перегиба а также сжимания вследствие наезда транспортных средств или перехода людей и т.п.. 5.10.15. Работа внутри аппарата емкости без шлангового противогаза допускается только при условии наличия в емкости не менее 16% об. кислорода и концентрации вредных газов ниже предельно-допустимых предусмотренных санитарными нормами и при условии обязательного наличия шлангового противогаза у работника который находится в емкости. 5.10.16. Для выполнения работ в закрытых объектах должна назначаться бригада рабочих в количества не меньше трех человек работающий дублер наблюдатель . Пребывание внутри емкости разрешается одному человеку. При этом двое рабочих которые находятся не в зоне закрытого пространства должны страховать непосредственного производителя работ с помощью спасательной веревки которая прикрепляется к спасательному поясу. Спасательный пояс должен одеваться поверх одежды иметь крестообразные лямки; прикрепленная к нему спасательная веревка должна иметь длину на 2 м больше глубины емкости но не больше 10 м. Спасательную веревку привязывают к кольцу пояса и пропускают через кольцо прикрепленное к перекрестным лямкам на спине с таким расчетом чтобы при эвакуации пострадавшего из емкости с помощью спасательной веревки тело его висело вертикально головой вверх. 5.10.17. При необходимости пребывания в емкости большего количества работающих в наряд-допуск должны быть внесены дополнительные меры безопасности которые предусматривают увеличение количества наблюдателей не менее одного наблюдателя на одного работающего в емкости порядок входа и эвакуации работающих порядок размещения шлангов заборных патрубков противогазов сигнально-спасательных веревок наличие средств связи и сигнализации на месте проведения работ и др. При работе внутри емкости аппарата двух и более человек воздушные шланги и спасательные веревки должны размещаться в диаметрально противоположных направлениях. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов как снаружи так и внутри емкости. 5.10.18. Работающие внутри закрытого пространства и их дублеры обязаны знать первые признаки отравления правила эвакуации пострадавших из емкости и меры по оказанию им первой помощи. 5.10.19. Во время выполнения работ внутри емкости аппарата наблюдатели должны находиться возле емкости вести непрерывный надзор за работающим за исправным состоянием шланга нахождением заборного патрубка в зоне чистого воздуха и не допускать перегибов шланга. Запрещается отвлекать на другие работы страхующих рабочих до тех пор пока работающий в закрытом пространстве не выйдет на поверхность. 5.10.20. Наблюдатели должны быть в таком же снаряжении как и работающий в емкости и быть готовыми оказать ему немедленную помощь. 5.10.21. В случае выявления любых неисправностей прокол шланга остановка воздуходувки обрыв спасательной веревки и т.п. а также при попытке работающего снять шлем-маску противогаза работа внутри емкости должна быть прекращена а работника следует вытянуть из емкости. 5.10.22. Если во время работы внутри емкости работающий потерял сознание дублер обязан немедленно вытянуть потерпевшего из емкости. В случае необходимости спуска в емкость для спасения пострадавшего дублер срочно вызывает помощь и только по прибытии помощи спускается в емкость. 5.10.23. Если во время работы в емкости рабочий ощутит недомогание он должен подать сигнал наблюдателю прекратить работу и подняться из емкости. 5.10.24. Продолжительность одноразового пребывания работника в противогазе не должна превышать 15 мин. с последующим отдыхом на чистом воздухе не меньше 15 мин. 5.10.25. Во время работы в емкости должны применяться только взрывобезопасные аккумуляторные светильники с напряжением питания 12 В. Светильники необходимо включать и выключать перед спуском в емкость и после подъема из нее. 5.10.26. Работы внутри закрытых пространств в которых возможно образование взрывопожароопасных смесей должны проводиться с помощью инструмента и инвентаря которые исключают искрообразование. Проведение работ внутри закрытых объемов в комбинезонах куртках и другой верхней одежде из электризующихся материалов запрещается. 5.10.27. Проникновение работников в емкости которые имеют верхний и нижний люки должно осуществляться только через нижний люк при открытом верхнем. 5.10.28. После окончания работ в закрытых объемах руководитель работ должен лично проверить отсутствие внутри закрытого объема людей инвентаря и инструмента и дать разрешение на закрытие люков и на снятие заглушек установленных на трубопроводах.    6. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН   6.1. Проектирование сооружение скважин   6.1.1. Основным документом на сооружение скважин является рабочий проект разработанный согласно ДБН А.3.1-3-94 с учетом требований этих Правил нормативных актов по вопросам пожарной безопасности. Сооружение скважины может быть начато лишь при наличии утвержденного в установленном порядке рабочего проекта который получил положительную экспертную оценку экспертно-технического центра Госнадзорохрантруда. 6.1.2. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередачи магистральных трубопроводов водозаборных и других промышленных и гражданских объектов согласно СНиП ІІ-89-80 с учетом ограничений предусмотренных Водным и Земельным Кодексами. 6.1.3. Проект строительства нефтяных и газовых скважин должен включать в себя раздел по охране труда промышленной санитарии пожарной безопасности противофонтанные мероприятия а также раздел оценки влияния на окружающую природную среду при строительстве скважин. 6.1.4. Изменения рабочего проекта допускаются в случаях несоответствия геолого-технических условий бурения проектным решениям или изменения проектной технологии. Все изменения и дополнения к рабочему проекту вносятся в протокольной форме организацией которая осуществляет бурение скважины по согласованию с проектной организацией и заказчиком и утверждается организацией утвердившей проект. Изменения проектных решений должны быть также согласованы с соответствующими органами государственного надзора в части которые относятся к их компетенции. Исключение составляют лишь аварийные ситуации когда решение принимает руководитель организации осуществляющей строительство скважины с последующим информированием проектной организации заказчика и соответствующих органов государственного надзора. Принятые изменения не должны снижать уровень надежности объекта и уровень безопасности выполнения работ. 6.1.5. Проект строительства куста скважин должен включать в себя схемы размещения технологического оборудования при разных схемах совместного бурения и эксплуатации скважин схему обвязки буровых насосов объемы запаса бурового раствора для глушения скважины меры противофонтанного обеспечения схемы эвакуации людей схемы размещения техники во время ликвидации аварийных ситуаций меры по защите окружающей среды. 6.1.6. Контроль за соблюдением проектных решений возлагается на заказчика который в случае необходимости может привлекать проектную организацию в соответствии со СНиП 1.06.05-85.   6.2. Подготовительные и вышкомонтажные работы  6.2.1. Подготовительные и вышкомонтажные работы могут быть начаты при наличии утвержденного рабочего проекта на строительство скважины и выдачи вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение. 6.2.2. При сооружении скважин на плодородных землях и землях активного сельхозпользования до начала монтажа бурового оборудования необходимо снять плодородный пласт земли для осуществления рекультивации после завершения бурения и обустройства устья скважины. 6.2.3. Площадки для буровой установки следует планировать с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод к системе их сбора. 6.2.4. К демонтажу буровой установки на электроприводе разрешается приступать после отсоединения кабелей и воздушных линий электроснабжения на которые может быть подано напряжение и получения письменного подтверждения лица ответственного за эксплуатацию электрохозяйства об отключении ее от электросети. 6.2.5. Транспортировка крупногабаритного блока с вышкой или в отдельности вышки в вертикальном положении выполняется по проекту который утверждается руководством предприятия осуществляющего вышкомонтажные работы после согласования трассы с заинтересованными организациями. Работа выполняется под руководством ответственного должностного лица вышкомонтажного цеха. В проекте должны быть: - указаны способы транспортировки оборудования; - определена трасса передвижения оборудования и пути движения поддерживающей техники; - предусмотрены способы для преодоления рвов оврагов вырубки леса выравнивания трассы перехода через дороги линии электропередачи; - определено количество техники - основной и вспомогательной; - определено количество и порядок размещения членов бригады которые принимают участие в транспортировке оборудования предусмотрено участие представителя организации которая эксплуатирует ЛЭП в случае ее пересечения . 6.2.6. Запрещаются работы на высоте по монтажу демонтажу и ремонту вышек и мачт а также передвижение вышек в вертикальном положении в ночное время при ветре свыше 8 м/с во время грозы ливня и сильного снегопада при гололедице тумане с горизонтальной видимостью меньшее 100 м при температуре воздуха ниже минус 300С. 6.2.7. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим которые не заняты выполнением общей работы. 6.2.8. Запрещается на время перерыва монтажно-демонтажных работ оставлять в подвешенном состоянии узлы и части оборудования. 6.2.9. Запрещается монтаж демонтаж буровой вышки в том числе стягивание ее с устья скважины при наличии давления на устье скважины. При монтаже и демонтаже вышек и мачт должны применяться подъемники и лебедки с номинальной грузоподъемностью не меньше максимальной нагрузки которая может возникнуть в процессе работы. К работе на высоте при монтаже и демонтаже вышек и мачт а также к их ремонту допускаются только опытные монтажники со стажем работы не менее одного года. Вышки которые находятся в аварийном состоянии разбирать запрещается: они должны быть повалены. При подъеме секций вышки подъемником при поднимании вышки в вертикальное положение после ее монтажа при перемещении вышки и блоков буровой установки все работники не занятые этой работой должны находиться на расстоянии которое превышает высоту поднятия секции вышки не меньше чем на 10 м. При перерывах в работе смонтированная часть вышки должна устанавливаться на брусья а подъемник должен быть разгружен. Запрещается находиться людям на блоке и под блоком во время подъема и опускания его домкратами или другими механизмами а также при стягивании блока с фундамента и установке его на фундамент.   6.3. Буровые установки. Буровое оборудование и инструмент   6.3.1. Буровые установки должны отвечать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 технической документации заводов-изготовителей и должны быть оснащены следующими системами безопасности: а ограничителем высоты подъема талевого блока; б блокирующими устройствами включения буровой лебедки при снятых задних щитах ограждения; в автозагрузчиком квадрата в шурф; г блокирующими устройствами по отключению ротора при поднятых клиньях ПКР; д предохранительными устройствами на случай превышения давления в трубопроводах хозяйственной линии очистно-циркуляционной системы и нагнетательной линии блока химреагентных емкостей на 10-15% выше допустимого давления. е системой циркуляционных емкостей каждая из которых должна иметь исправную задвижку для отделения ее от других емкостей и люк для удобного удаления из нее шлама или осадка. Любая с этих емкостей должна быть оборудована механическим уровнемером. Механическими уровнемерами необходимо оборудовать две приемные емкости из которых осуществляется циркуляция бурового раствора; ж емкостями для запаса бурового раствора в соответствующих проекту объемах; з механизмами для приготовления обработки утяжеления очистки дегазации и перемешивания раствора сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении; и устройством для осушки воздуха пневмосистемы буровой установки; к успокоителем ходового конца талевого каната; л системой обогрева подсвечника и рабочего места бурильщика; м системой оперативной связи бурильщика с верховым рабочим; н первичными средствами пожаротушения. 6.3.2. Передвижная люлька верхового рабочего должна быть оснащена системами безопасности и блокировки согласно технической документации завода-изготовителя. 6.3.3. Оснащенность буровых установок светильниками должна обеспечить освещенность согласно СНиП ІІ-4-79 и составлять: а для роторного стола - 100 лк; б для пути движения талевого блока - 30 лк; в для помещения лебедочного и насосного блоков превентера - 75 лк; г для лестниц маршей спусков приемного моста - 30 лк. 6.3.4. Новые типы отечественных и импортных буровых установок которые применяются для бурения нефтяных и газовых скважин должны отвечать требованиям взрывобезопасности. 6.3.5. Управление буровой лебедкой должно осуществляться с пульта бурильщика пуск буровых насосов в работу - с местного пульта а регулирование их работы и остановка - с пульта бурильщика и местного пульта. 6.3.6. Работы на приемном мосте буровой по затягиванию и выбросу труб по обслуживанию гидравлических блоков буровых насосов должны быть механизированы. Грузоподъемные механизмы на приемном мосте должны иметь дистанционное управление.. 6.3.7. Конструкция вспомогательной лебедки должна обеспечивать плавное перемещение и надежное удержание груза в висящем положении с использованием каната диаметром не менее 12 5 мм. С пульта управления лебедкой должен быть обеспечен хороший обзор места работы и перемещения груза. В случае невозможности выполнения этого требования используется сигнальщик. 6.3.8. На буровой должна быть доливная емкость цилиндрической или прямоугольной формы с открытой поверхностью минимальной площади. Использование деформированных емкостей в качестве доливных не разрешается если деформация усложняет пользование емкостью по назначению. Объем доливной емкости должен быть на 20% больше максимального объема бурильного инструмента который должен находиться в скважине. Емкость должна иметь люк для удобной очистки от осадка оборудована уровнемером проградуирована с ценой деления не больше 200 литров. Шкала уровня и уровнемер должны быть освещены в темную пору суток. Для контроля за ее состоянием и приведения в порядок уровнемера емкость должна иметь лестницу туннельного типа. Нормальное состояние емкости – пустая очищенная от осадка. Ее следует заполнять лишь перед подъемом и немедленно после его завершения освобождать от остатков раствора. 6.3.9. Конструкция основания буровой вышки должна предусматривать возможность: а монтажа превентерной установки на устье скважины и демонтажа основания при установленной фонтанной арматуре или части ее; б рационального размещения: * средств автоматизации механизации и пультов управления; * обогреваемого подсвечника со стоком раствора; * воздухо- масло- топливопроводов и средств системы обогрева; * механизма крепления неподвижного конца талевого каната; * механизма по изменению положения машинных ключей по высоте; * механизма крепления страховых и рабочих канатов машинных ключей; * шурфов для установления ведущей трубы вспомогательных шурфов для наращивания. 6.3.10. Работы по установке ведущей трубы и УБТ в шурф должны быть механизированы. 6.3.11. Вышки кроме мобильных буровых установок должны быть оборудованы площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга. При ручном размещении свечей вышки оборудуются площадкой верхового рабочего. 6.3.12. Вышки должны оснащаться маршевыми лестницами или лестницами туннельного типа с переходными площадками через каждые 6 м. 6.3.13. На буровых насосах должны устанавливаться компенсаторы которые заполняются воздухом или инертным газом при этом давление в компенсаторах должно отвечать паспортной характеристике в соответствии с давлением в напорной линии манифольда. 6.3.14. Буровые насосы крепятся к фундаментам или к основанию насосного блока а нагнетательный трубопровод - к блочным основам и промежуточным стойкам. Повороты трубопроводов выполняются плавно или делаются прямоугольными с отбойными элементами для предупреждения эрозионного износа. Должна быть обеспечена возможность подачи цементировочным агрегатом жидкости в нагнетательный манифольд как через стояк так и от емкостей циркуляционной системы. 6.3.15. В системе управления автоматическим ключом должна быть предусмотрена возможность полного его отключения от систем питания а также блокировка с целью предупреждения случайного включения. 6.3.16. Порядок организации и проведения планово-предупредительного ремонта бурового и энергетического оборудования устанавливается Положением которое разрабатывает предприятие эксплуатирующее оборудования. Буровое оборудование и инструмент должны иметь паспорт или формуляры установленного образца в которые вносятся данные о его эксплуатации ремонте и дефектоскопии. На каждой буровой установке должен быть комплект инструкций по эксплуатации всего оборудования и механизмов. Перечень инструкций по охране труда утверждается руководителем предприятия. 6.3.17. Пневматическую систему буровой установки трубопроводы краны после монтажа и ремонта необходимо подвергать испытанию на давление превышающее рабочее в 1 25 раза. 6.3.18. Все крепления которые устанавливаются на вышке должны исключать их самовольное раскрепление и падение. 6.3.19. Буровой насос должен иметь предохранительное устройство заводского изготовления которое срабатывает при давлении превышающем на 3 5% номинальное давление насоса при установленных втулках соответствующего диаметра. 6.3.20. Конструкция предохранительного устройства должна обеспечивать надежное его срабатывание при установленном давлении независимо от продолжительности контакта с химически обработанным буровым раствором с высоким содержанием твердой фазы продолжительности влияния отрицательных температур воздуха а также исключать травмирование людей загрязнение оборудования и помещения при срабатывании. 6.3.21. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать: - возможность приготовления обработки и утяжеления бурового раствора с одновременным промыванием скважины; - полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом. Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением раскрываются при работе двух насосов то необходимо предусмотреть возможность одновременной их работы по одной емкости. В обвязке между емкостями ЦС должны быть запорные устройства. 6.3.22. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается устройство с дистанционным управлением позволяющее пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим при контроле давления . Выброс от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закрепленным с уклоном в сторону слива в приемную емкость. На буровых установках с регулированным приводом насоса установка пусковых задвижек не обязательна но должна быть установлена задвижка для сбрасывания давления в нагнетательном трубопроводе. 6.3.23. Нагнетательный трубопровод буровых насосов и стояк после их монтажа или ремонта подлежат гидравлическим испытаниям на давление которое в 1 5 раза выше максимального рабочего давления в соответствии с проектом на строительство скважины с оформлением соответствующего акта приложение 7 . 6.3.24. Буровой шланг обматывается мягким стальным канатом диаметром не меньше 12 5 мм с петлями через каждые 1 0-1 5 м по всей длине. Концы каната крепятся к вышке и крышке вертлюга. 6.3.25. Ходовой и неподвижный концы талевого каната под нагрузкой не должны касаться элементов вышки. 6.3.26. Машинные ключи подвешиваются горизонтально на стальных канатах диаметром не менее 12 5мм и оборудуются контргрузами для легкости регулирования высоты. Механизмы уравновешения машинных ключей должны быть ограждены. 6.3.27. Машинный ключ кроме рабочего каната оснащается страховым канатом диаметром не менее 18 мм который одним концом крепится к корпусу ключа а другим - к основанию вышечного блока или ноги вышки. Страховой канат должен быть длиннее рабочего на 15-20 см. Канаты должны крепиться отдельно друг от друга. 6.3.28. Оснащение талевой системы должно отвечать требованиям проекта и техническим условиям эксплуатации буровой установки. 6.3.29. Согласно требованиям технической эксплуатации буровых вышек в процессе эксплуатации буровая вышка каждые два месяца должна осматриваться буровым мастером и механиком и один раз в год – специальной бригадой по обследованию буровых вышек в порядке определенном предприятием. Результаты осмотра за их подписями заносятся в журнал проверки технического состояния оборудования. Кроме того состояние вышки должно проверяться с участием представителя вышкомонтажного цеха или лица отвечающего за монтаж в следующих случаях: а перед спуском обсадной колонны; б перед началом и после окончания аварийных работ которые требуют расхождения прихваченной колонны труб; в после сильного ветра со скоростями для открытой местности - 15м/с для лесов или если вышка в котловине - 21м/с; г до начала и после окончания перетягивания вышки; д после открытых фонтанов и выбросов. Результаты проверки технического состояния вышки оформляются актом за подписью специалистов которые проводили осмотр приложение 8 . Дефектные элементы вышки должны быть восстановлены или заменены к началу работ. Основные ремонтные работы должны фиксироваться в техническом паспорте вышки. После окончания срока эксплуатации буровой вышки указанного в паспорте комиссией предприятия осуществляется оценка ее технического состояния. В состав комиссии привлекаются представители предприятия - собственник вышки представители органов Госнадзорохрантруда Украины и специализированных экспертных организаций. Оценка технического состояния должна основываться на результатах неразрушающего контроля и технической диагностики в объеме определенном ГСТУ 320.02829777.014-99. По результатам оценки технического состояния комиссия принимает решение относительно срока дальнейшей безопасной эксплуатации вышки который не может превышать 5 лет. После отработки определенного комиссией срока эксплуатации вышки осуществляется повторная оценка ее технического состояния в соответствии с требованиями п.16.2 вышеуказанного стандарта. Срок эксплуатации вышки по результатам повторной оценки не может превышать 3 года. После исчерпания установленного комиссией повторного срока эксплуатации вышка должна быть демонтирована разобрана и тщательно обследована в объеме предусмотренном п.16.2 ГСТУ 320.02829777.014-99 за исключением объемов контроля. Объемы контроля должны отвечать приведенным в таблице 6.2 указанного стандарта. Все болтовые соединения несущих элементов металлоконструкции вышки после исчерпания повторного срока эксплуатации должны быть заменены на новые. В дальнейшем в том числе после отработки вышкой нормативного срока эксплуатации оценку технического состояния металлоконструкции следует осуществлять через каждые два года. Количество повторных обследований не ограничивается и определяется фактическим состоянием вышки и степенью ее работоспособности. Кронблоки рамы кронблоков и подкронблочные балки вышек и мачт должны осматриваться с проверкой всех узлов крепления не реже одного раза в два месяца. 6.3.30. Все помещения буровой установки после вскрытия продуктивного горизонта должны проветриваться буровая бригада должна быть обеспечена газоанализаторами которыми проводятся необходимые замеры.   6.4. Крепление скважин   6.4.1. Конструкция скважины должна обеспечивать: * безаварийное вскрытие продуктивных горизонтов; * безопасное бурение скважины до проектной глубины; * герметичность обсадных колонн и кольцевых пространств; * надежную изоляцию флюидосодержащих горизонтов. 6.4.2. Башмак обсадной колонны перекрывающей породы склонные к текучести следует устанавливать ниже их подошвы в плотных пропластках. До начала раскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. 6.4.3 Техническая колонна вместе с противовыбросовым оборудованием должна обеспечивать: а герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений выбросов и открытого фонтанирования; б противостояние максимальным сминающим нагрузкам в интервале пород склонных к текучести при открытом фонтанировании или поглощении бурового раствора с падением его уровня . 6.4.4. Высота заполнения тампонажным раствором кольцевого пространства должна составлять: а за кондуктором - до устья скважины; б за промежуточными колоннами всех скважин - до устья; в за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин при пластовых давлениях выше гидростатического которые спускаются секциями и цементируются в два и больше приема - не меньше 300 м с учетом перекрытия стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования которые расположены выше башмака предыдущей колонны; г за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин при пластовых давлениях выше гидростатического которые спускаются секциями и цементируются в два и больше приема а стыковочное устройство или муфта ступенчатого цементирования расположены в открытом стволе - не меньше 200 м с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны. Во всех других случаях кольцевое пространство должно заполняться тампонажным раствором до устья скважины. 6.4.5. Все избранные с учетом требований п.п.6.4.4 этих Правил интервалы цементирования объединяются в один общий. При этом проектная высота поднятия тампонажного раствора за обсадными колонами должна предусматривать: а превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и замешанного цементного раствора над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; б исключение гидроразрыва пород или развития интенсивного поглощения раствора; в возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. 6.4.6. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения пройденных без выхода циркуляции допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим после ОЗЦ проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением осыпями обвалами затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации осложнений. 6.4.7. Обсадные колоны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологического оснастки номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны. 6.4.8. Обсадные трубы поставляемые на буровые предприятия должны быть обеспечены сертификатами качества. Подготовка обсадных труб отечественного производства до спуска в скважину должна осуществляться на трубных базах где проводится гидравлическое испытание труб калибровка резьб шаблонирование маркировка сортировка и измерение длины а также проверка внешним осмотром. На трубах не должно быть вмятин напластовок раковин глубоких рисок и других повреждений. Ниппельные части тела труб должны иметь одинаковую толщину стенки по всему периметру. Гидравлические испытания обсадных труб на буровой проводить как исключение на специально оборудованной площадке. Обсадные трубы импортного производства перед спуском в скважину подлежат маркировке сортировке измерению длины и проверке внешним осмотром. Не допускается применение обсадных труб отечественного производства которые не прошли неразрушающий контроль на заводе-изготовителе. 6.4.9. Режим спуска обсадных колонн выбор тампонажных материалов и растворов на их основе а также гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров характеризующих этот процесс. 6.4.10. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: а тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования; б рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению ожидаемым в цементируемом интервале скважины; в плотность тампонажного раствора подбирается с учетом недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования. 6.4.11. Запрещается применение цемента без проведения его лабораторного анализа на соответствие условиям цементирования колонны и установки цементных мостов в скважине. 6.4.12. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. 6.4.13. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований необходимых для детального планирования процесса крепления. 6.4.14. Конструкция устья скважины должна обеспечивать: а подвеску верхней части технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины колонны ; б контроль возможных флюидопроявлений за обсадными колонами; в возможность аварийного глушения скважины; г герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин; д испытание на герметичность обсадных колонн. 6.4.15. В процессе бурения техническая колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности. Периодичность и способы проверки устанавливаются проектом и уточняются технологической службой бурового предприятия.   6.5. Бурение скважин Общие положения   6.5.1. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется по решению комиссии по приему буровой установки после полной готовности испытания обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады Готовность к пуску оформляется актом приложение 9 . Состав комиссии определяется приказом по предприятию. В работе комиссии принимает участие представитель Госнадзорохрантруда. Пусковая документация должна храниться в буровом предприятии и на буровой. 6.5.2. В процессе бурения в соответствии с регламентирующими документами контролируются следующие параметры: а вес на крюке с регистрацией на диаграмме; б качественная характеристика бурового раствора с регистрацией в журнале; в давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале; г уровень раствора в приемных емкостях при бурении. Контрольно-измерительные приборы для контроля за процессом бурения должны быть в поле зрения бурильщика и защищены от вибрации и атмосферных осадков. В процессе бурения следует контролировать траекторию ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется проектом. Фактическая траектория ствола в пространстве должна быть на буровой. На буровой ежесменно следует заполнять вахтенный журнал установленной формы. В процессе бурения и после завершения долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать на первой скорости. 6.5.3. Начальник буровой или мастер представляет руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах проведенных на буровой по международной или иной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов. 6.5.4. Организация и порядок смены вахт периодичность и регистрация инструктажей по охране труда на рабочем месте устанавливаются Положением разработанным буровым предприятием.   Спуско-подъемные операции   6.5.5. Спуско-подъемные операции в процессе бурения необходимо проводить с учетом технического состояния и характеристик бурового оснащения состояния скважины а также особенностей выполняемых технологических операций. Скорости спуско-подъемных операций регламентируются технологической службой буровой организации исходя из состояния ствола скважины и допустимых колебаний величины гидродинамического давления на забой и стенки. 6.5.6. Вести спуско-подъемные операции необходимо с использованием механизмов для свинчивания развинчивания труб и специальных приспособлений. Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть установлена звуковая сигнализация. 6.5.7. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений обтираторов . 6.5.8. Ликвидацию осложнений в процессе подъема или спуска бурильного инструмента следует проводить в соответствии с действующими инструкциями и мерами по предупреждению аварий. 6.5.9. На устье необходимо устанавливать устройство предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при спуско-подъемных операциях. 6.5.10. Для предотвращения соскальзывания бурильных и утяжеленных труб с подсвечника подсвечник должен иметь металлическую окантовку по периметру высотой не меньше 70 мм и отверстия для стока бурового раствора и иной жидкости. 6.5.11. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при: а отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока ограничителя грузоподъемности лебедки; б неисправности оборудования инструмента; в неполном составе вахты; г скорости ветра более 15 м/с; д отсутствии видимости при тумане и снегопаде; е застопоренном крюке. 6.5.12. Раскреплять и свинчивать резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается. 6.5.13. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования лебедки талевого блока крюка крюкоблока вертлюга штропов талевого каната и устройств для его крепления элеваторов спайдеров предохранительных устройств блокировок и т.п. . 6.5.14. Во время спуско-подъемных операций запрещается: а находиться в радиусе зоне действия автоматических и машинных ключей рабочих и страховых канатов; б подавать бурильные свечи из подсвечника и устанавливать их на подсвечник без использования специальных приспособлений отводных крючков ; в выбрасывать на мостки “двухтрубку” или брать с мостков для наращивания; г пользоваться перевернутым элеватором а также элеваторами которые не оборудованы предохранителем самовольного их раскрытия. 6.5.15. Режимы подъема ненагруженного элеватора а также снятия с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать раскачивание талевой системы. 6.5.16. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных обсадных труб разрешается лишь после посадки колонны на клинья или элеватор. 6.5.17. При применении пневмораскрепителя необходимо чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается. 6.5.18. Шаровой кран установленный на ведущей трубе должен постоянно быть в открытом состоянии. Закрывать его следует лишь по отдельной команде при ГНВП газонефтеводопроявлении . 6.5.19. Клиновой захват запрещается включать до полной остановки движения бурильной колонны. 6.5.20. Запрещается включение ротора при незастрахованных или незакрепленных от выскакивания из ротора роторных клиньях. 6.5.21. При СПО до полной остановки элеватора запрещается нахождение людей в радиусе 2 м от ротора. 6.5.22. Размеры сменных клиньев ПКР и механизма захвата свечи АСП должны отвечать внешним диаметрам труб которые ними удерживаются. 6.5.23. Запрещается проводить бурение квадратными клиньями не закрепленными двумя болтами при отсутствии роликовых квадратных клиньев.   Буровые растворы   6.5.24. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями а также безопасное вскрытие продуктивных горизонтов. 6.5.25. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. 6.5.26. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающего пластовое давление на величину: а 10-15% для скважин глубиной до 1200 м интервалов от 0 до 1200 м но не более 1 5 МПа; б 5-10% для скважин глубиной до 2500 м интервалов от 1200 до 2500 м но не более 2 5 МПа; в 4-7% для скважин глубиной свыше 2500 м интервалов от 2500 и до проектной глубины но не более 3 5 МПа. 6.5.27. Максимально допустимая репрессия с учетом гидродинамических потерь должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. 6.5.28. В интервалах сложенных глинами аргиллитами глинистыми сланцами солями склонными к потере устойчивости и текучести плотность фильтрация химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов установленных для всего интервала совместимых условий бурения. 6.5.29. По согласованному решению проектировщика заказчика подрядчика и специализированной аварийно-спасательной службы допускаются отклонения от требований п.6.5.26 этих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения с выходом или без выхода циркуляции . Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений. 6.5.30. Не допускается отклонение плотности бурового раствора освобожденного от газа находящегося в циркуляции более чем на 0 02 г/см3 от установленной проектом величины кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений . 6.5.31. Обработка бурового раствора проводится в соответствии с разработанной рецептурой при этом необходимо руководствоваться инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и в необходимых случаях пользоваться защитными средствами. 6.5.32. В случае технологической необходимости повышения плотности бурового раствора путем закатки отдельных порций утяжеленного раствора осуществляется по специальному плану утвержденному руководством бурового предприятия. 6.5.33. При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора в блоке приготовления раствора у вибросит и в насосном помещении а при появлении загазованности – приниматься меры по ее устранению. При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены люди выведены из опасной зоны. 6.5.34. Температура самовозгорания паров раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины. 6.5.35. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств предусмотренных проектом на строительство скважины. Компоновка и эксплуатация бурильных колонн   6.5.36. Компоновка бурильной колонны должна отвечать расчету заложенному в проекте. Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки с учетом крутящего момента и сгибающей нагрузки должны быть для роторного бурения не менее 1 5 при бурении забойными двигателями - 1 4. Запас прочности бурильной колонны на смятие при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного внешнего и внутреннего давления должен быть не менее 1 15. 6.5.37. Компоновка бурильной колонны должна проводиться в соответствии с ее расчетом и планом проведения соответствующих работ. 6.5.38. Эксплуатация любого элемента бурильной колонны без паспорта на него или комплект не разрешается. Паспорта на бурильные трубы комплекты ведущие утяжеленные бурильные трубы переходники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала эксплуатации бурильного инструмента и заполняются на протяжении всего срока эксплуатации до их списания. Паспорта на комплекты труб ведущие бурильные трубы утяжеленные бурильные трубы переходники а также на все элементы компоновки низа бурильной колонны должны быть на базе предприятия и в буровой бригаде бригаде КРС . Данные об установке их в компоновку бурильной колонны наработка и проведенные дефектоскопии должны регулярно заноситься в паспорта непосредственно руководством буровой. На буровой в бригаде КРС на все составляющие компоновки колонны труб и аварийный инструмент работающие в скважине должны быть эскизы с указанием внешних и внутренних диаметров и длин. 6.5.39. Необходимость установки протекторов на бурильные трубы определяется проектом. 6.5.40. Свинчивание замковых соединений бурильных ведущих утяжеленных бурильных труб переходников и элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми заводами-производителями величинами крутящих моментов.   Бурение электробуром   6.5.41. Высоковольтная камера станции управления электробуром где установлены контактор и разъединитель силовой цепи электробура должна иметь дверцу механически сблокированную с приводом разъединителя для предупреждения открытию ее при включенном разъединителе. На двери освещенной внутри высоковольтной камеры может быть окошко для наблюдения за положением всех трех подвижных контактов "ножей" разъединителя включены или отключены . Об исправности механического блокирования двери и освещения камеры помощник бурильщика при электробурении делает запись в эксплуатационном журнале 1 раз в смену. 6.5.42. Все внешние болтовые соединения на кольцевом токоприемнике электробура должны иметь крепление предотвращающее самоотвинчивание их при вибрации. 6.5.43. Работа по наращиванию бурильной колонны а также промывание водой контактной муфты рабочей трубы квадрата должна проводиться при отключенном разъединителе электробура. Включение разъединителя допускается лишь после окончания накручивания рабочей трубы. На щите КИП в буровой должно быть установлено световое табло сигнализирующее о включении или отключении линейного разъединителя в станции управления электробуром. 6.5.44. Перед выполнением работ на кольцевом токоприемнике должен быть отключен разъединитель электробура а также общий рубильник или установленный автомат цепей управления. На приводах разъединителя и рубильника установленном автомате должны быть вывешены плакаты "Не включать работают люди!". 6.5.45. При выполнении ремонтных работ на панели станции управления электробуром должно быть снято напряжение с кабеля питающего цепи управления и отключен разъединитель электробура. На приводах отключенных аппаратов должны быть вывешены плакаты "Не включать - работают люди!" . 6.5.46. В каждую фазу цепи питания электробура должен быть включен амперметр установленный на пульте управления электробуром. 6.5.47. Кабель питающий электробур на всем расстоянии от трансформатора до станции управления и от последней до отметки 3 м над уровнем пола буровой на участке вертикальной прокладки кабеля возле стояка трубопровода промывающей жидкости должен быть защищен от механических повреждений. 6.5.48. Все металлические конструкции буровая вышка привышечные сооружения корпуса электрооборудования пультов и станций управления трубы для прокладывания кабеля и проводов корпуса кольцевого токоприемника и вертлюга стальной предохранительный канат обвязывающий буровой шланг и др. связанные с системой питания энергией электробура должны быть заземлены термически стойкими проводниками присоединение которых должно выполняться свариванием а где это невозможно - болтовыми соединениями. Места присоединения заземляющих проводников к оборудованию и контура заземления должны быть обозримы. 6.5.49. Осмотр заземляющих проводников электробура должен проводиться помощником бурильщика при электробурении один раз в смену с записью в эксплуатационном журнале. 6.5.50. После соединения кольцевого токоприемника с ведущей трубой квадратом обязательно проверять наличие соединения контактной муфты токоприемника с контактным стержнем квадрата. Без такой проверки дальнейший монтаж компоновки для бурения шурфа скважины запрещается. Бурение под шурф а также в начале бурения скважины электробуром питающимся по системе "два провода - труба" ДПТ разрешается при соблюдении следующих условий : а корпус электробура должен быть заземлен путем присоединения к контуру заземления сопротивление которого не должно превышать 0 6 Ом. Заземление электробура выполняется с помощью специального заземляющего хомута который накладывается на корпус электробура и обеспечивает плотное соединение электрический контакт . Если для снятия реактивного момента применяется устройство которое накладывается на корпус электробура то допускается использование для заземления электробура указанного устройства. Хомут или устройство для снятия реактивного момента должен присоединяться к контуру заземления гибким медным проводом сечением не менее 35 мм2; б при бурении шурфа а также в начале бурения скважины обязательно должен присутствовать электромонтер по наладке и испытанию электрооборудования на буровых. 6.5.51. Для испытания рабочим напряжением электробур должен быть поднят над ротором на высоту не менее 3 м. Проверка работы электробура должна выполняться двумя лицами: бурильщиком и электромонтером. 6.5.52. При работе электробура дотрагиваться к буровому шлангу например отводить его запрещается. 6.5.53. Эксплуатацию электрооборудования для бурения скважины электробуром без права выполнения ремонтных работ осуществляет специально подготовленный электротехнический персонал с группой электробезопасности в соответствии с ДНАОП 0.00-1.21-98.   6.6. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин   6.6.1. Для предупреждения возможных газонефтеводопроявлений устанавливается и обвязывается с устьем скважины блок долива который должен обеспечивать самодолив или принудительный долив при помощи насоса. Подъем труб проводится с доливом и поддержкой уровня на устье. 6.6.2. К выполнению работ на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и инженерно-технические работники которые прошли подготовку и проверку знаний по практическим действиям при ликвидации проявлений. 6.6.3. За 50 м до вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов а также до выхода из башмака промежуточной колонны если она спущена в эти горизонты на буровой в бригаде КРС необходимо : 6.6.3.1. Провести обследование буровой установки установки КРС и составить акт о готовности к вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов комиссией предприятия под руководством главного инженера. 6.6.3.2. Обеспечить буровую установку КРС нужным количеством раствора утяжелителя и химреагентов. 6.6.3.3. Провести инструктаж буровой бригады по практическим действиям в соответствии с ПЛАС. 6.6.3.4. Ознакомить бригаду с условиями работы по вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов и при дальнейших роботах в условиях раскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов. 6.6.3.5. Провести учебные тревоги "Выброс" с каждой вахтой. 6.6.3.6. На буровой установить плакаты и предупредительные надписи : "Внимание! На глубине ... указать глубину вскрыт напорный пласт" "До плашек верхнего превентера от стола ротора … указать расстояние ". 6.6.3.7. Провести ее дефектоскопию и опрессовку бурильного инструмента. 6.6.3.8. Иметь на буровой три шаровых крана. Один из них установить на квадрате второй - на аварийной трубе третий - в резерве. 6.6.3.9. Получить разрешение специализированной аварийно-спасательной службы на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов. 6.6.4. При бурении по газоносным и напорным нефтеводонасыщенных горизонтам следует обеспечить : 6.6.4.1. Контроль параметров раствора по плотности - через 10-15 минут; содержания газа температуры – каждый час; СНС водоотдачи – через 4 часа; уровня бурового раствора в приемных емкостях – постоянно. При отклонении параметров от установленной нормы замеры следует проводить чаще. 6.6.4.2. Контроль механической скорости бурения. При увеличении механической скорости бурения вдвое на протяжении одного метра проходки следует: - прекратить бурение приподнять долото над забоем на длину квадрата остановить циркуляцию и определиться с наличием или отсутствием вытекания раствора со скважины. В случае отсутствия прямых признаков проявления восстановить циркуляцию при усиленном контроле за возможным возникновением прямых признаков проявления пласта. 6.6.5. Если содержание газа в растворе превышает фоновый больше чем на 5% дальнейшее углубление следует прекратить до полной ликвидации указанного излишка определения с режимом дальнейшего углубления не допуская при этом повышения содержания газа. 6.6.6. При возрастании объема раствора в приемной емкости больше чем на 0 5 м3 следует поднять долото на длину квадрата остановить циркуляцию и проследить на протяжении 10 минут за поведением скважины. При отсутствии перелива дальнейшее углубление можно восстановить лишь при условии отсутствия других прямых признаков проявления пласта. 6.6.7. После окончания долбления промыть скважину на протяжении одного цикла с замером параметров бурового раствора и при необходимости привести их в соответствие с ГТН. 6.6.8. В случае частичного или полного поглощения при вскрытии или уже вскрытых напорных горизонтов следует определиться с темпом поглощения при отсутствии циркуляции и лишь потом поднимать трубы в башмак или на определенную глубину. 6.6.9. При выявлении прямых признаков ГНВП вахта должна загерметизировать трубный и затрубный пространства и действовать в соответствии с требованиями Плана первоочередных действий вахты в условиях ГНВП. После закрытия превентеров при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважин. 6.6.10. Запрещается проводить закрытие плашечного превентера на разгруженных в роторе на элеваторе или на клиньях трубах при закрытых задвижках на крестовине ОП или закрытых задвижках выкидных линий. 6.6.11. Запрещается допускать повышение давления под плашками превентера выше установленного регламентом на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов. 6.6.12. Подъем бурильного инструмента при вскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтах проводить с постоянным доливом скважины и контролем долитого раствора. 6.6.13. В случае внезапного уменьшения веса на крюке обрыв падение труб падение давления на стояке если скважиной вскрыты высоконапорные горизонты дальнейшие работы по ликвидации аварии необходимо выполнять под руководством опытного инженерно-технического работника. При таких роботах следует выполнять первоочередные мероприятия по предупреждению НГВП: постоянный долив скважины промывка скважины на наибольшей глубине с контролем и соблюдением параметров ГТН. При наличии признаков НГВП буровая вахта должна действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий ПЛАС . 6.6.14. Работы по ликвидации аварий в скважинах с раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом методом установки нефтяных кислотных водяных ванн следует проводить по планам согласованным со специализированной аварийно-спасательной службой. 6.6.15. При установке нефтяных водных кислотных ванн с целью ликвидации прихватов или проведения работ по интенсификации притока флюида в скважину необходимо обеспечить: а возможность герметизации устья; б установку на бурильную колонну шарового крана; в обеспечение необходимой репрессии на газонефтенасыщенные пласты на все время установки и вымывания ванн как за счет гидростатического давления жидкостей так и за счет создания дополнительного противодавления при герметизированном устье скважины; г обязательную опрессовку нагнетательной линии перед установкой ванны; д возможность быстрого долива раствора в затрубное пространство при возникновении разрыва нагнетательной линии. 6.6.16. При проведении аварийных работ перед соединением с оставленным в буровой скважине инструментом необходимо провести промывку скважины с приведением параметров бурового раствора по циклу к требованиям ГТН. 6.6.17. Запрещается оставлять скважину без присмотра за состоянием уровня на устье. При вынужденном простое скважины следует загерметизировать и установить контроль за изменением давлений под плашками. 6.6.18. Периодичность промывок скважин при вскрытом газоносном и напорном нефтеводонасыщенном горизонте не должна превышать 48 часов. 6.6.19. При вынужденных остановках работ в скважине со вскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом следует составить и согласовать со специализированной аварийно-спасательной службой мероприятия по обеспечению нормального состояния скважины которые должны предусматривать: а герметизацию устья; б периодичность спуска труб для проведения шаблонирования ствола; в определение глубины и времени проведения промежуточных промывок с целью доведения параметров до соответствия ГТН при первом после простоя спуске труб в скважину; г установку цементного моста над раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом если продолжительность простоя будет больше 30 календарных дней; д порядок испытания моста на герметичность; е порядок вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов после продолжительного простоя. 6.6.20. Подъем бурильной колонны при наличии эффекта сифона или поршневания – запрещается. При невозможности устранения сифона зашламованность турбобура долота и др. подъем труб следует проводить на скоростях дающих возможность уравновешивать объемы выливающегося и доливающегося бурового раствора. При невозможности устранения поршневания наличие сальника или сужение ствола скважины необходимо производить подъем труб с промывкой и вращением их ротором и дальнейшим перемещением труб на мостки. 6.6.21. Не допускается выполнение работ на нефтяных и газовых скважинах с нарушениями требований противофонтанной безопасности приведенными в приложении 14.    6.7. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования   6.7.1. При выполнении работ по монтажу опрессовке и эксплуатации устьевого и противовыбросового оборудования необходимо придерживаться требований 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 также “Требований к монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровых” и инструкций по эксплуатации оборудования заводов-изготовителей. 6.7.2. Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондуктор и техническую колонну при бурении ниже которых возможные газонефтеводопроявления а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом. Обсадные колоны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Рабочее давление колонной головки блока превентеров и манифольда должно быть не ниже давления опрессовки обсадной колонны на герметичность рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины при условии полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью при загерметизированном устье. 6.7.3. Выбор противовыбросового оборудования манифольда линии дросселирования и глушения гидроуправления превентерами пульта управления дросселем сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических характеристик разреза и с учетом возможности для выполнения следующих технологических операций: а герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них; б вымывания флюида со скважины по принятой технологии; в подвески колонны бурильных труб на плашках превентера после его закрытия; г срезания бурильной колонны; д контроля за состоянием буровой скважины во время глушения; е расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; ж спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметически закрытом устье. 6.7.4. Типа противовыбросового оборудования и схемы его обвязки указываются в проектной документации на строительство скважины и выбираются на основании типовых схем согласованных со специализированной аварийно-спасательной службой и Госнадзорохрантруда Украины. При этом следует руководствоваться следующими требованиями: 6.7.4.1. При вскрытии скважиной изученного разреза представленного нефтяными и водяными в т.ч. с растворенным газом пластами с давлением равным или выше гидростатического после спуска кондуктора или технической колонны на устье устанавливаются два превентера. Тип превентеров и размер плашек должны быть предусмотрены техническим проектом. 6.7.4.2. Три превентера в том числе одной универсальный устанавливаются на скважине при вскрытии газовых нефтяных и водных горизонтов с аномально высоким давлением. 6.7.4.3. Четыре превентера в том числе один превентер со срезающими плашками и один универсальный устанавливаются на устье в случаях: а вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%; б на всех морских скважинах. 6.7.5. Отступления от требований п.6.7.4 этих Правил в обвязке противовыбросовым оборудованием устья бурящихся скважин допускаются по согласованию со специализированной аварийно-спасательной службой и органом Госнадзорохрантруда Украины при условии предоставления предприятием исчерпывающего обоснования. 6.7.6. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах не направляться в сторону производственных и бытовых сооружений и иметь уклон от устья скважины. Длина линий должна быть: - для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не меньше 50 м; - для нефтяных скважин с газовым фактором свыше 200 м3/т газовых и разведывательных скважин - не меньше 100 м. Повороты выкидных линий превентерной обвязки допускаются в отдельных случаях с применением кованных угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством предварительно опрессованных на максимальное рабочее давление превентерной установки. Линии и установленная на них запорная арматура должны иметь внутренний диаметр одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины. После блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений не относящихся к объектам буровой установки должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Расстояние конца выкидного манифольда от действующих нефтяных скважин - не менее 50м соответственно для газовых – не менее 100м. Для скважин сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком специализированной аварийно-спасательной службой органом Госнадзорохрантруда Украины. 6.7.7. На скважинах где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 70 МПа устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством предприятия при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования. 6.7.8. Манометры устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения должны иметь верхний предел диапазона измерений на 33% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления. 6.7.9. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей изготовленных по технической документации утвержденной в установленном порядке. Допускается применение отдельных деталей и узлов изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта. Применение данных деталей и узлов не должно снижать надежность противовыбросового оборудования. 6.7.10. Для управления превентерами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт управления - на расстоянии не менее 15 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов. 6.7.11. Штурвалы для ручной фиксации плашек превентеров должны быть установлены в легкодоступном месте иметь укрытие и взрывобезопасное освещение. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов контрольные метки и количество оборотов необходимых для закрытия превентера порядковый номер каждого превентера снизу вверх тип и размер плашек. На задвижке перед дросселем должна быть закрепленная табличка с указанием допустимого давления для устья скважины допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора по которой это давление определено. 6.7.12. При вскрытии коллекторов насыщенных нефтью и газом на буровой необходимо иметь три шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переходником второй - на аварийной трубе третий - в резерве. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. 6.7.13. Превентери вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ОП на рабочее давление определяются по согласованию с органами Госнадзорохрантруда Украины. После ремонта связанного с сваркой и токарной обработкой корпуса превентери опрессовываются на пробное давление. Превентер со срезающими плашками должен быть опрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках а работоспособность превентера проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты опрессовки оформляются актом. 6.7.14. После монтажа противовыбросового оборудования или спуска очередной обсадной колонны в том числе потайной до разбуривания цементного стакана противовыбросовое оборудование до концевых задвижек манифольдов высокого давления должно быть опрессовано на давление опрессовки обсадной колонны. После спуска эксплуатационной колонны противовыбросовое оборудование опрессовывается воздухом во всех других случаях – опрессовывается водой. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: - 50 кгс/см2 5 МПа - для противовыбросового оборудования рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 21 МПа ; - 100 кгс/см2 10 МПа - для противовыбросового оборудования рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 21 МПа . Результаты опрессовки оформляются актом. 6.7.15. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения представителя специализированной аварийно-спасательной службы. 6.7.16. Плашечные превентеры должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием. 6.7.17. При замене вышедших из строя деталей превентера или одного из узлов противовыбросового оборудования смене плашек на устье превентерную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колоны. Результаты опрессовки оформляются актом. 6.7.18. Плашки превентеров установленных на устье скважины должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превентере если в комплекте оборудования отсутствует превентер со срезающими плашками. 6.7.19. При применении в компоновке бурильной колонны труб разных типоразмеров на мостках должна находиться опрессованная бурильная “аварийная” труба которая по диаметру должна соответствовать диаметру плашек превентера и прочностным характеристикам верхней секции бурильной колонны с шаровым краном в открытом состоянии и переходниками на другие диаметры труб применяемыми для работы в скважине. Бурильная труба переходник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет. 6.7.20. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами аномальное пластовое давление и несоответствии установленного универсального превентера ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превентеров заменяются на плашки соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная стальная с соответствующими прочностными характеристиками бурильная труба с переходником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении опрессованные на соответствующее давление. 6.7.21. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил. 6.7.22. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. При вынужденных простоях на скважине со вскрытыми продуктивными горизонтами бурильная колонна должна быть спущена в башмак промежуточной колонны или кондуктора а устье скважины - загерметизировано. Длительность простоев после которых необходимо спускать бурильную колонну а также периодичность промывок со спуском колонны на забой устанавливаются руководством предприятия УБР экспедиция глубокого бурения и т.п. . 6.7.23. Подходы к устьевому оборудованию превентерам и задвижек должны иметь твердое покрытие бетонное металлическое или деревянное обеспечивающее безопасное обслуживание их в процессе эксплуатации. Подходы должны содержаться в чистоте и не загромождаться посторонними предметами. 6.7.24. Монтаж ремонт и обслуживание устьевого и противовыбросового оборудования на высоте больше 0 75м от уровня земли должны осуществляться с применением специальных площадок отвечающих требованиям действующих правил безопасности. 6.7.25. Запрещается осуществлять любые работы по устранению неисправностей устьевого или противовыбросового оборудования находящегося под давлением. 6.7.26. Запрещается докреплять фланцевые резьбовые и быстросборные соединения находящиеся под давлением. 6.7.27. Запрещается эксплуатация гидроаккумулятора при неполном комплекте закрепляющих деталей полушарий его корпуса или несоответствия прочности крепежных деталей требованиям завода-изготовителя. 6.7.28. Запрещается заправка гидроаккумулятора воздухом или другим газом не предусмотренным инструкцией завода-изготовителя. 6.7.29. Запрещается осуществлять любой ремонт гидроаккумулятора до полного выпускания из него азота стравливания давления масла и отключения подачи электроэнергии от станции гидропривода. 6.7.30. Перед пуском в работу гидроуправления необходимо проверить правильность соединения трубопроводов согласно схеме завода-изготовителя. Запрещается присоединять нагнетательные трубопроводы гидроуправления к линиям слива для предотвращения их разрушения. 6.7.31. Перед проведением электро- или газосварочных работ на устье скважины необходимо подготовить место и проверить с помощью газоанализатора отсутствие взрывоопасных концентраций газа в приустьевой части обсадной колонны. 6.7.32. Электросварочные работы должны выполняться с соблюдением требований безопасности и производственной санитарии при электрогазосварочных работах. 6.7.33. К выполнению сварочных работ допускаются квалифицированные сварщики имеющие удостоверение и аттестованные в соответствии с действующими требованиями. 6.7.34. Электрооборудование и металлические будки станции гидропривода и штурвалов ручной фиксации плашек превентеров должны быть заземлены. 6.7.35. В местах постоянного перехода людей над выкидными линиями противовыбросового оборудования должны устанавливаться переходные мостики шириной не меньше 1 0 м и перилами высотой не ниже 1 0 м. 6.7.36. Земляные амбары в конце выкидных линий устьевого и противовыбросового оборудования при высоте обвалования менее 1 0 м должны огораживаться. 6.7.37. Опрессовка устьевого и противовыбросового оборудования на скважине должно проводиться как правило на протяжении светового дня. Допускается проведение работ по опрессовке в ночное время при условии выполнения требований освещенности в соответствии с действующими нормами. 6.7.38. В процессе опрессовки запрещается присутствие людей возле противовыбросового оборудования находящегося под давлением. Перед началом опрессовки обслуживающий персонал который непосредственно не задействован в выполнении работ следует вывести в безопасное место.   6.8. Освоение и испытание законченных бурением скважин   6.8.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий: а высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество цементного камня отвечает проекту и требованиям охраны недр; б эксплуатационная колонна прошаблонирована опрессована совместно с колонной головкой и превентерной установкой та герметична; в устье с превентерной установкой манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой. 6.8.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превентерной установкой или перфорационной задвижкой по утвержденной схеме а скважина заполнена буровым раствором или другой жидкостью перфорации с плотностью отвечающей требованиям п.6.5.26 этих Правил. Перфорационная задвижка должна быть опрессована на ее рабочее давление до установки на скважину а после установки на устье провести опрессовку ее на давление равное 110% от ожидаемого на устье. Тип задвижки и давление опрессовки должны быть предусмотрены в техническом проекте и плане работ на освоение скважины. Каротажная партия должна иметь устройство для рубки кабеля и его удержания после рубки. Лебедка каротажного подъемника должна иметь указатель нагрузки на кабель. 6.8.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается. 6.8.4. Перед установкой на устье скважины фонтанные арматуры опрессовываются в собранном виде на величину рабочего давления а после установки - на давление опрессовки обсадной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. 6.8.5. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией величина которой устанавливается предприятием по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи. 6.8.6. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет замены бурового раствора на раствор меньшей плотности техническую воду дегазированную углеводороды пенные системы инертные газы. 6.8.7. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с помощью свабирования использования скважинных насосов нагнетанием инертного газа пенных систем или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ разработанными предприятием. При использовании воздуха для снижения уровня жидкости необходимо принимать меры по предотвращению образования взрывоопасных смесей например применение жидкостных или газовых разделительных пробок и т.п. . Данные меры разрабатываются для конкретных ситуаций в зависимости от типа глубины скважины ее состояния и т.п. . 6.8.8. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. 6.8.9. Для каждой скважины подлежащей освоению составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком. 6.9 Ликвидация аварий при бурении скважин 6.9.1. Буровые предприятия ежегодно должны разрабатывать и утверждать в установленном порядке мероприятия по предотвращению аварий и осложнений при строительстве скважин учитывающие геологические свойства региона техническое состояние бурового оборудования специфику бурения и профессиональный уровень работников. 6.9.2. Для расследования причин аварий осложнений а также разработки планов их ликвидации и предупреждения буровая организация создает под руководством главного инженера постоянно-действующую комиссию. Для расследования и разработки планов ликвидации сложных аварий к работе комиссии могут привлекаться представители проектных и научно-исследовательских организаций. 6.9.3. Об авариях с несчастными случаями предприятие обязано немедленно в установленном порядке уведомить государственные органы контроля и надзора. 6.9.4. Ликвидация аварий проводится под непосредственным руководством ответственного инженерно-технического работника в соответствии с утвержденным предприятием планом. Перед началом ликвидации аварии буровая бригада должна быть ознакомлена с планом работ а исполнителям проведен инструктаж с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. 6.9.5. Перерывать процесс ликвидации аварии и отвлекать буровую бригаду на другие работы запрещается. 6.9.6. Во время проведения ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа нефти при ликвидации возможных газонефтеводопроявлений и после вызова притока а также проницаемых непродуктивных пластов. 6.9.7. Во время продолжительных остановок или простоев скважин со вскрытыми склонными к текучести породами бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует проводить шаблонирование а в случае необходимости проработку открытого ствола до забоя. Периодичность проработок устанавливается технологической службой бурового предприятия. Вывод скважины из простоя следует проводить по специальному плану согласованному и утвержденному в установленном порядке. 6.9.8. Освобождение прихваченного бурового инструмента и насосно-компрессорных труб торпедированием следует проводить по специальному плану согласованному с геофизической службой в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.17-92. 6.9.9. Перед спуском в скважину ловильного инструмента необходимо составить эскиз компоновки с указанием необходимых размеров. 6.9.10. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования стыковочных устройств в обсадных колоннах необходимо исключить УБТ из компоновки бурильной колонны и применять долото без бокового армирования твердыми вставками или со срезанными периферийными зубцами; при необходимости интервал размещения муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства дополнительно проработать полномерным плоскодонным фрезом без бокового армирования. 6.9.11. К выполнению работ на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и инженерно-технические работники прошедшие подготовку и проверку знаний по практическим действиям при ликвидации проявлений. 6.9.12. Вскрытие продуктивных горизонтов в разведывательных скважинах и месторождениях с АВПД должно проводиться после проверки и установки готовности буровой к проведению данных работ комиссией под председательством главного инженера УБР экспедиции с участием представителя специализированной аварийно-спасательной службы. 6.9.13. Перед вскрытием горизонтов с возможными флюидопроявлениями буровому предприятию необходимо разработать мероприятия по предотвращению газонефтеводопроявлений и провести: * инструктаж членам буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений; * проверку технического состояния бурового станка ОП инструмента КВП; * оценку готовности объекта оперативно утяжелять буровой раствор пополнять его запас путем приготовления или доставки на скважину. 6.9.14. До и после вскрытия горизонтов с АВПД при возобновлении промывания скважины после СПО геофизических исследований ремонтных работ простоев необходимо начинать контроль плотности вязкости бурового раствора и содержания газа сразу с начала восстановления циркуляции. 6.9.15. При вскрытых продуктивных горизонтах подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. 6.9.16. На месторождениях где возможны проявление пластового флюида с содержанием сероводорода или других агрессивных и токсичных компонентов буровые бригады должны быть дополнительно обучены безопасным методам работы в соответствии с действующими правилами и инструкциями. 6.9.17. Работы по ликвидации открытого фонтана должны проводиться по специальному плану разработанному штабом в соответствии с НАОП 1.1.23-5.16-88. 6.9.18. При строительстве скважины необходимо руководствоваться требованиями НАОП 1.1.21-1.18-82. 6.9.19. Грузоподъемность подъемного агрегата буровой вышки мачты допустимая ветровая нагрузка должны отвечать максимальным нагрузкам ожидаемым в процессе проведения аварийных работ. 7. ДОБЫЧА ПРОМЫШЛЕННЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГАЗА НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА 7.1. Обустройство нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений   7.1.1. Обустройство месторождений должно обеспечивать оптимальную разработку месторождения в соответствии с технологической схемой разработки подготовку всех видов углеводородного сырья к транспортировке. Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка вредных и опасных факторов и их влияния на персонал и окружающую среду при нормальной эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяются уровень автоматизации технологических процессов технические и технологические решения по безопасности производства и персонала в случае аварий пожаров загазованности. Проект обустройства месторождений должен получить положительную экспертную оценку экспертно-технического центра Госнадзорохрантруда относительно его соответствия действующим этим требованиям безопасности производства и охраны труда. 7.1.2. Проект обустройства месторождений должен предусматривать: а максимальную автоматизацию объектов исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом; б систему неразрушающего контроля и антикоррозийной защиты технологических трубопроводов и оборудования; в многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций; г определение рисков возникновения аварий и их приемлемых уровней для декларирования безопасности объектов повышенной опасности; д составление на каждом объекте Плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий ПЛАС ; е герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с рациональным использованием нефти газа и ценных сопутствующих компонентов их утилизацию из мест аварийных выбросов; ж резервы технологического энергетического оборудования а также запасы воды топлива химреагентов и материалов обеспечивающих локализацию аварий пожаров загазованности и восстановление устойчивости работы объекта; з на кусте скважин выкидные нефтегазопроводы газопроводы газлифта станки-качалки станции управления трансформаторные подстанции кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. 7.1.3. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент который уточняется после пусконаладочных работ. 7.1.4. В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства.   7.2. Порядок приема в эксплуатацию сооружений и оборудования   7.2.1. Законченные строительством объекты нефтегазодобывающей промышленности принимаются в эксплуатацию Государственными приемными комиссиями в порядке установленном ДБН А.3.1-3-94. 7.2.2. До приема в эксплуатацию объектов и сооружений заказчику вместе с представителями привлеченных организаций необходимо зарегистрировать до начала пусконаладочных работ в органах Госнадзорохрантруда Украины сосуды работающие под давлением в соответствии с ДНАОП 0.00-1.07-94 а также грузоподъемное оборудование в соответствии с ДНАОП 0.00-1.03-02. 7.2.3. Ввод в эксплуатацию технологического оборудования и сооружений должен проводиться в комплексе с системами связи телемеханики энерго- паро- водоснабжения вентиляции контроля загазованности пожаротушения устройствами для охраны от загрязнения окружающей среды которые предусмотрены проектом для отвода ливневых стоков воды защиты населенных пунктов предприятий и водохранилищ от попадания загрязняющих продуктов. 7.2.4. Запрещается ввод в эксплуатацию объектов и сооружений не принятых в установленном порядке комиссией с участием представителей соответствующих органов государственного надзора.   7.3. Колтюбинговые установки   7.3.1. Колтюбинговые установки предназначены для проведения работ по капитальному и текущему ремонту нефтяных и газовых скважин без глушения при избыточном давлении на устье. 7.3.2. Подготовка площадки монтаж и эксплуатация колтюбинговых установок должны выполняться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода-производителя. Перед началом работ агрегат должен быть укомплектован: необходимой документацией штатным комплектом оборудования и инструментом инструкциями по безопасному ведению работ. Колтюбинговые установки должны быть оборудованы и оснащены: а ограничителями грузоподъемности; б системами контроля и регистрации нагрузок возникающих при спуско-подъемных операциях; в системой контроля за толщиной труб. Работы с использованием колтюбинговых установок выполняются специально обученным персоналом. 7.3.3. Требования к колтюбинговой установке: а перед началом работы безмуфтовая длинномерная труба БДТ должна быть оборудована обратным клапаном; б с целью определения износа БДТ в процессе работы а также записи текущих параметров работы колтюбинговой установки должны вестись записи в соответствующие файлы программ DART и CTFA; в перед началом работ БДТ должна быть опрессована на давление в соответствии с планом работ; г агрегат должен быть укомплектован штатным комплектом инструмента для ремонта превентера и установки в целом; д до и после проведения работ по ремонту скважины должна выполняться ревизия превентера и механизма подачи БДТ; г при температуре окружающей среды ниже 00С с учетом физических свойств рабочего агента по окончании работ должны быть проведены мероприятия по предотвращению “замораживания” БДТ продувка воздухом или замещение рабочего агента незамерзающим .   7.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация нефтяных скважин  7.4.1. Фонд буровых скважин нефтегазодобывающего предприятия определяется технологической схемой разработки месторождения и может изменяться в процессе его разработки. 7.4.2. Диаметры эксплуатационных колонн скважин диаметр и интервал спуска насосно-компрессорных труб НКТ определяются технологической схемой разработки месторождения и уточняются в процессе его эксплуатации. 7.4.3. Нормальная эксплуатация скважин должна проводиться по НКТ. Эксплуатация скважин по затрубному пространству допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании и по специальному разрешению органов Госнадзорохрантруда. 7.4.4. Конструкция колонных головок фонтанной арматуры схемы их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины герметизацию трубного затрубного и межколонного пространств возможность технологических операций на скважине глубинных исследований отбора проб и контроля давления в трубном затрубном и межколонном пространствах и температуры в боковых отводах. 7.4.5. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны. 7.4.6. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном состоянии до установки на устье следует проводить на рабочее давление предусмотренное паспортом и техническими условиями на поставку в соответствии с ГОСТ 13846-89 а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами. 7.4.7. При проведении работ по интенсификации гидроразрыв пласта кислотные обработки разного рода закачки и т.п. требующих давлений превышающих допустимые необходимо устанавливать на устье специальную арматуру а для защиты эксплуатационной колонны – глубинный пакер. 7.4.8. Фонтанная арматура должна оснащиваться заводом-производителем дросселем с ручным а по требованию заказчика – с дистанционным управлением; запорной арматурой а по требованию заказчика – с дублирующей запорной арматурой на боковых отводах и трубной головке с ручным и или дистанционным управлением и обеспечивать возможность замены манометров и термометров без снижения давления до атмосферного. 7.4.9. В зависимости от условий эксплуатации и состава добываемой продукции должна применяться фонтанная арматура в соответствующем выполнении: - нормальная – Н для температур от - 40 до +1200С ; - холодоустойчивая – ХЛ для температур от - 50 до +1200С ; - термостойкая – Т для температур от - 40 до +1500С и выше ; - коррозионностойкая – К1 при объемном содержании СО2 от 6 до 10% ; - коррозионностойкая – К2 при объемном содержании H2S и CO2 от 6 до 10% каждого ; - коррозионностойкая – К3 при объемном содержании H2S и CO2 до 26% каждого . 7.4.10.Обвязка устья эксплуатационной скважины проводится в соответствии с проектом и должна обеспечивать: а возможность работы как по НКТ так и по затрубному пространству; б автоматическое отключение газовых и газоконденсатных скважин в случаях разрыва шлейфа или увеличения давления в нем выше допустимого; в возможность замера температуры и давления до и после дросселя; г установку предохранительных клапанов если шлейфы рассчитаны на давление ниже статического устьевого; д возможность проведения работ по периодическому исследованию и капитальному ремонту скважин; е возможность закачки ингибиторов и ПАВ и растворов для глушения скважины; ж проведение контроля за давлением в НКТ эксплуатационной колонне и межколонных пространствах; з отвод газа на факел при продувке скважины шлейфе и срабатывании предохранительных клапанов; и возможность отбора проб газа и жидкости и установки образцов-свидетелей купонов коррозии; к установку на выкидных линиях и манифольдах работающих с температурой рабочей среды 800С і выше температурных компенсаторов. 7.4.11. Для обвязки устья скважины должны использоваться только бесшовные стальные трубы. Соединение труб проводится сваркой. Фланцевые и муфтовые соединения допускаются лишь в местах установки запорной регулирующей предохранительной арматуры и в местах предусмотренных проектом для демонтажа обвязки скважины при подготовке ее к капитальному ремонту. 7.4.12. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сутки нефти или 500 тыс.м3/сутки газа и более расположенные на расстоянии менее 500м от населенного пункта оснащаются внутрискважинным оборудованием пакер клапан-отсекатель циркуляционный клапан и др. которое в случае аварийного фонтанирования автоматически перекрывает ствол и прекращает приток газа или нефти к устью скважины. 7.4.13. В процессе эксплуатации скважины внутрискважинный и наземный клапаны-отсекатели должны периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-производителя. Установка клапанов-отсекателей и проверка их на срабатывание оформляются актом. 7.4.14. Устранение неисправностей замена сменных и быстроизнашивающихся деталей фонтанной арматуры под давлением запрещается. В отдельных случаях аварийные ситуации сохранение производительности скважины и т.п. эти работы могут выполняться специально обученным персоналом по специально разработанным и утвержденным в установленном порядке инструкциям с использованием специальных технических средств установка которых приемлема и безопасна для данной конструкции фонтанной арматуры и устьевой обвязки. 7.4.15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в соответствии с проектом и планом утвержденным техническим руководителем предприятия. 7.4.16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна и устьевое оборудование опрессовываются на максимальное пусковое давление. Газораспределительные гребенки газлифтных скважин должны иметь системы индивидуального измерения затрат газа свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора. 7.4.17. На линиях которые подводят газлифтний газ и ингибиторы к буровым скважинам должны быть установленные обратные клапаны. 7.4.18. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе необходимо снизить до атмосферного а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается подача ингибитора гидратообразования без остановки газопровода. 7.4.19. При глубине спуска колоны НКТ на 3000м и более необходимо использовать высокопрочные трубы в соответствии с проведенными расчетами. 7.4.20. Территория вокруг устья скважины в границах отведенного участка земли должна быть упорядочена выполнено его обвалование. На каждой скважине должна быть смонтированная площадка для монтажа подъемной установки КРС ТРС . 7.4.21. При продувке скважин и периодических исследованиях необходимо руководствоваться программой исследований и инструкциями. Указанные работы необходимо проводить с минимальным выпуском газа в атмосферу. 7.4.22. Оперативный контроль непосредственно за эксплуатационными скважинами должен включать наблюдения за: * техническим состоянием оборудования; * изменениями в времени рабочих дебитов устьевых давлений и температур.   7.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосами   7.5.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Схема обвязки устья скважины должна обеспечивать замер устьевого давления отвод газа из затрубного пространства проведение исследований. 7.5.2. Конструкция сальникового устройства должна позволять замену сальниковой набивки при наличии давления в скважине. 7.5.3. При выполнении работ связанных с остановкой станка-качалки электродвигатель должен быть отключен контргрузы должны быть опущены в нижнее положение и заблокированы тормозным устройством а на пусковом устройстве вывешен плакат: "Не включать работают люди". 7.5.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический". 7.5.5. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны иметь ограждение. 7.5.6. Станок-качалка должен быть смонтирован так чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом грунтом или изгородью. 7.5.7. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением. 7.5.8. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. 7.5.9. Рама станка-качалки должна быть связана с кондуктором технической колонной не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками приваренными в разных местах к кондуктору технической колонне и рамы. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2 толщина стенок угловой стали не менее 4 мм диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники соединяющие раму станка-качалки с кондуктором технической колонной должны быть заглублены в землю не менее чем на 0 5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая полосовая угловая или другого профиля. 7.5.10. Верхний торец устьевого сальника должен подниматься над уровнем площадки обслуживания не более чем на 1 м.   7.6. Эксплуатация скважин центробежными винтовыми диафрагмовыми погружными электронасосами   7.6.1. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение. 7.6.2. Скважины которые эксплуатируются с использованием погружных насосов могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. В случае отсутствия клапана-отсекателя или его отказа скважина перед ремонтом должна быть заглушена раствором глушения который не содержит твердых зависших частичек и не ухудшает фильтрационные свойства призабойной зоны. 7.6.3. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой или специальным устьевым устройством обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств возможность их соединения проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять осуществлять демонтаж разборку выкидных линий как со стороны глушения так и с шлейфовой стороны с целью замены задвижек без остановки работы скважины в шлейф проводить разрядку скважины подачу газа в затрубное пространство проведение технологических операций включая глушение скважины. Для этого все соединения основных и вспомогательных коммуникаций должны быть на фланцах. 7.6.4. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля в трубах под землей. 7.6.5. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов их осмотр ремонт и отладку должен производить электротехнический персонал. 7.6.6. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата с помощью цепи или на специальной подвеске. Это устройство должно быть испытано на максимальную грузоподъемность. 7.6.7. Кабель пропущенный через ролик при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли. 7.6.8. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом чтобы он не был помехой работающему персоналу. 7.6.9. Скорость спуска подъема погружного оборудования в скважину не должна превышать 0 25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1 5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0 1 м/с. 7.6.9. Ствол скважины в которую погружной электронасос спускается впервые а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.   7.7. Эксплуатация скважин гидропоршневыми и струйными насосами   7.7.1. Помещение технологического блока установки должно иметь: * постоянную принудительную вентиляцию обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа; * температуру в блоках не ниже 5°С уровень шума не более 80 дБ скорость вибрации не более 2 мм/с. 7.7.2. Перед входом в помещение технологического блока необходимо: а проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции; б включить освещение; в переключить систему газового пожаротушения из режима автоматического пуска на ручной. 7.7.3. При возникновении пожара в блоке необходимо действовать в соответствии с требованиями инструкции по пожарной безопасности. 7.7.4. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована при необходимости прорайбирована промыта до забоя и опрессована. 7.7.5. Извлечение гидропоршневого насоса скребка и другого оборудования должно выполняться с применением специального лубрикатора входящего в комплект установки. 7.7.6. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо выполнять с использованием приставной лестницы с площадкой для обслуживания при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение этого вида работ. 7.7.7. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором затраты рабочей жидкости. 7.7.8. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными и показывающими манометрами а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса. 7.7.9. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки установленные инструкцией по эксплуатации. 7.7.10. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оснащения. 7.7.11. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного. 7.7.12. Система измерения дебита скважин показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт при автоматизации и телемеханизации промыслов .   7.8. Эксплуатация нагнетательных скважин при разработке месторождений с поддержкой пластового давления методом закачки в пласт сухого газа сайклинг-процесс или воды заводнение 7.8.1. Нагнетательные скважины через которые в продуктивные пласты закачиваются рабочие агенты вода газ воздух пар растворы поверхностно-активных веществ кислоты и прочие реагенты с целью поддержки пластового давления и повышения нефтегазоконденсатоотдачи должны оборудоваться наземным и внутрискважинным подземным оборудованием. 7.8.2. На устье нагнетательных скважин должна устанавливаться фонтанная арматура рабочее давление которой должно быть не ниже максимально ожидаемого давления нагнетания. До установки на устье фонтанная арматура должна испытываться на прочность и герметичность при давлениях предусмотренных паспортом и техническими условиями на ее поставку. 7.8.3. Устьевая арматура должна быть оборудована обратным клапаном для предотвращения перетекания закачиваемых агентов из скважины при аварии на нагнетательном трубопроводе или временном прекращении их нагнетания. 7.8.4. Закачка рабочих агентов в нагнетательные скважины должна осуществляться только через насосно-компрессорные трубы НКТ . Конструкция колонны НКТ должна определяться на основе расчетов которые проводятся в соответствии с действующими инструкциями и методиками. Низ колонны НКТ оборудуется воронкой для обеспечения безаварийного подъема глубинных замерных приборов при проведении исследовательских работ. 7.8.5. Закачка рабочих агентов в нагнетательные скважины при давлениях на устье больше давления на который опрессована эксплуатационная колонна должна осуществляться через НКТ с пакером изолирующим колонну от влияния высоких давлений и устанавливаемым над пластом объектом в который закачивается рабочий агент. 7.8.6. Для одновременно-раздельной закачки ОРЗ рабочих агентов в два пласта объекты в нагнетательную скважину должно спускаться специальное оборудование. Оборудование для одновременно-раздельной закачки должно обеспечить надежную изоляцию разделение между собой двух пластов объектов и дифференцированную по давлению и приемности закачку рабочих агентов возможность проведения исследовательских и ремонтных работ в скважинах. 7.8.7. Для контроля за технологическими режимами работы скважин и устьевого оборудования нагнетательные скважины должны быть оборудованы манометрами и термометрами для контроля за давлениями и температурой закачиваемых агентов устройствами для регулирования давления и приемности скважин. 7.8.8. Оборудование для закачки рабочих агентов в пласты насосное компрессорное парогенераторы водонагреватели по производительности и давлениям нагнетания должно обеспечить закачку рабочих агентов в нагнетательные скважины в объемах предусмотренных технологическими проектными документами. 7.8.9. От оборудования для закачки рабочих агентов или распределительных пунктов до каждой скважины должны прокладываться нагнетательные трубопроводы-шлейфы. Диаметры нагнетательных трубопроводов и их длины определяются в зависимости от объема приемности скважин давления нагнетания расположения скважин по отношению к распределительным пунктам и оборудованию для закачки рабочих агентов. Рабочее давление трубопроводов-шлейфов нагнетательных скважин должно быть не меньше максимального давления нагнетания. 7.8.10. При закачке воды в нагнетательные скважины водопроводы до скважин должны укладываться в траншеи на глубину которая бы предотвращала замерзание воды на случай прекращения закачки воды в зимний период. 7.8.11. Для уменьшения потерь тепла при закачке в пласты теплоносителей пара горячей воды трубопроводы от парогенераторных и водонагревательных установок до нагнетательных скважин устьевая арматура и насосно-компрессорные трубы должны быть теплоизолированы. 7.8.12. При закачке в пласты агрессивных рабочих агентов высокоминерализированные пластовые и сточные воды CO2 H2S кислоты и другие реагенты для предотвращения коррозии должно применяться оборудование в антикоррозионном выполнении а система трубопроводов и НКТ должны иметь специальное покрытие или ингибиторную защиту. 7.8.13. На выходе из компрессорной установки высокого давления перед подачей сухого газа в шлейфы нагнетательных скважин должны быть установлены фильтр-сепараторы масла. 7.8.14. При разработке месторождения с поддержкой пластового давления методом закачки в пласт сухого газа сайклинг-процесс или воды заводнение должны проводиться промысловые исследования и контролироваться следующие параметры: а состав газа который поступает на установки комплексной подготовки газа; б время прорыва сухого газа к забою добывающих скважин; в физико-химические свойства плотность молекулярная масса фракционный состав изъятого из газа конденсата; г количество газа и конденсата которые добываются из каждой добывающей скважины за сутки и в целом по месторождению за сутки месяц год ; д количество сухого газа или воды которые закачиваются в каждую нагнетательную скважину за сутки и в целом по месторождению за сутки месяц год ; е текущее пластовое давление в пласте поквартально ; ж давление газа на устье нагнетательных скважин ежесуточно ; з изменение положения газоводяного контакта ГВК во времени. 7.9. Исследование скважин   7.9.1. Виды периодичность и объем исследований эксплуатационных добывающих и нагнетательных скважин устанавливается на основании утвержденных регламентов разработанных в соответствии с проектом разработки этого месторождения. 7.9.2. Спуск глубинных приборов и устройств спускаемых на канате проводе должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством. 7.9.3. Спуско-подъемные операции следует проводить с применением лебедки с приводом обеспечивающим вращение барабана с канатом в необходимых диапазонах скоростей и направляющим роликом для провода. 7.9.4. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическим испытаниям на давление которое на 10% превышает ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины. В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Прежде чем вынуть глубинный прибор из лубрикатора давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство установленное на вводе. При проведении исследований с использованием лубрикатора следует устанавливать на устьевом фланце направляющий ролик для каната. 7.9.5. При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включать храповое устройство. 7.9.6. Проволока применяемая для глубинных исследований должна быть цельной без скруток а для работы с содержанием сероводорода свыше 6% - выполнена из материала стойкого к сероводородной коррозии.   7.10. Депарафинизация скважин труб и оборудования   7.10.1. В управлении должен быть разработан график проведения депарафинизации труб и оборудования на год и роздан в цеха по добыче нефти и газа. 7.10.2. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть: * оборудованы обратными клапанами; * опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторократное давление от ожидаемого максимального но не превышающее давление указанное в паспорте установок. 7.10.3. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования. 7.10.4. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается. 7.10.5. Разжигание парового котла и нагревателя нефти должно проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-производителя. 7.10.6. Для подачи теплоносителя под давлением больше 1 МПа 10 кгс/см2 запрещается применять резиновые рукава. 7.10.7. Шланг для подачи пара к насосно-компрессорным трубам уложенным на мостках должен быть оборудован специальными наконечниками. 7.10.8. В скважину скребок должен спускаться и подниматься через лубрикатор установленный на фонтанной арматуре. Проволока на которой спускается скребок должна пропускаться через ролик прикрепленный к лубрикатору.   7.11. Интенсификация добычи нефти и газа   Общие положения   7.11.1. Работы по нагнетанию в скважину воды газа теплоносителей горячей воды пары химических реагентов полимеров поверхностноактивных веществ растворителей нефти и других проводятся в соответствии с проектом и планом утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ схема размещения оборудования технология проведения процесса меры безопасности ответственный руководитель работ. 7.11.2. Передвижные насосные агрегаты предназначенные для работы на скважинах должны обеспечиваться запорными и предохранительными устройствами иметь приборы контролирующие основные параметры технологического процесса. 7.11.3. При закачке химреагентов пара горячей воды на нагнетательной линии возле устья скважины должен быть установлен обратный клапан. 7.11.4. Нагнетательная линия после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление. 7.11.5. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. 7.11.6. Перед началом работы по закачке реагентов воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линий ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается. 7.11.7.Обработка призабойной зоны интенсификация притока и повышение нефтеизвлечения пластов в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются. 7.11.8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м. 7.11.9. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины расстояние между ними должна быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ компрессор парогенераторная установка и др. должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. 7.11.10. Технологические режимы ведения работ и конструктивное выполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов. 7.11.11. На всех объектах скважинах трубопроводах замерных установках образование взрывоопасных смесей не допускается. В планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работ. 7.11.12. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса. 7.11.13. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.   Закачка растворов и химреагентов 7.11.14. Работы должны выполняться с использованием необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента. 7.11.15. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов серной соляной азотной фторной кислоты и т.д. должен быть: - аварийный запас спецодежды спецобуви и других средств индивидуальной защиты; - запас чистой пресной воды; - нейтрализующие компоненты для раствора мел известь хлорамин . 7.11.16. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место оборудованное для утилизации или уничтожения. 7.11.17. После закачки химреагентов или других вредных веществ к разборке нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом достаточным для промывания нагнетательной системы. Сбрасывать жидкость после промывания необходимо в сборную емкость. 7.11.18. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны переносными газоанализаторами. При содержании в воздухе закрытого помещения паров агрессивных химреагентов выше ПДК и нарушении герметичности нагнетательной системы работы должны быть прекращены. 7.11.19. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину. 7.11.20. Загруженный магнием термореактор емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.   Нагнетание диоксида углерода   7.11.21. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии. 7.11.22. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается. 7.11.23. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны. При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК 0 5 об. % и нарушении герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены.   Тепловая обработка   7.11.24. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя средствами для прекращения подачи топливного газа в случае нарушения технологического процесса. 7.11.25. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатация осуществляются с соблюдением требований ДНАОП 0.00-1.11-98. 7.11.26. Расстояние от парораспределительного или водораспределительного пункта или распределительного трубопровода до устья нагнетательной скважины должна быть не менее 25 м. 7.11.27. Управление запорной арматурой скважины оборудованной под нагнетание пара или горячей воды должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами. 7.11.28. В аварийных случаях работу парогенераторной и водогрейной установок необходимо остановить персонал при этом должен действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций и аварий. 7.11.29. На линии подачи топлива в топку парогенератора или водонагревательной установки предусматривается автоматическая защита которая прекращает подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого а также при прекращении подачи воды. 7.11.30. Территория скважин оборудованных под нагнетание пара или горячей воды должна быть огорожена и обозначена предупредительными знаками. 7.11.31. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону свободную от техники и обслуживающего персонала. При закачке теплоносителя с установкой пакера задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта. 7.11.32. На устье скважины должно быть устройство компенсирующее удлинение колонны насосно-компрессорных труб от температуры. В случае спуска насосно-компрессорных труб без пакера компенсирующее устройство может быть установлено не только на устье скважины но и внутри ее. 7.11.33. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства арматура должна быть покрашена.   Обработка горячими нефтепродуктами   7.11.34. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом. 7.11.35. Электрооборудование используемое на установке для подогрева нефтепродукта должно быть во взрывозащищенном исполнении. 7.11.36. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья буровой скважины с подветренной стороны. 7.11.37. В плане проведения работ должны быть предусмотрены меры обеспечивающие безопасность работающих.   Обработка забойными электронагревателями   7.11.38. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе. Разборка ремонт забойных электронагревателей и их опробование под погрузкой в полевых условиях не допускаются. 7.11.39. Спуск забойного электронагревателя в скважину и его подъем должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора. 7.11.40. Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто. 7.11.41. Сетевой кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования проведения всех подготовительных работ в скважине на устье и отвода людей в безопасную зону. Термогазохимическая обработка   7.11.42. Пороховые заряды пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления для комплексной обработки призабойной зоны скважины необходимо хранить и перевозить в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.17-92. 7.11.43. Пороховые генераторы аккумуляторы давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед ее введением в лубрикатор. 7.11.44. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении запираемом на замок и расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. 7.11.45. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор только при закрытой центральной задвижке. Спускаемое устройство не должно касаться плашек задвижек. Работа должна выполняться двумя рабочими. 7.11.46. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети проводится в следующей последовательности: а герметизация устья скважины; б подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору распределительному щитку ; в удаление членов бригады и других лиц находящихся на рабочей площадке кроме непосредственных исполнителей на безопасное расстояние от устья скважины - не менее 50 м; г установка кода приборов подключения в положение "выключено"; д подключение кабеля электросети к трансформатору или прибору управления; е подача электроэнергии на приборы управления; ж включение электроэнергии на гирлянду с зарядом выполняется только по команде ответственного руководителя работ . 7.11.47. При использовании во время комбинированной обработки призабойной зоны скважины пороховых зарядов типа АДС-6 или других элементов гидравлического разрыва пласта должны выполняться требования обеспечивающие сохранность эксплуатационной колонны.    Гидравлический разрыв пласта   7.11.48. Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану утвержденному предприятием. 7.11.49. Во время проведения гидроразрыва пласта нахождение персонала возле устья скважины и нагнетательных трубопроводов ближе 20 м запрещается. 7.11.50. Места установки агрегатов для гидроразрыва пласта должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций. 7.11.51. Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстояния не менее 10 м от устья скважины и расположены так чтобы расстояние между ними было не менее 1 м и кабины их не были повернуты к устью скважины. 7.11.52. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов предохранительными клапанами и линией сброса жидкости а нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами. 7.11.53. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса 1 5. 7.11.54. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры вынесенные на безопасное расстояние. 7.11.55. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. 7.11.56. Применение пакерующих устройств при гидроразрывах пласта обязательно если давление гидроразрыва превышает допустимое для эксплуатационной колонны. 7.11.57. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.   7.12. Капитальный и подземный ремонт скважин   7.12.1. Работы по капитальному и подземному ремонту скважин могут выполняться специализированными подразделениями нефте- и газодобывающих управлений другими специализированными организациями имеющими разрешение органов Госнадзорохрантруда Украины на этот вид деятельности. Работы по капитальному и подземному текущему ремонту скважины должны проводиться по плану утвержденному техническим руководителем предприятия. В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды. 7.12.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после ремонта производится по акту в соответствии с порядком установленным на предприятии. 7.12.3. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий и планом работ который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины пластовому давлению внутрискважинному оборудованию перечню планируемых операций ожидаемым технологические параметрам при их проведении. 7.12.4. До установки подъемника на устье скважина должна быть заглушена. Глушение скважины проводить бригадой без установки подъемника на устье. Глушение должно проводиться раствором с плотностью которая отвечает требованиям п.6.5.26 этих Правил. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины в которых в соответствии с выполненным расчетам сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Скважины в продукции которых помещается сероводород в количествах превышающих пределы установленные таблицами 3а и 3б должны быть заглушены раствором содержащим нейтрализатор сероводорода. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предшествующего глушения допускается на месторождениях с горно-геологическими условиями исключающими возможность самовольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений или их отдельных участков скважин согласовывается с территориальными органами Госнадзорохрантруда. 7.12.5. Размещение агрегатов оборудования устройств и обустройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами утвержденными техническим руководителем предприятия. 7.12.6. Грузоподъемность буровых вышек мачт необходимо выбирать с учетом максимальной нагрузки ожидаемой в процессе ремонта а также ветровой нагрузки. 7.12.7. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-производителя. Подъемная установка для ремонта скважины должна отвечать следующим требованиям: а мачта подъемной установки должна закрепляться оттяжками из стального каната. Число диаметр и место крепления оттяжек должны отвечать технической документации агрегата; б в трансмиссии привода лебедки должен использоваться ограничитель грузоподъемности на крюке если он предусмотрен конструктивно и поставляется заводом-производителем ; в подъемная установка подъемник должна иметь автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокированием движения барабана лебедки противозатягиватель талевого блока под кронблок ; г подъемник должен иметь приборы позволяющие устанавливать шасси в горизонтальное положение; д подъемник должен иметь устройство для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении; е система подъема мачты должна иметь дистанционное управление и обеспечивать безопасность при отказе элементов гидрооборудования; ж уровни шума на постоянных рабочих местах должны отвечать требованиям ГОСТ 12.1.003-83; з подъемник должен быть оснащен светильниками во взрывобезопасном исполнении обеспечивающими освещенность в соответствии с действующими нормами; и подъемник должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель воздухозаборник ; к подъемник должен быть оснащен дистанционным устройством аварийного отключения двигателя с пульта бурильщика заслонкой экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель ; л подъемник должен быть оснащен всем необходимым для освещения рабочих мест трансформатором-выпрямителем постоянного тока на 24В устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного тока на 24В для аварийного освещения; м подъемник должен быть оборудован лестницами для безопасного подъема и спуска по ним верхового рабочего; н подъемник должен быть оснащен гидравлическими опорными домкратами с фундаментными блоками под них: о подъемник должен быть оснащен укрытием рабочей площадки высотой 2 5 м с одинарной дверью с каждой стороны платформы двухстворчатой дверью со стороны рабочей площадки; п подъемник должен иметь специальные устройства для подвески машинных ключей и для подвески гидравлического ключа; р подъемник должен быть обеспечен подогревателем дизельного топлива; с пневмосистема подъемника должна быть оснащена осушителем воздуха согласно технической документации завода-изготовителя ; т тормозная система лебедки должна иметь систему охлаждения; у подъемная установка грузоподъемностью 70т и больше должна иметь вспомогательные тормоза обеспечивающие спуск номинального веса со скоростью не больше 2 м/сек; ф основные тормоза должны быть оборудованы блокирующим устройством тормозов в нерабочем состоянии; х мачта подъемника должна иметь устройство для подвешивания ролика кабеля ЭЦБН; ц подъемник должен обеспечивать возможность вертикальной установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для работы с насосно-компрессорными бурильными трубами диаметром 60; 73; 89 мм и насосными штангами диаметром 19; 22; 25 мм при установке их за "палец" балкона. Работодатель на основе этих Правил должен разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригад по всем видам работ и операций. 7.12.8. После монтажа подъемника до начала его эксплуатации необходимо выполнить следующие работы: а испытание якорей установки с картограммой; б испытание противозатягивателя талевого блока; в проверка готовности подъемника к работе исправностью пневмосистемы контрольно-измерительных приборов наличием сертификатов на талевый канат и канат для подъема верхней секции; г после оформления пусковой документации бригада КРС должна получить разрешение на начало работ по ремонту от председателя комиссии цеха текущего и капитального ремонта скважин. Для подъемников 70 т и больше разрешение на начало работ по ремонту дает инспектор Госнадзорохрантруда Украины; д показывающее устройство индикатора веса должно быть смонтировано в поле зрения бурильщика на независимом основании от подъемника; е измерение заземления оборудования и устройств; ж приемочные мостки посредине должны иметь желоб для выброса труб на приемочные стеллажи; з приемочные стеллажи для труб должны иметь телескопические регулируемые опоры под которые должны быть установлены деревянные прокладки. Стеллажи для укладки труб должны иметь стояки против раскатывания труб; и после монтажа подъемной установки винтовые домкраты устанавливаются на передний и задний фундаментные блоки; 7.12.9. При замене элементов мачты подъемника необходимо проводить ее испытания. 7.12.10. Перед демонтажем устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину оборудованную забойным клапаном-отсекателем в котором планом работ не предусмотрено проведение предшествующего глушения необходимо остановить стравить давление до атмосферного и дать выдержку во времени не менее трех часов. Демонтировать устьевую арматуру необходимо после визуально установленного прекращения выделения газа со скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней. 7.12.11. При проведении подземных и капитальных ремонтов устья скважин по решению главного инженера управления НГВУ должны быть оснащены противовыбросовым оборудованием. Фактическая схема обвязки устья противовыбросовым оборудованием разрабатывается предприятием на основе Типовых схем и согласовывается со специализированной аварийно-спасательной службой. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. 7.12.12. Для постоянного долива скважины во время проведения технологических операций и для контроля уровня раствора глушения на площадке устанавливается блок долива и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса агрегата для промывки скважины . Подъем труб со скважины проводится с доливом и поддержкой уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку. Запас раствора глушения соответствующей плотности должен быть: а для газовых скважин - в количестве не менее одного объема скважины; б для нефтяных скважин: при глубине скважины до 2000м - 10м3; при глубине скважины до 3500м - 15м3; при глубине скважины более 3500м - 20м3. 7.12.13. Неразрушающий контроль дефектоскопия бурильных насосно-компрессорных труб и спуско-подъемного оборудования проводится согласно соответствующим Методикам. 7.12.14. Запрещается проводить спуско-подъемные операции а также вести ремонтные работы связанные с нагрузкой на мачту вышку независимо от глубины скважины с неисправным индикатором веса. 7.12.15. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней буровой скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств предусмотренных планом утвержденным техническим руководителем предприятия. Допускается ведение работ по освоению ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить других участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации признаки газонефтеводопроявлений отклонение от технологического регламента и т.п. . При этом все работы на кусте прекращаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации. Инструкция по одновременному ведению работ на кусте разрабатывается нефтегазодобывающим предприятием и согласовывается с территориальными органами Госнадзорохрантруда Украины. 7.12.16. При ремонте газлифтных скважин перед размещением оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину а также на соседних скважинах слева и справа на период размещения прекращается. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов. При ремонте скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1 5 м и меньше соседняя скважина должна быть остановлена и при необходимости заглушена. 7.12.17. Проведение работ по монтажу демонтажу и ремонту вышек и мачт не допускается: в ночное время при ветре со скоростью 15 м/с и выше во время грозы сильного снегопада при гололедице ливне тумане с видимостью менее 50 м . 7.12.18. Вести спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более во время ливня сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается. 7.12.19. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано а бригада должна действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий ПЛАС . 7.12.20. Перед ремонтом скважины оборудованной погружным центробежным электронасосом ЭЦБН необходимо обесточить кабель. Для намотки и размотки кабеля должен использоваться кабелеукладчик. 7.12.21. Барабан с кабелем погружного ЭЦБН должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки. 7.12.22. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах и скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями а также в скважинах с наличием сероводорода не допускается. 7.12.23. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа нефти после вызова притока а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов. 7.12.24. При необходимости проведения ремонта мачт его можно проводить только по технологии согласованной с заводом-изготовителем. После ремонта мачта должна пройти диагностику и испытание с нагрузкой которая в 1 25 превышает паспортную грузоподъемность. Мачты подъемных установок для КРС должны периодически проходить испытание на специально оборудованных площадках один раз в 5 лет. 7.12.25. Ремонт скважины считается завершенным после оформления акта приема- передачи скважины из ремонта в цех добычи нефти и газа.   7.13. Системы промыслового и межпромыслового сбора нефти и газа. Подготовка нефти и газа к транспортировке.   Общие требования   7.13.1. Объекты и технологические процессы добычи сбора подготовки нефти и газа их техническое оснащение выбор систем управления и регулирования места размещения средств контроля управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения. 7.13.2. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой а устья нагнетательных наблюдательных и добывающих скважин - герметичными. 7.13.3. Система автоматизации сбора промыслового и межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового конденсата должна предусматривать: а автоматическое отключение отдельного оборудования технологической линии установки скважины при аварийных отклонениях рабочего давления от максимально допустимого для оборудования; б системы введения ингибиторов коррозии и других устройств для обеспечения возможности реализации антикоррозийных мероприятий предусмотренных технологическими регламентами; в дистанционную аварийную остановку технологической линии установки с пульта оператора и переключение технологических потоков в факельную линию или аварийную емкость; г дистанционный контроль технологических параметров и регистрацию основных параметров технологического процесса; д автоматическое регулирование давления среды в технологическом оборудовании при отклонениях параметров технологического процесса; е автоматическую сигнализацию аварийных параметров технологического процесса давление температура и др. с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установки датчиков и пульт оператора; ж контроль состояния воздушной среды на объектах. 7.13.4. Сбрасывать в атмосферу газы содержащие сероводород и прочие вредные вещества без нейтрализации или сжигания запрещается. Запрещается выветривание в атмосферу газа образующегося при стабилизации газового конденсата и расгазовывании пластовой воды. 7.13.5. На объектах сбора и подготовки нефти и газа насосных и компрессорных станциях должна быть технологическая схема утвержденная техническим руководителем предприятия с указанием номеров задвижек аппаратов направлений потоков отвечающих их нумерации в технологической схеме. Технологическая схема является частью плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий. Технологическая схема УКПГ и масштабные планы коммуникаций УКПГ должны ежегодно проверяться на соответствие фактическому состоянию корректироваться в случае внесения изменений и дополнений и переутверждаться главным инженером предприятия. Технологическая схема должна быть вывешена в операторной. 7.13.6. Изменения в технологический процесс схемы регламент аппаратурное оформление и системы противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организацией-разработчиком проекта. Реконструкция замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются. 7.13.7. Оборудования контактировавшее с серосодержащей нефтью серосодержащим природным газом и серосодержащим газовым конденсатом и не используемое в действующей технологической схеме должно быть отключено освобождено от продукта промыто пропарено заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек. 7.13.8. При наличии в продукции технологических аппаратах резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах взрывах нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от влияния этих веществ.   Оборудование для сбора и подготовки нефти газа и конденсата   7.13.9. Оборудование для сбора нефти газа и конденсата должно отвечать требованиям стандартов и технических условий на их изготовление монтироваться в соответствии с проектами и действующими норм технологического проектирования. 7.13.10. Технологические аппараты УКПГ на которые распространяются требования ДНАОП 0.00-1.07-94 должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями этого ДНАОП. 7.13.11. В закрытых помещениях технологических установок электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на использование в условиях вибрации образования газовых гидратов отложений парафина солей и других веществ или устанавливаться в условиях исключающих прямой контакт с продукцией скважин. 7.13.12. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются и обеспечиваются предупредительными знаками и надписями в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 и ДНАОП 1.1.23-8.02-01. На трубопроводы наносятся стрелки указывающие направление движения транспортируемой среды.   Насосные компрессорные станции блочно-комплектные насосные станции   7.13.13. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил. 7.13.14. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы перекачивающие сернистые продукты должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений. 7.13.15. Конструкция насосов и их обвязка для перекачивания токсичных и горючих жидкостей должна предусматривать полное освобождение и дегазацию от остатков этих продуктов перед разборкой насосов при остановке их на ремонт. Обвязка насосов должна обеспечивать освобождение их от продукта в дренажную емкость которая находится вне помещения насосной. 7.13.16. Для перекачивания легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы исключающие пропуск продукта. 7.13.17. На пульте управления насосной станции по перекачиванию легковоспламеняющихся горючих и вредных веществ должны быть установлены приборы позволяющие контролировать давление расход температуру подшипников насосных агрегатов и состояние воздушной среды в помещении. 7.13.18. Блоки насосных агрегатов перекачивающие жидкие углеводороды и другие взрывопожароопасные продукты должны иметь оборудование для их автоматического аварийного отключения в случаях нагревания до температуры самовозгорания продукта. 7.13.17. В местах прохождения валов трансмиссий и трубопроводов через стены отделяющие помещение с опасными и вредными выделениями от других помещений должны устанавливаться сальники и другое оборудование предотвращающее распространению этих выделений. 7.13.18. На выкидной линии поршневого насоса должны быть установлены манометр и предохранительный клапан а на выкидной линии центробежного насоса – манометр и обратный клапан. 7.13.19. Вне здания насосной на всасывающем и нагнетательном трубопроводах должны быть установлены запорные органы. 7.13.20. При запуске и остановке насоса необходимо проверить открытие и закрытие соответствующих задвижек. Запрещается запуск поршневых и плунжерных насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии. Запуск паровых насосов разрешается только после спуска парового конденсата и прогрева паровых цилиндров. 7.13.21. Для замены насос подлежащий ремонту необходимо отсоединить от двигателя отключить от трубопроводов задвижками с установкой заглушек и освободить от продукта в дренажную емкость. 7.13.22. Средства контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии а их трудоспособность проверяется не реже одного раза в месяц. 7.13.23. Оборудование установленное во взрывоопасных зонах должно быть во взрывозащищенном исполнении. 7.13.24. Все ремонтные работы во взрывоопасных помещениях необходимо выполнять инструментом изготовленным из металла который не дает при ударе искр. Запрещается использование стальных инструментов. 7.13.25. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы: а приборами контроля за технологическими параметрами давление расход температура и др. транспортируемого продукта; б системой приборов по диагностике компрессорного оборудования вибрация температура подшипников и др. ; в системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной; г системой вентиляции; д блокировками остановки компрессора при нарушении технологических параметров загазованности воздушной среды неисправности вентиляционной системы; е пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале; ж системой радио- или телефонной связи; з системой автоматического пожаротушения в соответствии с НАПБ Б.06.004-97 и приложением 10 НАПБ 01.035-97. 7.13.26. Промысловые дожимные компрессорные станции на объектах добычи природного газа кроме требований пункта 7.13.25 оборудуются: а автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах; б автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования с подачей технологических сред к системе утилизации; в автоматическими установками пожаротушения и установками пожарной сигнализации; г системой аварийного оповещения и связи. Уровень автоматизации компрессорных станций должен обеспечивать регистрацию основных технологических параметров включая: * давление расход температуру перекачиваемой среды; * состояние воздушной среды в помещении концентрацию взрывоопасных и вредных веществ ; * аварийный сигнал. 7.13.27. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводов необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками установленными инструкцией по эксплуатации завода-производителя. 7.13.28. Запрещается оставлять работающие компрессоры кроме полностью автоматизированных без надзора лиц которые их обслуживают.   Установки комплексной подготовки газа групповые и газосборные пункты.   7.13.29. На установках комплексной подготовки газа должна быть следующая документация: * проектная и исполнительная документация; * инструкция по охране труда по профессиям и видам работ с которыми персонал УКПГ ознакомлен под роспись; * протоколы проверки знаний по охране труда и безопасному ведению работ; * технологический регламент УКПГ и фонда скважин; * правила пуска и остановки УКПГ и скважин при нормальном режиме работы; * правила аварийной остановки УКПГ; * план локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций и аварий; * график проверки предохранительных клапанов; * журнал контроля качества газа подаваемого в магистральный газопровод или в межпромысловые газосборные коллекторы; * паспорт на сосуды работающие под давлением; * акты гидроиспытаний на плотность и прочность шлейфов и технологических трубопроводов; * масштабные планы коммуникаций УКПГ шлейфы газосборные коллекторы технологические трубопроводы и др. с точными привязками; * перечень эрозионноопасных мест и коррозионноопасных участков технологической обвязки основного оборудования УКПГ и технологических трубопроводов на площадке УКПГ; * акты толщинометрии в эрозионно- и коррозионноопасных местах технологических коммуникаций; * акты контроля состояния изоляции технологических трубопроводов; * графики ППР технологических трубопроводов; * технологическая схема УКПГ. 7.13.30. Для установок комплексной подготовки газа газосборных пунктов головных сооружений и т.п. должны разрабатываться и утверждаться в установленном порядке технологические регламенты. 7.13.31. Персонал эксплуатирующий технологическое оборудование УКПГ обязан знать технологическую схему УКПГ назначение всех технологических аппаратов трубопроводов и аппаратуры. 7.13.32. Газопроводы установок комплексной подготовки газа газосборных пунктов головных сооружений и т.п. должны отвечать требованиям предъявляемым к трубопроводам первой категории при Ру ? 10 МПа . 7.13.33. УКПГ и прочие установки должны иметь автоматизированное и механизированное регулирование и управление технологическими процессами. 7.13.34. Системы сжатого воздуха КИПиА должны иметь буферную емкость обеспечивающую запас сжатого воздуха для систем КИПиА на протяжении не менее 1 часа. Воздух который подается в системы КИПиА должен быть очищенным и осушенным. 7.13.35. УКПГ должны иметь систему осушки подогрева и ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе арматуре оборудовании приборах следует ликвидировать вводом ингибиторов-растворителей пара горячей води понижением давления в системе. Использование для обогрева оборудования открытого огня запрещается. 7.13.36. Не допускается установка запорной арматуры между предохранительными клапанами и технологическими аппаратами или трубопроводами и факельной системой кроме случая применения системы предохранительных клапанов “рабочий + резервный” с блокировочным устройством которое не допускает одновременного отключения рабочего и резервного клапанов от технологического аппарата. 7.13.37. Продувные линии уровнемерных устройств технологических аппаратов должны быть обвязаны в дренажную систему. 7.13.38. В случае применения на УКПГ коррозионноактивного ингибитора гидратообразования например – на основе хлористого кальция должен быть установлен усиленный контроль за эрозионным износом технологических коммуникаций в эрозионноопасных местах. 7.13.39. Сброс газа из предохранительных клапанов и факельных трубопроводов технологических аппаратов должно осуществляться исключительно в факельный коллектор. Запрещается сброс газа в атмосферу. 7.13.40. Регулирование предохранительных клапанов должно осуществляться в установленные сроки в соответствии с графиком и на специальном стенде. Запрещается устранять пропуски газа на предохранительных клапанах под давлением. В этом случае осуществляется замена предохранительного клапана после остановки и стравливания газа из технологического аппарата. Сброс газа из предохранительных клапанов должно осуществляться исключительно в факельную систему. 7.13.41. В технологическом регламенте установок указывается перечень технологических параметров и их предельные значения. При отклонении параметров от предельных значений установку необходимо остановить. 7.13.42. Не допускается подача в магистральный газопровод газа качественные показатели которого по содержанию влаги и углеводородов не отвечают требованиям ТУ В 320.00158764.033-2000 “Газы горючие природные которые подаются в магистральные газопроводы”. 7.13.43. Качество газа подающегося в межпромысловые газосборные коллекторы должно отвечать требованиям технологического регламента. 7.13.44. Перед пуском установки необходимо проверить исправность оборудования трубопроводов арматуры металлоконструкций заземляющих устройств КИПиА блокировок вентиляции средств индивидуальной защиты и пожаротушения вытеснить воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки должен осуществляться анализ выходящего газа. При этом содержание кислорода не должно превышать 1% объемный . Вытеснение воздуха в факельный коллектор запрещается. 7.13.45. Запрещается пуск установки при неисправных системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты. 7.13.46. Отбор проб газа конденсата и других технологических сред должен производиться с помощью пробоотборников рассчитанных на максимальное давление в оборудовании. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком проверки. Проверка пробоотборников на герметичность проводится не реже одного раза в шесть месяцев. 7.13.47. Приборы расположенные на щитах управления КИПиА должны иметь надписи с указанием определяемых и предельно допустимых параметров. Сигнальные лампы и прочие специальные приборы должны иметь надписи указывающие характер сигнала. 7.13.48. Работы по отладке ремонту и испытанию оборудования систем контроля управления противоаварийной автоматической защиты оборудования трубопроводов связи и оповещения должны исключать искрообразование. На проведение таких работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск разрабатываются меры обеспечивающие безопасность организации и проведения работ. 7.13.49. Предупредительная и аварийная сигнализация должна быть постоянно включена в работу. 7.13.50. Сменному технологическому персоналу разрешается производить только аварийные отключения отдельных приборов и средств автоматизации в порядке установленном производственными инструкциями. 7.13.51. Ревизия КИПиА а также блокировочных и сигнализирующих устройств должна проводиться по графикам составленным в соответствии с Положением о планово-предупредительном ремонте контрольно-измерительных приборов и средств автоматики утвержденным техническим руководителем предприятия и регистрироваться в специальных журналах. 7.13.52. Оборудование очистки охлаждения и сепарации газа должно располагаться на открытых площадках. При установке оборудования необходимо предусматривать: а основные проходы в местах постоянного пребывания работающих а также по фронту обслуживания щитов управления при наличии постоянных рабочих мест шириной не менее 2 м; б основные проходы по фронту обслуживания машин насосов воздуходувок и т.п. и аппаратов с щитами управления местных контрольно-измерительных приборов при наличии постоянных рабочих мест шириной не менее 1 5 м; в проходы для осмотра и периодической проверки и регулирования аппаратов и приборов не менее 0 8 м; г проходы между насосами шириной не менее 0 8 м; д проходы возле оконных проемов доступных с уровня пола или площадки шириной не менее 1 м. Минимальные размеры для проходов устанавливаются между наиболее выступающими частями оборудования включая фундаменты изоляцию ограждение и прочее дополнительное оборудование. 7.13.53. На установках должны быть предусмотрены меры по предотвращению влияния газа на работников герметизация установок утилизация газов выветривание сброс газа при ремонтных роботах на свечу или факел . 7.13.54. Состояние воздушной среды взрывоопасных помещений должно контролироваться стационарными газосигнализаторами которые при наличии загазованности 20% НКПВ должны подавать звуковой и световой сигнал с автоматическим включением аварийной вентиляции. Запрещается эксплуатация технологического оборудования во взрывоопасных помещениях с незадействованной системой аварийной вентиляции. Для ежесменного контроля предельно-допустимых концентраций вредных веществ в производственных помещениях должны применяться переносные газоанализаторы. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений не должно превышать ПДК. 7.13.55. УКПГ должна быть обеспечена дееспособными средствами пожаротушения в объемах предусмотренных проектом. Не допускается эксплуатация технологического оборудования в помещениях оснащенных системами автоматического пожаротушения насосные конденсата и др. в случае недееспособности последних отсутствие пенообразователя неисправность пожарных насосов или пеногенераторов и др. . 7.13.56. Отбор проб воздуха к датчику газоанализатора необходимо выполнять на рабочих местах в помещениях и на открытых площадках на наиболее опасных и возможных в отношении выделения газов уровнях. Необходимо устанавливать не менее одного датчика на каждые 100 м2 площади помещения. 7.13.57. Датчики газоанализаторов и сигнализаторов которые устанавливаются во взрывоопасных помещениях должны быть во взрывозащищенном исполнении. 7.13.58. Запрещается эксплуатация технологических аппаратов УКПГ: * при их эксплуатации свыше установленного заводом-изготовителем срока или свыше 20 лет в случае отсутствия установленного ресурса без определения дополнительного ресурса безопасной эксплуатации; * при разгерметизации технологического аппарата; * при неисправных предохранительных клапанах; * при неисправных ли не задействованных регулирующих устройствах в т.ч. систем автоматического дренирования жидкости из аппаратов; * при неисправной отключающей запорной арматуре; * при неисправных или незадействованных предусмотренных проектом средствах КИПиА; * при изъятии из технологической обвязки проектных решений по опорожнению технологических аппаратов; * без заземления технологических аппаратов по проектной схеме; * с предохранительными клапанами не прошедшими испытание в установленный срок; * с неисправной или незадействованной системой автоматического дренирования жидкости из аппаратов если она предусмотренная проектом ; * эксплуатация газосепараторного оборудования в режимах возможного гидратообразования в т.ч. с незадействованной системой подачи и регенерации ингибитора гидратообразования ; * с незадействованной проектной схемой контроля температуры газа на теплообменном оборудовании. 7.13.59. УКПГ должна быть аварийно остановлена в случаях: * аварии на газопроводе-подключении к магистральному газопроводу; * возникновения открытого фонтана на скважине; * аварийных разрывов шлейфов газовых скважин газосборного коллектора или технологических трубопроводов на промплощадке УКПГ; * пожара на промплощадке УКПГ.   Дополнительные требования к установкам низкотемпературной сепарации газа   7.13.60. Территория установки должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками. 7.13.61. Не допускается применение запорной арматуры для создания дроссель-эффекта при низкотемпературной сепарации газа. 7.13.62. На газосепараторах а при необходимости и на других сосудах устанавливается не менее двух предохранительных устройств каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата. 7.13.63. Предохранительные устройства на конденсатосборнике должны быть установлены в верхней части аппарата. 7.13.64. Сбрасываемый предохранительными устройствами газ должен отводиться на факел свечу установленную за пределами территории установки или на расстоянии не менее 25 м от ограждения. 7.13.65. Запрещается разогревать гидратную пробку в трубопроводе или аппарате без отключения его от общей системы и под давлением. 7.13.66. На трубопроводах топливного газа перед горелками огневых подогревателей и регенераторов должны быть установлены манометр а также рабочий и контрольный вентили с продувной линией между ними оборудованной запорным устройством. 7.13.67. На трубопроводе инертного газа или паропроводе для продувки камер сгорания и змеевика при остановках огневых подогревателей и регенераторов должны быть установлены обратные клапаны и по две запорных задвижки между которыми должен устанавливаться кран для продувки. 7.13.68. Для разжигания горелок огневые подогреватели и регенераторы должны иметь запальники. 7.13.69. Конструкция трубчатой печи огневого подогрева продукта должна предусматривать подведение пара или инертного газа для продувки камеры сгорания и змеевика. 7.13.70. Камеры сгорания печи дымоходы должны оборудоваться системой пожаротушения. Вентили трубопроводов пожаротушения необходимо расположить на расстоянии не менее 10 м от печи. 7.13.71. Все работы в помещениях где выделяются пары метанола и их содержание превышает ПДК должны проводиться с использованием фильтрующих противогазов. 7.13.72. Емкости и метанольницы должны заполняться метанолом передавливанием газа или с помощью насосов при полной герметизации процесса. 7.13.73. Остатки метанола из метанольниц должны откачиваться в закрытую емкость бачок ; запрещается продувать их в атмосферу. Все работы с метанолом необходимо проводить в соответствии с НАОП 1.1.23-5.14-75. 7.13.74. В помещениях насыщенных парами аммиака обслуживающий персонал должен пользоваться фильтрующими противогазами. 7.13.75. Для смазывания компрессоров холодильной станции должны использоваться только масла предусмотренные в инструкциях заводов-производителей. Масло из маслоотделителей необходимо периодически перепускать в маслосборники из которых после отсасывания паров хладагента через отделители жидкости масло направляется на регенерацию. Выпускание масла непосредственно из аппаратов сосудов запрещается. 7.13.76. Воздух и другие неконденсируемые газы должны выделяться из системы холодильной станции через специально установленный аппарат. 7.13.77. При остановке холодильной станции на долгий период более 10 дней хладагент необходимо откачать на склад. Подачу воды к конденсаторам холодильникам маслоотделителям и оболочкам компрессоров необходимо прекратить воду слить. 7.13.78. Турбодетандерный агрегат необходимо немедленно остановить с отключением от газопровода и выпуском газа из технологических коммуникаций в случае: а остановки технологической линии установки комплексной подготовки газа УКПГ ; б возникновения сильной вибрации; в гидравлического удара; г появления металлического стука в агрегате; д разрыва технологического газопровода высокого давления; е падения уровня и давления масла ниже допустимого; ж отклонения параметров газа выше установленных верхних и нижних предельных величин; з прекращения подачи электроэнергии на УКПГ; и возникновения пожара. 7.13.79. Для ликвидации гидратов могут использоваться следующие методы: а закачка ингибитора перед местом образования и непосредственно в зону образования гидратов; б интенсивное внешнее подогревание мест образования гидратов с помощью трубопроводных коаксиальных электроподогревателей установок парогенераторных передвижных УПП ; в подача горячего агента непосредственно в гидратную пробку; г снижение давления с обоих сторон гидратной пробки ниже давления разложения гидратов с последующей продувкой на свечу.   Требования к промышленным трубопроводам   7.13.80. Проектирование строительство и эксплуатация промышленных трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями ВСН 51-3-85 ВСН 005-88 ВСН 006-89 ВСН 012-88 ВСН 008-88 СНиП 2.05.06-85 ДНАОП 0.00-1.15-71 и РД 39-0147103-344-86. 7.13.81. Стальные подземные трубопроводы должны быть защищены от грунтовой коррозии в соответствии с проектом. Не допускается эксплуатация подземных трубопроводов с защитным потенциалом системы активной защиты от коррозии ниже проектного потенциала. 7.13.82. Технологические трубопроводы надземной прокладки по которым транспортируются влажные газы или пластовая вода должны иметь тепловую изоляцию и оборудоваться обогревательными устройствами теплоспутниками . 7.13.83. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть стойкими к ожидаемым механическим термическим напряжениям нагрузкам и химическому влиянию. Трубопроводы должны быть защищены от внешней и внутренней коррозии при необходимости и сдвижки земляных масс. Допускается применение пластмассовых трубопроводов по согласованию с Госнадзорохрантруда Украины. 7.13.84. Изготовление пластмассовых труб для нефтегазопромысловых трубопроводов должно осуществляться на предприятиях имеющих разрешение Госнадзорохрантруда на этот вид деятельности. 7.13.85. Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры регуляторов давления и другой аппаратуры а также контрольно-измерительных приборов. В начале и в конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации. 7.13.86. К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики аттестованные в порядке предусмотренном ДНАОП 0.00-1.16-96. 7.13.87. Контроль качества сварных соединений трубопроводов производится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Контроль качества и приемка работ должны включать операционный и визуальный виды контроля обмер проверку сварных швов методами неразрушающего контроля а также механические испытания. 7.13.88. Трасы нефтегазоконденсатопроводов по каждой нити в отдельности должны быть закреплены на местности знаками закрепления трас. 7.13.89. В местах пересечения нефтегазоконденсатопроводами дорог водных преград оврагов железнодорожных путей на углах поворотов технологических узлах нефтегазоконденсатопроводов необходимо выставлять знаки с предупредительными надписями. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛАС утвержденный руководителем предприятия. 7.13.90. Участки трубопроводов в местах пересечения с автодорогами и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных труб оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов по п.7.13.80 данных Правил. 7.13.91. Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается. 7.13.92. Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся либо трубопроводы должны оборудоваться компенсаторами количество и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте. 7.13.93. В районах где могут возникнуть сдвиги земляных масс под влиянием природноклиматических особенностей необходимо предусматривать меры по защите трубопроводов от их действия. При грунтах с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвращать повреждение трубопровода от оседания или поднятия. При скалистом грунте должна быть предусмотрена соответствующая оболочка обшивка либо укладка балластовых пластов. При наличии резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного влияния на окружающую среду. 7.13.94. Запорную арматуру на трубопроводах необходимо открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара. 7.13.95. На всей запорной арматуре трубопроводов имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока должны быть указатели показывающие направление их вращения: "Открыто" "Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме. 7.13.96. Выкидные трубопроводы-шлейфы от скважин должны быть оборудованы отсекающими клапанами или другими запорными устройствами которые автоматически перекрывают поток жидкости со скважины при аварийной разгерметизации шлейфа. Если трубопровод не рассчитан на статическое давление скважины необходимо устанавливать также и предохранительные клапаны. 7.13.97. Перед вводом в эксплуатацию участок или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность. Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода засыпки обвалования или крепления на опорах установки арматуры и приборов катодных выводов подготовки исполнительной документации на испытываемый объект . 7.13.98. Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов необходимо осуществлять в соответствии с проектной документацией и инструкцией. 7.13.99. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте проекте на ведение работ. 7.13.100. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны в которых запрещено находиться людям во время указанных работ таблица 1 . 7.13.101. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны таблица 2 которые необходимо обозначить на местности предупредительными знаками. 7.13.102. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений железных и шоссейных дорог линий электропередачи населенных пунктов следует принимать в соответствии с таблицей 1 этих Правил. 7.13.103. Продувка и испытание трубопроводов сероводородосодержащим газом запрещаются. Таблица 1 Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом и газом Условный диаметр трубопровода мм Протяженность опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода м Протяженность опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня м Протяженность опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода м До 300 40 600 100 300-500 60 800 150 500-800 60 800 200 800-1000 100 1000 250 1000-1400 100 1000 250 Таблица 2 Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов   Диаметр трубопровода мм   Протяженность опасной зоны при давлении испытания 82 5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода м   Протяженность опасной зоны при давлении испытания 82 5 кгс/см2 в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода м Протяженность опасной зоны при давлении испытания свыше 82 5 кгс/см2 в обе стороны от оси трубопровода м   Протяженность опасной зоны при давлении испытания свыше 82 5 кгс/см2 в направления возможного отрыва заглушки от торца трубопровода 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   7.13.104. Пневматические испытания трубопроводов вновь построенных необходимо проводить воздухом или инертным газом; пневматические испытания трубопроводов ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды - инертным газом или средой которая транспортируется. 7.13.105. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выставляться дежурные посты которые обязаны: - вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода; - не допускать пребывания людей животных и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов; - немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей животных сооружений и транспортных средств находящихся вблизи трубопровода. Обходчики обходят трассу после снижения давления до Рраб. 7.13.106. Подведение инертного газа или пары к трубопроводам для продувки следует проводить с помощью съемных трубопроводов или гибких шлангов с установлением запорной арматуры с обоих сторон съемного участка; после окончания продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть снятому а на запорной арматуре установленные заглушки. 7.13.107. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию необходимо провести вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 2 кгс/см2 в месте его подачи. После окончания вытеснения воздуха газом выходящим из газопровода содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %. 7.13.108. При испытании газопровода газом в зоне пересечения им железной автомобильной дороги или вблизи населенного пункта хозяйственного объекта следует согласовать время испытания и меры безопасности с представителями органов местной власти и организацией эксплуатирующей этот объект включая дороги различного типа . 7.13.109. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других не предусмотренных проектом углублений за исключением углублений выполняемых при ремонте или реконструкции по плану проведения работ. 7.13.110. Плановая периодичность и объемы обследований трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом свойств транспортируемой среды условий его транспортировки и скорости коррозионных процессов но не реже 1 раза в 4 года. Кроме того обследования трубопроводов должны проводиться после чрезвычайных случаев землетрясения сдвиги и т.п. . Основные результаты обследований трубопроводов должны быть отображены в техническом паспорте. 7.13.111. Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах не превышающих предусмотренные проектом. 7.13.112. Запрещается эксплуатация трубопроводов предназначенных для перекачивания горючих и агрессивных газов и продуктов при наличии "хомутов" и других устройств которые применяются для временной герметизации трубопроводов в полевых условиях при ликвидации сквозных дефектов. Допускается в порядке исключения лишь временная эксплуатация трубопроводов при наличии “хомутов” при условии принятия дополнительных мер по их безопасной эксплуатации с разрешения территориальных органов Госнадзорохрантруда. 7.13.113. Спуск в колодцы и прочие углубления на территории охранной зоны обходчику во время профилактических осмотров нефтегазопроводов запрещается. В случае необходимости спуска следует выполнять требования раздела 5.10 этих Правил. 7.13.114. Срок проведения ревизии промысловых трубопроводов устанавливается предприятием в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов результатов наружного осмотра предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями но не реже 1 раза в 8 лет. Первую ревизию введенных в эксплуатацию промысловых трубопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации. 7.13.115. Ревизии промысловых трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия. 7.13.116. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить как правило во время ревизии трубопроводов. 7.13.117. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта по графику утвержденному руководителем предприятия.   Промысловые газораспределительные станции   7.13.118. Эксплуатация промысловых газораспределительных станций должна осуществляться в соответствии с требованиями “Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов” и “Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов”.   Резервуарные парки   7.13.119. Эти требования распространяются на стальные сварные резервуары предназначенные для сбора хранения стабильного конденсата сырой и товарной нефти а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты с давлением насыщенных паров не выше 93 3 кПа. 7.13.120. Выбор типа резервуара его обвязки и внутренней оснащенности противокоррозионного покрытия способа монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости назначения климатических условий характеристики сред а также с учетом максимального снижения потерь. 7.13.121. При обслуживании и ремонте резервуаров из-под нефти нефтепродуктов и конденсата разрешается использовать только переносные светильники во взрывозащищенном исполнении. 7.13.122. Отверстие замерного люка по внутреннему диаметру должно быть оборудовано кольцом из материала не дающего искр во время движения замерной ленты. 7.13.123. При открывании замерного люка замере уровня изымании проб работник не должен становиться с подветренной стороны по отношению к замерному люку. 7.13.124. Для обслуживания дыхательных и предохранительных клапанов люков и другой арматуры расположенной на крыше резервуара должны быть устроены металлические площадки соединенные между собой переходами шириной не меньше 0 6 м. Площадки и переходы должны иметь перила. Ходить непосредственно по крыше резервуара при его обслуживании запрещается. 7.13.125. На резервуарах не имеющих перильного ограждения по всему обводу крыши возле места выхода с лестницы на крыше резервуара должна быть смонтирована площадка с перилами высотой не менее 1 м и нижним бортом высотой не менее 15 см. Если верхняя площадка смонтирована вне крыши то она по краю должна быть ограждена перилами. Замерный люк замерное устройство и другая арматура должны находиться на огражденной площадке. 7.13.126. Дыхательная арматура установленная на крыше резервуара должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму. 7.13.127. Резервуары в которые при минусовой температуре окружающего воздуха поступают нефть вода с температурой выше 0°С оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами. 7.13.128. Не допускается монтаж резервуаров емкостью свыше 10000 м3 рулонным методом. 7.13.129. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений. 7.13.130. Каждый отдельно расположенный резервуар или группу резервуаров необходимо ограждать сплошным земляным валом рассчитанным на номинальный объем жидкости которая разлилась из резервуара в случае группы резервуаров - из наибольшего резервуара . Обвалование резервуарного парка должно поддерживаться в исправном состоянии. В границах обвалования не допускается наличие сухой травы и грунта пропитанного нефтепродуктами. 7.13.131. Размещение задвижек внутри обвалования не допускается кроме запорных и коренных установленных непосредственно возле резервуара и предназначенных для обслуживания только этого резервуара. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования. 7.13.132. Фундамент отмостки резервуара должен ограждаться от размывания поверхностными водами для чего необходимо обеспечить постоянный отвод вод по канализации к очистным сооружениям. 7.13.133. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды образующиеся при зачистке резервуаров отводятся по временно проложенным трубопроводам в шламонакопители для отстаивания. 7.13.134. Конструкция резервуаров их взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами резервуаров должны отвечать требованиям ВБН В.2.2-58.1-94. 7.13.135. При сооружении резервуаров в соответствии с требованиями ВБН В.2.2-58.2-94 необходимо провести такой комплекс работ: а контроль качества сварных соединений резервуаров; б гидравлические испытания; в проверка горизонтальности внешнего контура днища; г проверка геометрической формы стенки резервуара. 7.13.136. Резервуары находящиеся в эксплуатации должны быть обеспечены: а техническим паспортом резервуара; б техническим паспортом на понтон; в градуировочной таблицей резервуара; г технологической картой резервуара; д журналом текущего обслуживания; е схемой нивелирования основания; ж схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества; з исполнительной документацией на строительство резервуара. 7.13.137. Диагностику проводит специализированная организация имеющая разрешение Госнадзорохрантруда на этот вид деятельности. 7.13.138. Запрещается одновременное выполнение операций по отключению действующего резервуара и включению резервного пустого . 7.13.139. Дыхательные и гидравлические клапаны должны ревизоваться с периодичностью установленной главным инженером предприятия но не реже 1 раза в месяц. 7.13.140. Скорость наполнения или опорожнения резервуара не должна превышать нормативной пропускной способности дыхательных клапанов. 7.13.141. Расположение приемного трубопровода резервуара должно обеспечивать подачу конденсата под уровень жидкости. Запрещается подача конденсата в резервуар падающей струей.   Системы утилизации промстоков   7.13.142. Сточные воды установок подготовки нефти газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации очистке и утилизации согласно техническим решениям предусмотренным проектом и согласованным с органами природоохранного и санитарного надзора. 7.13.143. За сбором сточных вод степенью их загрязнения эффективностью работы очистных сооружений и систем утилизации должен быть установлен контроль по графику согласованному с органом санитарного надзора. Содержание нефтепродуктов и вредных веществ в стоках не должно превышать установленных норм. 7.13.144. Запрещается эксплуатация канализации с неисправными или неправильно выполненными гидравлическими затворами. В каждом гидрозатворе слой воды образующий затвор должен иметь высоту не менее 0 25 м. 7.13.145. Колодцы промышленной канализации и другого назначения на территории промысловой установки и за ее пределами должны содержаться постоянно закрытыми. Крышки колодцев должны быть засыпаны пластом песка не меньшее 10 см в стальном или железобетонном кольце. 7.13.146. Колодцы в которых проводится работа должны быть ограждены возле них вывешены предупредительные знаки и плакаты с надписью: "Ведутся работы". 7.13.147. Не допускается эксплуатация промышленной канализации при неисправных или загрязненных очистных устройствах не обеспечивающих необходимую очистку сточных вод.    7.14. Факельные системы   7.14.1. Требования этого раздела распространяются на факельные системы и отдельные факельные установки объектов обустройства нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений сброс газа в атмосферу на которых без сжигания не разрешается. 7.14.2. Комплектность факельных систем конструкция оборудования и оснастки входящих в их состав условия эксплуатации должны отвечать требованиям НАОП 1.1.23-1.14-84: 7.14.2.1. Конструкция факельной установки должна обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров предотвращать проникновение воздуха через верхний срез факельного ствола. 7.14.2.2. Розжиг факела должен быть автоматическим и дистанционно управляемым. 7.14.2.3. Факельная установка должна быть оснащена устройством регулирования давления топливного газа подаваемого на дежурные горелки. 7.14.2.4. Факельную установку следует располагать с учетом розы ветров минимальной длины факельных трубопроводов и с учетом допустимой плотности теплового потока. 7.14.2.5. Территория вокруг факельного ствола а также сооружений факельной установки должна быть спланирована к ним должен быть обеспечен подъезд. 7.14.2.6. Территория вокруг факельного ствола в радиусе его высоты но не менее 30 м ограждается и обозначается. В ограждении должны быть оборудованы проходы для персонала и ворота для проезда транспорта. Количество проходов должно равняться числу факельных стволов причем путь к каждому стволу должен быть кратчайшим. 7.14.2.7. Не допускается устройство колодцев приямков и других углублений в пределах огороженной территории. 7.14.2.8. Факельные коллекторы и трубопроводы должны быть минимальной длины и иметь минимальное число поворотов. Основной способ прокладки трубопроводов - надземный на опорах или эстакадах. В обоснованных случаях допускается подземная прокладка трубопроводов. 7.14.2.9. Коллекторы и трубопроводы факельных систем должны иметь при необходимости тепловую изоляцию и или на них должны быть установлены обогревающие спутники для предотвращения конденсации и кристаллизации веществ в факельных системах. 7.14.2.10. Факельные коллекторы и трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном в сторону устройств сбора конденсата не меньшее 0 003. Если невозможно выдержать указанный уклон в низших точках трубопроводов следует размещать дополнительные устройства для отвода конденсата. 7.14.2.11. Дистанционный контроль с использованием мониторов и управление работой факельной системы следует осуществлять из помещения операторной или помещения КИП технологической установки объекта сбрасывающей газ в систему; контроль и управление общей факельной системой - из помещения операторной одной из установок ближайшей к факельной установке. 7.14.2.12. Насосы для перекачки конденсата должны оснащаться блокировками для обеспечения надежной и безаварийной работы и автоматическим включением и выключением насосов при достижении предельного уровня жидкости в емкости сбора конденсата. 7.14.2.13. На предприятиях эксплуатирующих факельные системы должны быть составлены и утверждены инструкции по их безопасной эксплуатации. 7.14.2.14. В газах и парах сжигаемых на факельной установке не должно быть капельной жидкости и твердых частиц. Для отделения выпадающей в факельных трубопроводах капельной жидкости и твердых частиц необходимо предусматривать системы сбора и удаления конденсата сепараторы конденсатосборники и др. . Конденсат факельного сепаратора должен отводиться автоматически или вручную – не реже 1 раза за смену. 7.14.2.15. Для предотвращение образования в факельной системе взрывоопасной смеси следует исключить возможность подсоса воздуха и предусмотреть непрерывную подачу продувочного газа в факельный коллектор газопровод если в технологическом процессе не предусмотрено постоянных сбросов. Факельные коллекторы должны оборудоваться огнепреграждающими клапанами. В процессе эксплуатации факельной системы не допускается возможность закупорки факельного коллектора ледяными пробками. Как продувочный газ применяют сопутствующий или естественный инертный газы в том числе газы которые получают на технологических установках и используют как инертные газы. 7.14.2.16. Перед каждым пуском факельная система должна быть продута паром или инертным газом чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 25% от нижнего предела взрываемости проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносных газоанализаторов специально обученным персоналом. 7.14.2.17. Факельные установки должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с Рекомендациями по оснащения объектов первичными средствами пожаротушения приложение № 3 к НАПБ А.01.001-95 . 7.14.2.18. В зоне ограждения обвалования факельного ствола запрещается находиться лицам не связанным с обслуживанием факельных систем.   8. ВЕДЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ   8.1. Общие положения   8.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых буровых скважинах выполняются специализированными организациями по соглашениями заключаемым с буровыми добывающими и другими предприятиями в которых оговариваются обязательства обеих сторон по безопасному проведению работ. 8.1.2. Объемы геофизических работ методы и интервалы исследований должны выполняться согласно действующим нормативным документам и проекту на строительство скважины с учетом фактических условий бурения решаемых задач и ожидаемых результатов. 8.1.3. Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки ствола и территории скважины обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования беспрепятственный спуск подъем скважинный приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом приложения 10 11 . 8.1.4. Геофизические работы должны вестись в присутствии полностью укомплектованной бригады и представителя предприятия в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал буровой ремонтной бригады и оборудование по взаимному согласованию сторон. Запрещается проводить геофизические исследования в скважинах: а при газонефтеводопроявлениях; б при поглощении бурового раствора со снижением уровня свыше 15 м в час ; в при несоответствии бурового раствора требованиям технологического регламента; г при выполнении на скважине работ не связанных с геофизическими исследованиями. 8.1.5. При организации и проведении геофизических работ следует придерживаться требований этих Правил действующих инструкций по видам исследований и операций ДНАОП 0.00-1.21-98 ДНАОП 0.00-1.17-92 других нормативных документов по вопросам охраны труда. При работе на скважинах геофизическая техника должна устанавливаться так чтобы была обеспеченная достаточная видимость и сигнализационная связь между лабораторией подъемником и устьем скважины. Подъемник каротажной станции должен быть приостановлен и надежно закреплен. 8.1.6. Возникающие в процессе проведения геофизических работ аварии и осложнения устраняются в соответствии с совместно составленным предприятием-заказчиком и исполнителем геофизических работ планом с использованием технических средств обоих сторон. 8.1.7. Любые геофизические работы в скважине запрещаются если отсутствует или нетрудоспособно устройство для отрубывания каротажного кабеля. 8.1.8. При невозможности извлечения из скважины прибора с радиоактивным источником последний по согласованию с органами саннадзора должен быть сбит на забой и зацементирован. Дальнейшее бурение скважины должно вестись при дозиметрическом контроле промывочной жидкости. 8.1.9. Обо всех случаях оставления в скважине ПВА с ВМ следует немедленно информировать территориальный орган Госнадзорохрантруда. 8.1.10. Поднятая из скважины ПВА которую невозможно разрядить вследствие деформации корпуса должна уничтожаться на месте выполнения ПВР с соблюдением мер безопасности предусмотренных эксплуатационной документацией. Порядок уничтожения ВМ на местах работ должен быть согласован с территориальными органами Госнадзорохрантруда.  8.2. Требования к геофизической аппаратуре и оборудованию 8.2.1. Геофизические работы в нефтяных газовых газоконденсатных и нагнетательных скважинах должны проводиться с применением оборудования кабеля и аппаратуры технические характеристики которых соответствуют геолого-техническим условиям в бурящихся и эксплуатируемых скважинах. 8.2.2. Каротажные подъемники должны быть укомплектованы: а подвесными и направляющими блоками упорными башмаками и приспособлением для рубки кабеля; б средствами визуального контроля за глубиной спуско-подъема кабеля скоростью его продвижения и натяжения; в соединительными кабелями с прочным электроизоляционным покрытием: г механическим кабелеукладчиком. 8.2.3. Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства. 8.2.4. К геофизическим работам допускаются сертифицированные оборудование кабель и аппаратура. 8.2.5. Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения предприятия в ведении которого находится скважина и после согласования с территориальными органами Госнадзорохрантруда. 8.2.6. Конструкции приборных головок должны обеспечивать присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры. Защитный колпак кабельной головки должен иметь конструкцию обеспечивающую его захват ловильным инструментом. Ловильный инструмент под все типы применяемых головок должен входить в комплект геофизической аппаратуры. 8.2.7. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля. 8.2.8. При геофизических роботах должен применяться кабель не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие. 8.2.9. При проведении прострелочно-взрывных работ ПВР запрещается применение взрывных патронов с незащищенными системами электровзрывания или без блокировочных устройств.   8.3. Геофизические работы при бурении скважин   8.3.1. При каротаже пробуренного ствола скважины подъемник и лаборатория должны устанавливаться так чтобы обеспечивались хороший обзор устья свободный проход работников на мостки и сигнализационную связь между ними и устьем скважины. 8.3.2. Подвесной блок должен быть надежно закреплен на талевой системе буровой установки и поднят над устьем скважины на высоту обеспечивающую спуск кабеля с приборами в скважину по ее оси. 8.3.3. Перед началом геофизических работ должна быть проверена исправность тормозной системы каротажного подъемника кабелеукладчика защитных заграждений целостности заземляющего провода и соединительных кабелей. 8.3.4. Спуск и подъем кабеля должны проводиться с контролем глубины натяжения и со скоростями выбираемыми в зависимости от конструкции скважины и рекомендованными для соответствующих типов аппаратуры и устройств. 8.3.5. При непрохождении прибора до интервала исследований или до забоя допускается проведение каротажа через буровой инструмент низ которого оборудован специальной воронкой а также с применением технологии синхронного спуска геофизического кабеля и бурового инструмента. 8.3.6. При опробовании и испытании скважин кабельными приборами ОПК а также при гидродинамических исследованиях подготовка к спуску ОПК должна проводиться на мостках буровой на специальных подкладках. Разгерметизация пробоотборников ОПК на скважине допускается только с применением специальных устройств. 8.3.7. Проведение работ с трубными пластоиспытателями допускается в скважинах при исправных буровом инструменте насосах. Испытание объектов в зависимости от их задач может проводиться без и с выпуском жидкости долива и пластового флюида на поверхность. 8.3.8. При испытании скважины с выводом пластового флюида на поверхность необходимо: а рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и внешнее давления которые могут возникнуть в процессе испытания а также на растягивающее усилие; б оборудовать бурильную колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой опрессовав их на давление превышающее на 10% ожидаемое в процессе операции; в провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линии превентерной установки; г обеспечить возможность прямой и обратной закачки бурового раствора в скважину; д согласовать схему обвязки устья с территориальными органами Госнадзорохрантруда; е оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора; ж обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида активную вентиляцию. 8.3.9. Запрещается вести работы с трубными пластоиспытателями в скважинах без оборудования их превентерной установкой. 8.3.10. Проведение работ с трубными пластоиспытателями в условиях поглощения промывочной жидкости и слабом проявлении скважины допускается при принятии дополнительных мер обеспечивающих безаварийность и безопасность работ. 8.3.11. Геофизические исследования в обсаженном стволе скважины должны обеспечивать получение информации о способности крепи заколонного пространства исключить возможность перетока между пластами и выход флюида на поверхность. 8.3.12. Станция геолого-технических исследований должна устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке. Соединительные кабели и газовоздушная линия должны быть подвешены на опорах или размещены в охранных приспособлениях. 8.3.13. Участок желобной системы где устанавливаются дегазатор и датчики контроля параметров бурового раствора должен быть освещен в темное время суток. 8.3.14. Перед началом проведения исследований начальник партии отряда геолого-технических исследований вместе с буровым мастером должны провести целевой инструктаж работников буровой бригады и партии геологических исследований по безопасным методам эксплуатации геофизического оборудования и взаимодействию во время выполнения технологических операций с записью в журнале проведения инструктажей по охране работы буровой бригады. 8.3.15. Буровой мастер обязан информировать начальника партии отряда об отклонениях от проектного технологического режима бурения и физико-химического состава промывочной жидкости. Газовый каротаж не должен проводиться при добавках в буровой раствор нефти. 8.3.16. По окончании бурения перед геофизическими исследованиями циркуляция должна быть продолжена до полного выравнивания параметров бурового раствора. При нахождении забоя скважины перед подъемом бурильного инструмента за 50 м до вскрытия продуктивных горизонтов а также при вскрытых продуктивных горизонтах промывка продолжается до полного выравнивания параметров бурового раствора но не менее чем на протяжении одного цикла. 8.3.17. Очередной оператор СГТИ газокаротажной станции обязан оперативно информировать бурильщика а за ним и мастера обо всех отклонениях от нормальных показателей газосодержания расхода на выходе других параметров раствора механической скорости и т.п. с последующей записью об этом в вахтенном журнале.   8.4. Геофизические работы при эксплуатации скважин   8.4.1. Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с планами геолого-технических мероприятий и типовыми или индивидуальными проектами на подземный ремонт скважин. 8.4.2. Геофизические исследования в процессе разработки месторождения проводятся во всех категориях скважин при наличии рабочих площадок обеспечивающих безопасное проведение работ с геофизическим устьевым оборудованием. 8.4.3. При проведении исследовательских работ в скважинах через НКТ низ их должен быть оборудован специальной воронкой. 8.4.4. При исследованиях в нагнетательных буровых скважинах для спуска-подъема приборов допускается кратковременное стравливание давления. Сбросовая вода используемая как рабочий агент должна отводиться в специально подготовленный приемник. 8.4.5. При исследованиях в добывающих скважинах жидкость просачивающаяся через герметизатор кабеля должна отводиться в специальную емкость которая доставляется к устью скважины заказчиком и устанавливается возле устья скважины. 8.4.6. Скважины с высоким давлением на устье должны исследоваться с применением передвижного лубрикаторного оборудования. 8.4.7. Во всех случаях исследования скважины через НКТ и по межтрубному пространству скорость подъема кабеля должна снижаться при подходе к башмаку НКТ глубинному насосу и устью скважины. 8.4.8. Работникам геофизической партии отряда разрешается управление центральной задвижкой фонтанной запорной арматуры в процессе проведения работ на скважине. Открывать и закрывать задвижки необходимо медленно не допуская гидроударов при изменении давления. 8.4.9. Работы с применением геофизических методов влияния на призабойную зону как в рабочем режиме скважины так и при пребывании ее в капитальном ремонте должны осуществляться по индивидуальной программе.    8.5. Перфорация обсадных колонн   8.5.1. Прострелочно-взрывные работы ПВР в скважинах проводятся в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.17-92. 8.5.2. Меры безопасности вытекающие из принятой технологии ПВР должны быть указаны в "Техническом проекте на производство ПВР" по каждой конкретной скважине. Разработанный геофизической организацией подрядчиком "Технический проект..." должен быть согласован с буровым нефтегазодобывающим предприятием заказчиком . 8.5.3. При выполнении ПВР в составе сложных технологий испытания и освоения скважин требующих непосредственного взаимодействия персонала подрядчика и заказчика работы должны выполняться по планам которые совместно утверждаются их руководителями. 8.5.4. Руководитель подразделения по выполнению ПВР начальник партии отряда должен иметь право ответственного руководства подрывными роботами. Руководитель взрывных работ выполняемых с применением электровзрывания должен пройти обучение по электробезопасности с присвоением квалификационной группы не ниже III. 8.5.5. Непосредственную работу со взрывчатыми материалами ВМ могут выполнять только взрывники каротажники имеющие Единую книжку взрывника . Отдельные операции по работе с прострелочно-взрывной аппаратурой ПВА не связанные с обращением со средствами инициирования СИ монтажом и проверкой электровзрывной сети ЭВС обращением с отказавшей ПВА могут выполнять проинструктированные в установленном порядке рабочие геофизических партий отрядов под непосредственным руководством взрывника или руководителя взрывных работ. 8.5.6. Обслуживающий негеофизическое оборудование персонал привлекаемый для выполнения спуско-подъемных операций и задействования устройств спускаемых на насосно-компрессорных или бурильных трубах должен быть проинструктирован руководителем подрывных работ в части мер безопасности и работать под руководством его и бурового мастера. 8.5.7. Геофизические организации должны иметь эксплуатационную документацию на все применяемые ими типы ПВА изделия из взрывчатых веществ ВВ приборы взрывного дела и руководствоваться этой документацией на всех стадиях обращения с ними. 8.5.8. Условия применения ПВА в скважинах максимальные температура и гидростатическое давление минимальный проходной диаметр и др. должны строго соответствовать допускаемым эксплуатационной документацией на конкретную ПВА. В скважинах с температурой и давлением в интервале перфорации интенсификации на уровне предельно допустимых + - 10% для применяемой аппаратуры обязательно проведение замеров этих параметров перед спуском ПВА. 8.5.9. Приступать к выполнению ПВР на буровой скважине разрешается только после окончания работ по подготовке ее территории ствола и оборудования к ПВР подтвержденного "Актом готовности скважины для производства ПВР" подписанным представителями заказчика и подстрочника. 8.5.10. При выполнении ПВР устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой которая обеспечивает герметизацию при спуске срабатывании и подъеме ПВА. 8.5.11. Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выполнять спуском на кабеле шаблона диаметр масса и длина которого должны соответствовать габаритно-массовым техническим характеристикам применяемой ПВА. При использовании ПВА нежесткой конструкции бескорпусных перфораторов пороховых генераторов давления шнуровых торпед и др. ограничения по длине шаблона изготовленного из хрупкого легко разбуриваемого металла не устанавливаются. 8.5.12. Независимо от наличия электроустановок все металлоконструкции скважины должны иметь надежную металлическую связь между собой и заземляться на единый заземлитель контур заземления скважины . 8.5.13. На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений размещенных в границах производственной зоны и от устья скважины не менее чем на 50м. При невозможности обеспечения указанных расстояний располагать площадку необходимо с учетом минимального риска по согласованию с территориальным органом Госнадзорохрантруда и указанием в проекте на выполнение ПВР. 8.5.14. Вокруг мест работы по ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ: а мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м; б устья скважины - радиусом не менее 50 м. 8.5.15. Для подсоединения отдельных заземляющих проводников геофизического оборудования на металлоконструкции скважины в легкодоступном хорошо видимом месте знаком "Земля" должна быть обозначена точка подключения. 8.5.16. При выполнении ПВР в темное время суток на скважине должно быть освещение выполненное с учетом требований ДНАОП 0.00-1.17-92. 8.5.17. При использовании электрического метода взрывания должны приниматься меры по защите от блуждающих токов. В особых случаях при невозможности их выполнения работы с СИ и по монтажу ЭВС необходимо вести с соблюдением специальных мер разрабатываемых геофизическими организациями и указанных в "Техническом проекте на производство ПВР". При этом в первую очередь должно предусматриваться применение допущенных Госнадзорохрантруда Украины технических средств защиты от блуждающих токов - защищенных систем электровзрывания блокировок и др. 8.5.18. Проверка исправности полностью смонтированной ЭВС должна выполняться замером сопротивления при проводимости допущенным для этой цели Госнадзорохрантруда Украины прибором после спуска аппарата на глубину не менее 50 м. После этого радиус опасной зоны вокруг устья скважины может быть уменьшен по указанию руководителя взрывных работ. 8.5.19. При подъеме задействованной ПВА в случае отсутствия аппаратурного контроля за фактом и полнотой взрывания вплоть до осмотра ПВА взрывником режим опасной зоны вокруг устья скважины должен сохраняться. 8.5.20. ПВР в скважине должны выполняться непрерывно. При продолжительных работах должны быть как минимум две смены их исполнителей. 8.5.21. Через 48 часов после первого прострела перфорация должна быть прекращена для проведения шаблонирования и промывки скважин с целью дегазации бурового раствора и приведения его параметров в соответствие с планом работ. 8.5.22. При возникновении перелива с быстрым нарастанием темпа следует срочно отрубить каротажный кабель с помощью специального устройства и герметизировать устье.   9. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД   9.1. Общие положения   9.1.1 Дополнительные требования распространяются на объекты нефтяных и газовых месторождений в продукции которых содержится сероводород в количествах достаточных с учетом интенсивности выброса для образования на территории объектов и за их пределами загазованных зон с концентрацией сероводорода превышающей предельно допустимые санитарные нормы. Выполнение требований должно гарантировать безопасность персонала и населения предотвратить возникновение аварийных ситуаций. 9.1.2. Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений содержащих сероводород и прочие вредные вещества должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.007-76. Требования этого раздела Правил распространяются на производственные объекты содержащие источники возможных выбросов и утечек в атмосферу вредных веществ и смесей относящихся к третьему и более высоким классам опасности. Для таких объектов должна быть установлена буферная защитная зона. 9.1.3. Работы по вскрытию продуктивного пласта перфорации вызову притока гидродинамические исследования и прочие опасные операции необходимо проводить по плану под руководством ответственного лица назначенного приказом по предприятию. 9.1.4. При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или возле другого источника выделения сероводорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство. 9.1.5. На каждом технологическом объекте должен быть план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий где должен быть раздел о работе в сероводородной среде. 9.1.6. В плане локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий связанных с возможным появлением в воздухе рабочей зоны токсичных веществ концентрацией выше ПДК должны быть определены схемы размещения и пути эвакуации людей подъездные дороги порядок контроля рабочей зоны места нахождения средств защиты работающих и аварийных средств меры безопасности и обязанности работников при возникновении аварийных ситуаций. С планом ликвидации аварий и сигналами тревоги должен быть ознакомлен под роспись весь производственный персонал. 9.1.7. Ликвидация открытых нефтяных и газовых фонтанов и аварий связанных с возможным выбросом в атмосферу газа содержащего сероводород должна осуществляться специализированной аварийно-спасательной службой на которую также возложено проведение профилактической работы по предупреждению возникновения открытых фонтанов. 9.1.8. Нефтегазодобывающее предприятие должно разработать план мероприятий по защите населения и окружающей среды в границах санитарно-защитной зоны а также в границах контура месторождения. 9.1.9. Контроль воздушной среды на объекте должен проводиться согласно графику утвержденному руководством нефтегазодобывающего предприятия: * в местах возможного выделения и сосредоточения сероводорода на открытом воздухе – ежесуточно; * в закрытых помещениях – ежесменно. Результаты замеров должны вноситься в журнал контроля воздушной среды. 9.2. Требования к персоналу   9.2.1. К работам на объектах месторождений с содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 18 лет имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа прошедшие необходимое обучение по охране труда и пожарной безопасности работ на объекте. 9.2.2. Пребывание на технологических объектах обустройства газовых и нефтяных месторождений содержащих сероводород без средств индивидуальной защиты не допускается. 9.2.3. Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по ликвидации аварийных ситуаций согласно ПЛАС. 9.2.4. Персонал сторонних организаций привлекаемый к работам на газоопасных объектах должен пройти обучение и проверку знаний в объеме утвержденном техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия и иметь средства индивидуальной защиты и средства выявления токсичных веществ. 9.2.5. Работники непосредственно выполняющие работы в условиях возможного выделения токсичных веществ должны знать их свойства действие на организм человека симптомы отравления и порядок оказания доврачебной помощи пострадавшим. 9.2.6. При приеме на работу все без исключения работники должны проходить дополнительное обучение и проверку знаний требований безопасности с учетом специфики производства по программе согласованной с органами Госнадзорохрантруда. Перед началом работы руководитель обязан ознакомить работающих с погодными условиями и условиями выхода из опасной зоны в аварийной ситуации. 9.2.7. Работники выполняющие работы связанные с возможным выделением сероводорода должны быть обеспечены газоаналитическими приборами для осуществления экспресс-анализа на наличие сероводорода в воздухе рабочей зоны. Члены бригады должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты знать их строение и уметь пользоваться ими. 9.2.8. Анализ газовоздушной среды на содержание сероводорода должен осуществляться обученным и аттестованным персоналом не менее двух лиц . 9.2.9. Запрещается пребывание на объектах бурения эксплуатации сбора и подготовки нефти и газа посторонних лиц.    9.3. Требования к территории зданий и сооружений   9.3.1. Запрещается сооружать на территории горных отводов нефтяных газовых и газоконденсатных месторождений с содержанием сероводорода здания и сооружения не связанные с добычей нефти и газа. 9.3.2. Помещение для приготовления и приема пищи отдыха вахты узел связи и др. размещаются на расстоянии не менее 200 м от устья скважины. 9.3.3. На территории буровых и промплощадок должны быть установлены устройства конус флюгер и др. для определения направления ветра и указатели сторон света. В темное время суток устройства необходимо освещать.  9.3.4. В операторной и других помещениях где находится эксплуатационный персонал должны быть вывешены: а технологическая схема расположения оборудования и трубопроводов с указанием на них КИПиА предохранительных запорных регулировочных устройств а также схемы установки датчиков сероводорода и расположения точек контроля воздушной среды; б схема объекта с указанием расположения аварийных складов пунктов сбора островков газовой безопасности основных и запасных маршрутов движения людей и транспорта преимущественных направлений распространения и мест возможного скопления сероводорода в аварийной ситуации средств связи и оповещения; в схема оповещения с указанием номеров телефонов газоспасательной и других аварийных служб пожарной охраны медсанчасти; г оперативная часть ПЛАС. 9.3.5. Открытые участки циркуляционной системы должны располагаться вне пределов помещения насосной. 9.3.6. Помещения производственных объектов должны быть оборудованы постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением. В помещениях с периодическим пребыванием обслуживающего персонала должны быть установлены газосигнализаторы и вентиляционные установки с ручным включением с наружной стороны помещения. 9.3.7. Производственный персонал должен быть обеспечен телефонной или радиосвязью с диспетчером предприятия а работающие непосредственно на газоопасном объекте - дополнительной телефонной связью. 9.3.8. Газоопасные места а также трассы действующих трубопроводов должны быть обозначены знаками безопасности в соответствии с действующими нормативными документами. 9.3.9. На промплощадках и в производственных помещениях не допускается наличие подвалов углублений незасыпанных каналов. 9.3.10. Запрещается размещение зданий и сооружений замкнутым или полузамкнутым контуром. Выходы из зданий не должны направляться в сторону оборудования и установок где возможно выделение токсичных веществ. 9.3.11. На территории промплощадок запрещается подземное прокладывание трубопроводов транспортирующих токсичные вещества. Не допускается размещение соединений надземных трубопроводов в том числе и сварных в недоступных для обзора местах. 9.3.12. Производственные объекты подъездные дороги к ним должны быть укомплектованы знаками безопасности. 9.3.13. Запрещается слив токсичных жидкостей в систему канализации без нейтрализации. 9.4. Технологическое оборудование   9.4.1. Технологическое оборудование которое эксплуатируется в сероводородной среде должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды. Использование оборудования в стандартном и коррозионностойком исполнении регламентируется таблицами 3а 3б. В паспортах на коррозионностойкое оборудование должны быть гарантии предприятия-производителя по возможности его применения в агрессивной среде. Кроме того должна быть обеспечена ингибиторная защита. 9.4.2. Емкостное оборудование с жидкостями содержащими сероводород должно быть оснащено сигнализатором верхнего предельного уровня устройством для дистанционного замера уровня жидкости и нижним пробоотборником. Емкости циркуляционной системы буровой установки должны быть оборудованы в соответствии с требованиями п.6.3.1 этих Правил. 9.4.3. Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи сбора подготовки и транспорта нефти газа и конденсата эксплуатационной и лифтовой колонн внутрискважинного и другого оборудования эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода должны применяться ингибиторы коррозии специальное покрытие и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции. 9.4.4. Манифольд противовыбросового оборудования бурильные трубы лифтовые трубы трубопроводы находившиеся в контакте с сероводородом после их демонтажа перед повторным использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии опрессованы и проверены на герметичность. Таблица 3а Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно- коррозионному растрескиванию СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления Рабс парциального давления сероводорода PH2S и его концентрации СH2S для многофазного флюида «нефть-газ-вода» с газовым фактором менее 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 Стандартное + + - - + - - Стойкое к СКР - - + + - + + Таблица 3б Области применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидно- коррозийному растрескиванию СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления Рабс парциального давления сероводорода PH2S и его концентрации СH2S для влажного газа или обводненной нефти с газовым фактором менее 890 м3/м3 Исполнение оборудования 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 Стандартное + - + - - Стойкое к СКР - + - + + 9.4.5. Соответствие качества труб обсадных и лифтовых колонн техническим условиям и их стойкость к СКР под напряжением должны подтверждаться сертификатом. Проверка образцов труб на соответствие сертификату по химическому составу и другим показателям качества стали проводится в лабораторных условиях по специальной методике. 9.4.6. Используемое на объектах оборудование и аппаратура непосредственно контактирующие с сероводородной средой должны быть в антикоррозийном выполнении. 9.4.7. Герметичность фланцевых соединений арматуры люков аппаратов разъемных частей оборудования и т.п. необходимо проверять индикаторной бумагой. 9.4.8. Газ содержащий сероводород запрещается стравливать в атмосферу без сжигания или нейтрализации. 9.4.9. Внутренняя поверхность эксплуатационной колонны и внутренняя и внешняя поверхность лифтовой колонны выше пакера а также скважинное оборудование технологические аппараты трубопроводы и другое оборудование эксплуатируемое в условиях коррозионно-активной среды должны обрабатываться ингибитором коррозии и ингибитором гидратообразования. 9.4.10. Контроль коррозионного состояния оборудования осуществляется: * установкой контрольных образцов свидетели коррозии ; * по показателям скорости коррозии; * с применением ультразвуковой и магнитной толщинометрии. Методы периодичность и места контроля коррозионного состояния каждого вида оборудования устанавливаются главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. 9.4.11. При эксплуатации средств КВПиА и телемеханики следует контролировать коррозионное состояние счетчиков нефти газа конденсата регулирующих и запорных клапанов устройств для отбора проб. 9.5. Разработка проектов на разведку бурение скважин обустройство и разработку месторождений   9.5.1. Проект обустройства месторождения должен иметь раздел "Охрана труда обеспечение газовой и пожарной безопасности при строительстве и эксплуатации производственных объектов" содержащий основные организационные технические решения по обеспечению газо- и пожаробезопасности промышленно-производственного персонала и населения проживающего в зоне возможной загазованности при аварийных ситуациях. 9.5.2. В проекте обустройства месторождения должны быть предусмотрены места расположения островков газовой безопасности средств коллективной защиты работающих и населения станций контроля загазованности окружающей среды постов газовой безопасности ветровых конусов контрольно-пропускных пунктов. 9.5.3. Проектные решения должны предусматривать рациональное использование природных ресурсов исключение возможности необратимых техногенных изменений природной среды в том числе и при возможных аварийных выбросах вредных веществ обоснование оценки надежности и безаварийности производственных процессов и оборудования оценку риска возникновения и возможных последствий прогнозируемых аварийных ситуаций связанных с выбросом вредных веществ а также решения направленные на предотвращение локализацию ликвидацию аварий и защиту работающих и население от опасных производственных факторов. 9.5.4. В проектной документации должны быть в полном объеме представлены расчеты и обоснование размеров буферной зоны газоопасных объектов исключающих возможность превышения на ее границах установленных Министерством здравоохранения значений токсичных доз вредных веществ в приземном пласте атмосферного воздуха при разных метеоусловиях. Расчеты и обоснование буферной зоны должны быть выполнены компетентной специализированной организацией с учетом максимальных по объему и длительности прогнозируемых аварийных выбросов вредных веществ. На территории буферной зоны не допускается проживание населения. При вахтовом методе работающим на месторождении разрешается размещаться в вахтовых поселках расположенных в буферной зоне при условии выполнения всех проектных решений по обустройству месторождения. 9.5.5. По каждому из основных организационно-технических решений направленных на обеспечение газовой безопасности персонала и населения на период возможных аварийных выбросов в проектной документации должны быть обоснованы и определены конкретные типы и количество необходимых приборов материалов и оборудования а также места сооружения для их хранения и подготовки к работе. 9.5.6. При обнаружении в пластовом флюиде первой разведывательной скважины сероводорода что не предусматривалось проектом дальнейшее строительство скважины должно проводиться с соблюдением требований раздела 9 этих Правил. 9.5.7. В техническом задании на проектирование обустройства месторождений должно оговариваться наличие и количество токсических веществ в пластовых флюидах. Проект разработки месторождения должен дополнительно включать: а требования к ингибиторной защите оборудования и труб; б основные решения по охране недр; в компонентный состав пластового флюида и наличие в нем токсичных и коррозионно-активных компонентов; г требования по использованию сопутствующих продуктов сероводород конденсат гелий и др. . 9.5.8. В проектах на строительство скважин дополнительно должны быть указаны: а условия расчета обсадных и насосно-компрессорных лифтовых колонн исходя из предельного напряжения сталей труб принимаемых не выше 0 75 от предела текучести; б конструкции скважин с учетом наличия токсичных веществ в пластовых флюидах; в методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния бурильных ведущих НКТ и элементов трубных колонн; г типы нейтрализаторов методы и технология нейтрализации сероводорода в буровом растворе а также расход реагентов с этой целью на весь процесс бурения скважины; д методы контроля содержания сероводорода и реагента-нейтрализатора в буровом растворе; е методы и средства проветривания рабочей зоны площадки буровой подвышечного пространства и помещений буровой включая помещения насосного блока и очистки бурового раствора; ж мероприятия по защите людей и окружающей среды во время процессов бурения испытания и освоения скважины; з методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны; и места установки стационарных газоанализаторов для выявления токсичных компонентов в воздухе рабочей зоны; к технология разгазирования бурового раствора с последующим отводом газа на сжигание; л типы ингибиторов их необходимый объем при роботах по освоению и испытанию скважин; м меры по предупреждению газонефтеводопроявлений и их раннему обнаружению; н порядок сбора и хранения жидких продуктов в закрытых емкостях до нейтрализации и дальнейшей утилизации; о методы контроля заполнения скважины при подъеме инструмента; п методы контроля и регулирования параметров бурового раствора и регулирование гидродинамического давления при осуществлении спуско-подъемных операций и циркуляции; р методы контроля вытесненного из скважины раствора при спуске инструмента; с объем запаса бурового раствора при вскрытии и испытании пластов содержащих токсичные вещества; т периодичность и средства контроля и поддержки параметров запасного бурового раствора; у тампонажные смеси стойкие к действию сероводорода для цементирования обсадных колонн; ф таблицы с результатами исследований относительно наличия в газе нефти газоконденсате и пластовой воде токсичных веществ по ранее пробуренным скважинам ; х средне определенное по объему залежей месторождений наличие токсичных веществ и опасности осложнений которые могут возникнуть при их разработке; ц мері по охране недр и окружающей среды; ч пластовые давления и температуры пластов содержащих токсичные вещества; ш технология установления аварийного цементного моста в процессе бурения и испытание. 9.6. Бурение и крепление скважин   9.6.1. Перед вскрытием продуктивных горизонтов флюиды которых содержат сероводород необходимо: а установить станцию геолого-технического контроля; б установить предупредительные знаки вокруг территории буровой; в проверить наличие и исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в воздухе рабочей зоны наличие и готовность средств индивидуальной защиты СИЗ ; г обработать буровой раствор нейтрализатором; д провести проверку состояния противовыбросового оборудования; е иметь на буровой запас материалов и химических реагентов в том числе нейтрализующих сероводород достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее одного объема скважины; ж обеспечить круглосуточное дежурство автотранспорта; з определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях; и провести внеочередной инструктаж работающих по их действиям согласно ПЛАС. 9.6.2. Вскрывать сероводородосодержащие горизонты разрешается после проверки готовности буровой установки и персонала специальной комиссией назначенной приказом по буровому предприятию при участии представителей специализированной аварийно-спасательной части службы охраны труда предприятия пожарников та органов Госнадзорохрантруда по согласованию . Результаты проверки оформляются актом. Работы по вскрытию продуктивного горизонта и освоению скважины выполняются под руководством ответственного инженерно-технического работника и бурового мастера в присутствии представителя специализированной аварийно-спасательной службы. 9.6.3. При бурении пластов содержащих сероводород следует контролировать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором. 9.6.4. Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений отвечающих п.9.1.1 данных Правил следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно-стойком исполнении. На мостках буровой необходимо иметь опрессованую специальную трубу по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть выкрашена в желтый цвет и снабжена шаровым краном находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно-факельная установка. 9.6.5. Буровая вышка должна монтироваться на подвышечном блоке обеспечивающем свободное размещение противовыбросового оборудования доступ к нему персонала с двух направлений природную вентиляцию подвышечного пространства и отвода технологических жидкостей в шламовый амбар. 9.6.6. Расстояние от устья скважины до блока буровых насосов должно быть не менее чем 30 м. Помещение насосной должно быть отделено от открытых участков циркуляционной системы сплошной перегородкой. 9.6.7. Газокаротажная станция и производственные помещения буровой установки должны располагаться не ближе чем за 60 м от устья скважины. Вертикальная факельная установка должна размещаться не ближе чем за 75 м от устья скважины. На период вскрытия продуктивных горизонтов содержащих токсичные вещества следует предусмотреть установку на расстоянии 70 м от устья скважины с учетом розы ветров передвижного вагона-модуля с запасом средств индивидуальной защиты и медикаментов на случай возникновения аварийной ситуации. 9.6.8. Участок циркуляционной системы от устья к виброситам должен быть закрыт. Разгазирование бурового раствора при наличии в газе токсичных компонентов должно осуществляться через вакуумный дегазатор с последующими нейтрализацией газа и отводом его на факельную установку. 9.6.9. Перед выполнением работ по установке цементных мостов спуску колонн при вскрытых пластах буровой раствор должен быть обработан нейтрализатором. 9.6.10. Бурильный раствор и пластовые воды перед сливом их в амбар должны быть нейтрализованы. Шлам образовавшийся в процессе бурения должен відводитися в шламовый амбар заполненный нейтрализующим раствором. Захоронение шлама содержащего токсичные компоненты осуществляется по согласованию с местными органами санитарного надзора. 9.6.11. Контроль уровня бурового раствора в приемной и доливной емкостях должен осуществляться приборным методом. 9.6.12. На рабочем месте верхового рабочего должен постоянно находиться изолирующий дыхательный аппарат.   9.7. Ведение промыслово-геофизических работ   9.7.1. Промыслово-геофизические работы ПГР в скважинах где вскрыты пласты содержащие сероводород должны проводится по плану утвержденному техническими руководителями геофизического предприятия и предприятия-заказчика и согласованному специализированной аварийно-спасательной службой. Планом работ следует дополнительно предусмотреть: а периодичность промывок и максимальную продолжительность цикла промышленно-геофизических работ между промывками; б график контроля токсичных веществ в воздухе рабочей зоны и в буровом растворе; в информация о применяемых нейтрализаторах бурового раствора и ингибиторах коррозии; г схему размещения на буровой геофизического оборудования и пути эвакуации персонала. 9.7.2. ПГР разрешается проводить только после проверки состояния скважины оборудования и средств связи и оформления соответствующего акта. Перед проведением прострелочно-взрывных работ ПВР во время шаблонирования скважины необходим определить гидростатическое давление в интервале прострела. Проводить ПВР разрешается только в случае если замеренное гидростатическое давление превышает пластовое на величину определенную в п.6.5.26 данных Правил. 9.7.3. Работы по испытанию пластов содержащих сероводород трубными испытателями в процессе бурения скважин должны проводиться по планам согласованным с территориальными органами Госнадзорохрантруда и специализированной аварийно-спасательной службой. 9.7.4. Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника должно обеспечивать возможность осмотра рабочей площадки и быстрого проветривания салона. 9.7.5. При работе в условиях затрудняющих подачу сигналов о наличии сероводорода ветер снег туман и т.п. руководителем ПГР должен быть выделен работник для надзора за этими устройствами которые должен быть проинструктирован и обеспечен необходимыми СИЗ и средством связи. 9.7.6. ПГР в осложненных условиях а также ПВР и работі по ликвидации аварий в скважинах должны выполняться под непосредственным руководством главных специалистов геофизического предприятия.   9.8. Освоение и гидродинамические исследования скважин   9.8.1. Перед освоением и исследованием нефтяных газовых газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы утвержденный техническими руководителями предприятия-заказчика и предприятия ответственного за проведение этих работ и согласованный специализированной аварийно-спасательной службой. В плане работ следует указать число работающих мероприятия и средства обеспечения их безопасности включая дыхательные аппараты меры по предупреждению аварий средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК. С планом должны быть ознакомлены все работники связанные с освоением и исследованием скважин. К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования машин механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктах. 9.8.2. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами направленными в одну сторону. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1 25 от максимального давления. Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений. 9.8.3. К фонтанной арматуре должны быть присоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 мЗ/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м. 9.8.4. Предохранительный клапан установки разрывная диафрагма должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система. 9.8.5. Установка для исследования скважин подлежит техническому освидетельствованию внутреннему и внешнему осмотру ультразвуковому контролю . Внутренний и внешний осмотр и гидроиспытания должны осуществляться ежегодно а ультразвуковой контроль – после каждого исследования. 9.8.6. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора находящегося в скважине а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. 9.8.7. Не допускаются гидродинамические исследования и освоение скважин без нейтрализации или сжигания продукции скважин. Освоение скважины воздухом не допускается. 9.8.8. Вызов приток и гидродинамические исследования должны выполняться в светлое время суток под руководством ответственного инженерно-технического работника. 9.8.9. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия при которых концентрация вредных веществ в приземном пласте атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм. 9.8.10. На время вызова притока из пласта и глушения скважины необходимо обеспечить: а постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику утвержденному техническим руководителем предприятия ответственного за проведение этих работ; б круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации людей в случае аварийной ситуации; в постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов; г готовность работающих к защите в случае аварийного выброса. 9.8.11. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием: а природного или попутного нефтяного газа; б двух- и многофазных пен инертных к сероводороду и углекислому газу; в пенообразующих смесей; г инертных газов; д жидкости меньшей плотности инертной к сероводороду и углекислому газу. 9.8.12. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью трубопроводам распределительным пультам сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. 9.8.13. Запрещается производить освоение скважин расположенных в пойменных зонах рек в период паводка. 9.8.14. Проволока применяемая для глубинных исследований должна быть коррозионностойкой цельной и иметь сертификат соответствия для работы в таких условиях. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода. 9.8.15. Перед открытием задвижки на узле отвода а также при спуске подъеме глубинного прибора в скважину работники не связанные с этими операциями должны быть удалены на безопасное расстояние с наветренной стороны. 9.8.16. Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах. 9.8.17. После окончания освоения или исследования скважины приборы аппаратура спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода в соответствии с нормативными документами. 9.8.18. После завершения работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.   9.9. Эксплуатация и ремонт скважин   9.9.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную для глушения скважины линии длиной не менее 100 м опрессованные с коэффициентом запаса равным 1 25 от ожидаемого максимального давления. Линии должны быть оборудованы обратными клапанами. 9.9.2. При содержании сероводорода в природном газе более 0 6% об. запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования включающего: а посадочный ниппель для приемочного клапана и глухой пробки; б пакер для изоляции эксплуатационной колонны клапан циркуляционный клапан ингибиторный приустьевой клапан-отсекатель забойный клапан-отсекатель. После установки пакер подлежит испытанию на герметичность а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибитора коррозии. В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн. Эксплуатация скважины должна осуществляться по лифтовым трубам. 9.9.3. При содержании сероводорода в природном газе более 0 6% об. конструкция фонтанной арматуры должна предусматривать наличие автоматических задвижек с импульсом от пилотов высокого и низкого давления установленных на входе в шлейф. Управление центральной задвижкой первыми от устья боковыми задвижками установленными на струнах фонтанной арматуры приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционным. Пульт управления задвижками выносится на безопасное расстояние не менее 25 м от устья . 9.9.4. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями инструкцией завода-поставщика и регламентом утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия. 9.9.5. Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не меньшее двух операторов имеющих при себе дыхательные аппараты средства контроля воздуха и связи. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале. 9.9.6. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти газа содержащих сероводород скважину следует немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сероводорода из выкидной линии скважины необходимо закрыть с пульта управления задвижку на выкидной линии а также входную задвижку на замерном устройстве оперативно сообщить об этом руководителю объекта и работникам газоспасательных служб. 9.9.7. Эксплуатация скважины при наличии межколонного проявления запрещается. При выявлении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины 9.9.8. Перед началом ремонтных работ смены устьевой арматуры ремонта подземного оборудования и др. связанных с разгерметизацией устья в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью согласно п.6.5.26 данных Правил обработанная нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом. 9.9.9. На устье фонтанной скважины на период ремонта связанного с разгерметизацией устья необходимо установить противовыбросовое оборудование. В состав его должен входить превентер со срезающими плашками. Промывочний агрегат во время ремонта фонтанной скважины должен быть постоянно подключен к затрубному пространству скважины. Схема оборудования устья скважины согласовывается с территориальными органами Госнадзорохрантруда. 9.9.10. При появлении признаков нефтегазопроявления ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены и приняты меры по ликвидации осложнения. 9.9.11. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины смене крестовин противовыбросового оборудования фонтанной арматуры запрещается оставлять открытым устье скважины. 9.9.12. Система автоматизации добывающих буровых скважин и прискважинного оборудования должна обеспечивать: а подачу реагента в скважину и прекращение его подачи при возможных аварийных ситуациях сигнализацию об аварийных отклонениях технологических параметров: б автоматическое отключение скважин при нарушении режима; в контроль за состоянием воздушной среды на объектах промысла на трасах газонефтепроводов с их автоматическим отключением при утечках продукта.   9.10. Сбор и подготовка нефти газа и газового конденсата   9.10.1. На предприятиях составляется и утверждается техническим руководителем график проведения проверки герметичности фланцевых соединений арматуры люков и других источников возможных выделений сероводорода. 9.10.2. Для перекачки сероводородосодержащих сред должны использоваться насосы с двойным торцовым уплотнением или с электромагнитными муфтами. 9.10.3. Сточные воды установок подготовки нефти газа и газового конденсата должны подвергаться очистке а при содержании сероводорода и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации. 9.10.4. До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений. Перед осмотром и ремонтом емкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания пирофорных отложений. Дезактивация пирофорных соединений может включать мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ или других методов отмывающих стенки аппаратов от этих соединений. 9.10.5. К работе внутри емкости и аппарата можно приступать при условии если содержание в них сероводорода нефтяных газов и паров нефти не превышает ПДК и только в дыхательных аппаратах. Порядок безопасного проведения работ по очистке дезактивации пирофорных отложений осмотру и ремонту такого оборудования определяется специальной инструкцией утвержденной техническим руководителем предприятия. 9.10.6. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных роботах все разбираемые узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими средствами ТМС . 9.10.7. При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов с большим геометрическим объемом необходимо секционировать их путем установки автоматических задвижек обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000-4000 нм3 сероводорода. 9.10.8. Запорная арматура установленная в колодцах должна иметь дистанционное управление или устройство для дистанционного открывания. 9.10.9. Вертикальное факельное устройство размещается на расстоянии не ближе чем 200 м от промлощадки УКПГ. Высота факела должна быть не менее чем 35 м. Территория вокруг факельного устройства в радиусе 50 м должна быть спланирована и ограждена.    9.11. Контроль воздушной среды   9.11.1. На установках в помещениях и на промплощадках где возможно выделение сероводорода в воздух рабочей зоны буровая установка добывающая скважина установки по замеру дебита нефти и газа и др. должен осуществляться постоянный контроль воздушной среды и сигнализация опасных концентраций сероводорода. 9.11.2. Контроль за состоянием воздушной среды на территории промышленных объектов должен быть автоматическим с выводом показаний датчиков на диспетчерский пункт. 9.11.3. Места установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяются проектом обустройства месторождения с учетом плотности газов параметров применяемого оборудования его размещения и рекомендаций поставщиков. На буровых установках датчики должны быть размещены у основания вышки ротора в начале желобной системы у вибросит в насосном помещении 2 шт. у приемных емкостей 2 шт. и в служебном помещении. 9.11.4. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигналы с выходом на диспетчерский пункт пульт управления и по месту установки датчиков проходить проверку перед монтажом а также государственную проверку в процессе эксплуатации в установленные сроки. 9.11.5. Контроль воздушной среды в населенных пунктах которые находятся в охранной зоне объектов добычи нефти и газа следует осуществлять в стационарных точках и передвижными лабораториями согласно графику утвержденному техническим руководителем предприятия.  Результаты анализов должны заноситься: - в журнал регистрации анализов; - в карту проб фиксируются необходимые данные отбора проб: место процесс направление и сила ветра другие метеорологические условия и т.д. а также передаваться по назначению заинтересованным организациям в том числе местным органам власти. 9.11.6. Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику предприятия а в аварийных ситуациях - газоспасательной службой с занесением результатов замеров в журнал приложение 12 . 9.11.7. При выявлении в воздухе рабочей зоны сероводорода выше ПДК следует немедленно: а одеть изолирующий дыхательный аппарат противогаз ; б известить руководителя работ объекта и людей находящихся в опасной зоне; в принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛАС; г лицам не связанным с принятием первоочередных мер следует покинуть опасную зону и направиться в место сбора установленное планом эвакуации. Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и специалистов.   9.12. Средства индивидуальной защиты   9.12.1. Количество и типы средств индивидуальной защиты органов дыхания на каждом объекте должны определяться с учетом специфики работ и отраслевых норм обеспечения работников спецодеждой спецобувью и другими СИЗ. Средства коллективной и индивидуальной защиты работников строительных и других организаций находящихся в пределах буферных зон и порядок обеспечения ими на случай аварийного выброса газа определяются проектом. 9.12.2. Изолирующие дыхательные аппараты должны применяться обслуживающим персоналом при выполнении операций предусмотренных технологией проведения работ в условиях возможного выделения сероводорода при возникновении аварийной ситуации. При работе в емкостях и колодцах допускается применение шланговіх противогазов. 9.12.3. Дыхательные аппараты должны быть подобраны по размерам. К каждому аппарату прикладывается паспорт и прикрепляется этикетка с указанием фамилии и инициалов работника. В паспорте должна быть запись об исправности дыхательного аппарата и сроках его следующего испытания. 9.12.4. Газозащитные средства следует проверять в соответствии с инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей в лаборатории газоспасательной службы. 9.12.5. На газоопасном объекте должен быть аварийный запас газозащитных средств количество и типы которых определяются с учетом численности работающих отдаленности объекта и специфики выполняемых работ.   9.13. Режимность производственных объектов   9.13.1. Организация охраны производственных объектов и контрольно-пропускного режима на их территории определяется проектом на основании действующих нормативных требований. 9.13.2. Устройство периметральной охраны производственных объектов и расположение контрольно-пропускных пунктов а также их планировка должны обеспечивать возможность оперативной аварийной эвакуации персонала при различных направлениях ветра. 9.13.3. Транспортные средства и спецтехника могут быть допущены на территорию взрывопожароопасного объекта при условии наличия на них искрогасителя и устройства для снятия статического электричества. 9.13.4. Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных пожароопасных веществ не используемых на этом объекте а также применяемых опасных веществ в количестве превышающем установленные нормативы единовременного хранения. 9.13.5. Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего персонала площадки скважин и т.п. должны быть ограждены и оснащены соответствующими знаками безопасности и предупредительными надписями. Эти объекты а также отдаленные зоны производственных объектов с постоянным персоналом трасы коммуникаций должны контролироваться путем регламентных обследований и осмотров. 9.13.6. Со всеми работниками подрядных обслуживающих и других предприятий допущенными на территорию объекта проводится вступительный инструктаж по охране труда; все они должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты.   9.14. Консервация и ликвидация буровых скважин 9.14.1. При ликвидации скважин в которые не спущены эксплуатационные колонны в интервалах залегания пластов с содержанием токсичных веществ устанавливаются цементные мосты. Цементный мост должен перекрывать мощность пласта не менее чем на 100 м выше кровли пласта. 9.14.2. В башмак последней промежуточной колонны ликвидированной скважины устанавливается цементный мост высотой не менее 200 м. 9.14.3. Цемент для установки цементных мостов должен быть коррозионностойким и отвечать геолого-техническим условиям. 9.14.4. Жидкость которой заполняется ствол скважины должна быть обработана ингибитором коррозии и нейтрализатором. 9.14.5. Наличие и прочность цементных мостов установленных в открытом стволе скважины проверяется путем разгрузки бурильного инструмента. Величина нагрузки устанавливается исходя из допустимого удельного давления на цементный камень. По результатам проверки цементного моста на прочность и герметичность составляется акт. 9.14.6. Устье ликвидированной скважины оборудуется трубной головкой и коренной задвижкой в антикоррозионном исполнении а также отводами для контроля давления в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площадка 2х2 м с ограждением. 9.14.7. Для предупреждения замерзания верхняя часть ствола ликвидированной скважины на глубину 5 м заполняется незамерзающей жидкостью соляровым маслом нефтью раствором хлористого кальция . 9.14.8. После завершения изоляционно-ликвидационных работ через месяц 6 месяцев и в дальнейшем с периодичностью не реже 1 раза в год проводится контроль давления в трубному и межколонном пространствах и контроль состояния газовоздушной среды вокруг устья скважины. Результаты замеров оформляются актами. 9.14.9. Консервация скважины должна обеспечить невозможность выхода токсичных веществ на устье и защиту колонн и устьевого оборудования от коррозии на весь период консервации. 9.14.10. Консервация скважины может быть выполнена с установкой цементного моста над интервалом перфорации или без нее. 9.14.11. При консервации скважины с установкой цементного моста скважина задавливается жидкостью. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее чем 50 м. Лифтовая колонна должна быть поднята над цементным мостом не менее чем на 50 м. 9.15. Охрана окружающей среды 9.15.1. Предприятие осуществляющее разработку месторождения должно разработать и согласовать с соответствующими органами государственного надзора План мероприятий по охране окружающей среды в границах санитарно-защитной зоны месторождения и обеспечению безопасной жизнедеятельности населения на прилегающих территориях. 9.15.2. Перед пуском месторождения в эксплуатацию и в дальнейшем ежегодно предприятие должно письменно и через средства массовой информации информировать землепользователей в границах контура месторождения и на прилегающих территориях об особенностях землепользования в границах горного отвода месторождения. 9.15.3. Обследование состояния подводных переходов через водные препятствия в границах контура месторождения должно осуществляться ежегодно. Водное зеркало на дюкерних переходах должно осматриваться ежедневно. 9.15.4. Предприятие осуществляющее разработку месторождения должно создать лабораторию охраны окружающей среды которая должна ежемесячно информировать о состоянии окружающей среды руководство предприятия общественность и соответствующие органы государственного надзора. Приложение 1 Классификация взрывоопасных зон бурових установок и нефтегазопромысловых объектов     Помещения и пространства   Класс взрывоопас-ных зон по ДНАОП 0.00-1.32-01 ПУЭ 1.       Закрытые помещения в которых установлены открытые технические устройства аппараты емкости а также каналы шахты огражденные подроторные пространства буровых установок в которых выделяются горючие газы или пары легковоспламеняющихся жидкостей в таком количестве что могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальном режиме работы. 0 В-І   2.   Открытые пространства радиусом 5 м вокруг открытого технического оборудования которое содержит нефть буровой раствор обработанный нефтью при наличии нефти в буровом растворе 30% и выше нефтяные газы или другие легковоспламеняющиеся вещества открытые пространства радиусом 5м вокруг устья скважины и вокруг оголовков продувочных свечей факельных систем выбросовых трубопроводов обвязки устья скважин и других окончаний труб отводящих попутные или другие легковоспламеняющиеся газы.  1 В-Іг   3.   Пространство внутри открытого и закрытого технологического оборудования содержащего нефть буровой раствор обработанный нефтью при наличии нефти в буровом растворе 30% и выше горючие газы другие легковоспламеняющиеся вещества. 0 В-І   4.   Закрытые помещения для хранения шлангов для перекачивания легковоспламеняющихся жидкостей. 1 В-Іб 5. Закрытые помещения в которых установлено закрытое технологическое оборудование запорная и регулирующая аппаратура системы КВП и А содержащие нефть буровой раствор обработанный нефтью при наличии нефти в буровом растворе 30% и выше горючие газы где образование взрывоопасных смесей возможно лишь в случае поломки или неисправности оборудования. Закрытые помещения насосных для сточных вод.  Примечание. Помещения в которых размещаются буровые насосы с подпорными насосами трубопроводами ЦС и манифольдом и нет другого оборудования или аппаратов могущих стать источником взрывоопасных смесей и которые отгорожены от других взрывоопасных помещений классов 0 1 противопожарной стеной относятся к взрывобезопасным. 1 В-Іа 6.   Открытые пространства: - радиусом 0 5 м за внешними ограждающими конструкциями помещений классов 0 1; - вокруг вентиляторов вытяжной вентиляции из помещений классов 0 1 установленных наруже ограниченные радиусом 3 г; - вокруг устья эксплуатационных скважин ограниченные расстоянием 5 м во все стороны; вокруг расположенных на ограждающих конструкциях зданий устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции зон 0 1 ограниченные радиусом 5 м.  2 В-Іг   7.   Пространство под ротором ограниченное цилиндром радиусом 5 м от оси скважины на всю высоту до низа при открытом подроторном пространстве.  2 В-Іг   8. Полузакрытые пространства в которых установлено техническое оборудование запорно-регулирующая арматура системы КИП и А содержащие нефть буровой раствор обработанный нефтью при наличии нефти в буровом растворе 30% и выше горючие газы или легковоспламеняющиеся жидкости в пределах ограждения. 1 В-Іг  Приложение 2 Минимальные расстояния объектов обустройства нефтяного месторождения до зданий и сооружений м № Объекты Жилые здания общежи-тия вахтовые поселки Общест-венные здания Промышлен-ные и сель-скохозяйственные предприятия Магист-ральные нефтега-зопрово-ды Линии электропередач Электро подстанции 1 Устья нефтяных скважин –фонтанных газлифтных оборудо-ванных ЭЦБН или ШГН 300 500 100 * 60 100 2 Устья нефтяных скважин со станками-качалками устья нагне-тательных скважин 150 250 50 * 30 50 3 Здания и сооружения по добыче нефти с производством катего-рии А Б и Е ЗУ СУ ДНС КНС КС УПН УПС ЦИС 300 500 100 * Согласно ГНАОТ 0.00-1.32-01 80 4 Факел для сжигания газа 300 500 100 60 60 100 5 Свеча сброса газа 300 500 100 30 30 30 Примечание : * Расстояние от объектов обустройства нефтяных месторождений до магистральных нефтегазопроводов КС ГРС и НПС принимается в соответствии со СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы". Приложение 3 Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяного месторождения м Здания и сооружения Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин Устья нагнетательных скважин Замерные и сепарационные установки Дожимные насосные станции технологические площадки Аварийные резервуары ДНС типа РВС Установки предварительного сброса пластовой воды УПС Печи и блоки огневого нагревания нефти Факелы аварийного сжигания газа Свечи для сброса газа Компрессорные станции газлифта Установки подготовки газа УПГ Блоки газораспределительной аппаратуры узлы учета нефти и газа управления задвижками запуска и приема шаров Кустовые насосные станции системы ППД КНС БКНС Водораспределительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ Дренажные канализационные емкости Блоки для закачки химреагентов ингибиторов коррозии и метанола Компрессорные воздуха Аппараты воздушного охлаждения ТП напряжением до 10 кВ и РУ открытые закрытые Операторные отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А Вагон-дом для обогрева персонала Вспомогательные здания производственно-бытовой блок столовая складское помещение для вспомога-тельного оборудования котельная 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 1.Устья эксплу-атационных не-фтяных и газли-фтных скважин 5 5 9 30 39 39 39 100 30 39 39 9 30 9 9 9 15 30 26\12 24 30 39 2.Устья нагнета-тельних сква-жин 6 6 9 15 24 24 24 100 30 24 24 9 15 9 9 9 15 15 25\12 24 30 39 3.Замерные и сепарационные установки 9 9 + + 15 + 15 60 30 9 9 + 9 9 9 + 9 15 25\12 +++ 18 39 4.Дожимные на-сосные станции технологиче-ские площадки 30 15 + + 15 + 15 60 80 + + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 18 39 5.Аварийные резервуары ДНС типа РВС 39 24 15 15 + 15 30 100 15 16 15 12 15 15 + 12 30 30 +++ +++ 39 39 продолжение приложения 3 Здания и сооружения Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин Устья нагнетательных скважин Замерные и сепарационные установки Дожимные насосные станции технологические площадки Аварийные резервуары ДНС типа РВС Установки предварительного сброса пластовой воды УПС Печи и блоки огневого нагревания нефти Факелы аварийного сжигания газа Свечи для сброса газа Компрессорные станции газлифта Установки подготовки газа УПГ Блоки газораспределительной аппаратуры узлы учета нефти и газа управления задвижками запуска и приема шаров Кустовые насосные станции системы ППД КНС БКНС Водораспределительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ Дренажные канализационные емкости Блоки для закачки химреагентов ингибиторов коррозии и метанола Компрессорные воздуха Аппараты воздушного охлаждения ТП напряжением до 10 кВ и РУ открытые закрытые Операторные отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А Вагон-дом для обогрева персонала Вспомогательные здания производственно-бытовой блок столовая складское помещение для вспомога-тельного оборудования котельная 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 6.Установки предварительн-ого сброса плас-товой воды УПС 39 24 + + 15 + 15 60 30 + + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 18 39 7.Печи и блоки огневого нагре-ва нефти 39 24 15 15 30 15 + 60 30 18 18 15 15 15 9 15 9 9 15 9 18 39 8.Факелы авари-йного сжигания газа 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.Свечи для сброса газа 30 30 30 30 15 30 30 h\ фак + 30 30 30 30 30 30 30 30 30 60 60 60 100 10.Компрессор-ные станции газлифта 39 24 9 + 15 + 18 100 30 + 9 + 15 9 9 9 9 15 +++ ++ 30 30 11. Установки подготовки газа УПГ 39 24 9 + 15 + 18 100 30 9 + + 15 9 9 + 9 15 +++ +++ 30 30 продолжение приложения 3 Здания и сооружения Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин Устья нагнетательных скважин Замерные и сепарационные установки Дожимные насосные станции технологические площадки Аварийные резервуары ДНС типа РВС Установки предварительного сброса пластовой воды УПС Печи и блоки огневого нагревания нефти Факелы аварийного сжигания газа Свечи для сброса газа Компрессорные станции газлифта Установки подготовки газа УПГ Блоки газораспределительной аппаратуры узлы учета нефти и газа управления задвижками запуска и приема шаров Кустовые насосные станции системы ППД КНС БКНС Водораспределительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ Дренажные канализационные емкости Блоки для закачки химреагентов ингибиторов коррозии и метанола Компрессорные воздуха Аппараты воздушного охлаждения ТП напряжением до 10 кВ и РУ открытые закрытые Операторные отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А Вагон-дом для обогрева персонала Вспомогательные здания производственно-бытовой блок столовая складское помещение для вспомога-тельного оборудования котельная 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-распределитель-ной аппаратуры узлы учета неф-ти и газа управ-ления задвижка-ми запуска и приема шаров 9 9 + + 15 + 15 60 30 + + + 15 9 9 9 9 15 +++ +++ 18 30 13.Кустовые насосные стан-ции системы ППД КНС БКНС 30 15 9 15 15 15 15 60 30 15 15 15 + + 9 0 9 15 +++ +++ 9 30 14.Водораспре-делительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ 9 9 + 9 16 9 15 60 30 9 9 9 + + 9 9 9 15 + + 9 30 15.Дренажные канализацион-ные емкости 9 9 9 9 + 9 9 60 30 9 9 9 9 9 + 9 9 9 9 9 9 30 продолжение приложения 3 Здания и сооружения Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин Устья нагнетательных скважин Замерные и сепарационные установки Дожимные насосные станции технологические площадки Аварийные резервуары ДНС типа РВС Установки предварительного сброса пластовой воды УПС Печи и блоки огневого нагревания нефти Факелы аварийного сжигания газа Свечи для сброса газа Компрессорные станции газлифта Установки подготовки газа УПГ Блоки газораспределительной аппаратуры узлы учета нефти и газа управления задвижками запуска и приема шаров Кустовые насосные станции системы ППД КНС БКНС Водораспределительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ Дренажные канализационные емкости Блоки для закачки химреагентов ингибиторов коррозии и метанола Компрессорные воздуха Аппараты воздушного охлаждения ТП напряжением до 10 кВ и РУ открытые закрытые Операторные отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А Вагон-дом для обогрева персонала Вспомогательные здания производственно-бытовой блок столовая складское помещение для вспомога-тельного оборудования котельная 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 закачки химреа-гентов ингиби-торов коррозии и метанола 9 9 + + 12 + 15 50 30 9 + 9 9 9 9 + 9 15 + + 18 30 17.Компрессор-ные воздуха 16 15 9 9 30 9 9 60 30 9 9 9 9 9 9 9 + + 9 9 9 9 18.Аппараты воздушного охлаждения 30 15 15 15 30 15 9 100 30 15 15 15 15 15 9 15 + + 9 9 9 9 19.Трансформа-торные подстан-ции напряжени-ем до 10кВ і РУ открытые и за-крытые 25\12 25\12 25\12 +++ +++ +++ 15 60 80 +++ +++ +++ +++ +++ 9 +++ 9 9 + + +++ +++ 20.Оператор-ные отдельно стоящие шкафы и блоки управ-ления КиА 24 24 +++ +++ +++ +++ 9 60 60 +++ +++ +++ +++ +++ 9 +++ 9 9 + + ++ ++ окончание приложения 3 Здания и сооружения Устья эксплуатационных нефтяных и газлифтных скважин Устья нагнетательных скважин Замерные и сепарационные установки Дожимные насосные станции технологические площадки Аварийные резервуары ДНС типа РВС Установки предварительного сброса пластовой воды УПС Печи и блоки огневого нагревания нефти Факелы аварийного сжигания газа Свечи для сброса газа Компрессорные станции газлифта Установки подготовки газа УПГ Блоки газораспределительной аппаратуры узлы учета нефти и газа управления задвижками запуска и приема шаров Кустовые насосные станции системы ППД КНС БКНС Водораспределительные пункты ВРП блоки напорной гребенки БГ Дренажные канализационные емкости Блоки для закачки химреагентов ингибиторов коррозии и метанола Компрессорные воздуха Аппараты воздушного охлаждения ТП напряжением до 10 кВ и РУ открытые закрытые Операторные отдельно стоящие шкафы и блоки управления К и А Вагон-дом для обогрева персонала Вспомогательные здания производственно-бытовой блок столовая складское помещение для вспомога-тельного оборудования котельная 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 обогрева персо-нала 30 30 18 18 39 18 18 60 60 30 30 18 9 9 9 18 9 9 +++ ++ + ++ 22.Вспомога-тельные здания производственно-бытовой блок столовая складское поме-щение для вспо-могательного оборудования котельная 39 39 39 39 39 39 39 100 100 30 30 30 30 30 30 30 9 9 +++ ++ ++ ++ + расстояния не нормируются; ++ расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП “Генеральные планы промышленных предприятий”; +++ расстояния принимаются в соответствии с главой VII ПУЭ “Правила устройства электроустановок”. Примечания: 1. В графе 19 расстояния указаны дробью: в числителе – до открытых ТП и РУ в знаменателе – до закрытых ТП и РУ. 2. Расстояния между устьями одиночной эксплуатационной и бурящейся скважины следует принимать не менее высоты вышки плюс 10 м. Приложение 4 Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями которые размещаются на территории предприятия по добыче природного газа м № п/п Здания и сооружения Дожимной компрессорный цех горючих газов холодильная установка Технологические установки производств категорий А Б Аппараты огневого нагревания продуктов и газа Наземные резервуары легковоспламеняю-щихся и горючих жидкостей емкостью не более 2000м3 метанола бензина масла газового конденсата То же емкостью более 2000м3 Сливо-наливные устройства железнодорожных и Автомобильных цистерн Площадки выключающих устройств на входе газопроводов от скважин шлейфов Здания и сооружения в которых размещаются производственные процессы с использованием открытого огня котельные и др. Отдельно расположенные производственные здания с производством категории Д компрессорные станции воздушные насосные станции водоснабжения операторные хлораторные и т.п. Ремонтно-механические и авторемонтные мастерские гаражи склады материалов и оборудования вспомогательные строения Насосные станции противопожарного водоснабжения помещение для хранения противопожарного оборудования и инвентаря огнегасящих веществ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1. Дожимной компрессорный цех горючих газов холодильная установка ** * 18 ** 39 18 18 30 9 30 18 2. Технологические установки производств категорий А Б * * 15 18 18 15 9 30 9 30 18 3. Аппараты огневого нагревания продуктов и газа 18 15 - 18 39 18 18 15 15 30 18 4. Наземные резервуары легковос-пламеняющихся и горючих жидкостей емкостью не более 2000м3 метанола бензина масла газового конденсата ** 18 18 - - 15 30 ** ** 30 ** Продолжение приложения 4 № п/п Здания и сооружения Дожимной компрессорный цех горючих газов холодильная установка Технологические установки производств категорий А Б Аппараты огневого нагревания продуктов и газа Наземные резервуары легковоспламеняю-щихся и горючих жидкостей емкостью не более 2000м3 метанола бензина масла газового конденсата То же емкостью более 2000м3 Сливо-наливные устройства железнодорожных и Автомобильных цистерн Площадки выключающих устройств на входе газопроводов от скважин шлейфов Здания и сооружения в которых размещаются производственные процессы с использованием открытого огня котельные и др. Отдельно расположенные производственные здания с производством категории Д компрессорные станции воздушные насосные станции водоснабжения операторные хлораторные и т.п. Ремонтно-механические и авторемонтные мастерские гаражи склады материалов и оборудования вспомогательные строения Насосные станции противопожарного водоснабжения помещение для хранения противопожарного оборудования и инвентаря огнегасящих веществ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 5. То же емкостью более 2000м3 39 18 39 - - 18 39 39 ** 39 39 6. Сливо-наливные устройства железнодорожных и автомобильных цистерн 18 15 18 15 18 - 30 30 18 18 18 7. Площадки выключающих устройств на входе газопроводов от скважин шлейфов 18 9 18 30 39 30 - 30 9 30 18 8. Здания и сооружения в которых размещаются производственные процессы с использованием открытого огня котельные и др. 30 30 15 ** 39 30 30 - ** ** ** Продолжение приложения 4 № п/п Здания и сооружения Дожимной компрессорный цех горючих газов холодильная установка Технологические установки производств категорий А Б Аппараты огневого нагревания продуктов и газа Наземные резервуары легковоспламеняю-щихся и горючих жидкостей емкостью не более 2000м3 метанола бензина масла газового конденсата То же емкостью более 2000м3 Сливо-наливные устройства железнодорожных и Автомобильных цистерн Площадки выключающих устройств на входе газопроводов от скважин шлейфов Здания и сооружения в которых размещаются производственные процессы с использованием открытого огня котельные и др. Отдельно расположенные производственные здания с производством категории Д компрессорные станции воздушные насосные станции водоснабжения операторные хлораторные и т.п. Ремонтно-механические и авторемонтные мастерские гаражи склады материалов и оборудования вспомогательные строения Насосные станции противопожарного водоснабжения помещение для хранения противопожарного оборудования и инвентаря огнегасящих веществ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 9. Отдельно расположенные производственные здания с производством категории Д компрессорные станции воздушные насосные станции водоснабжения операторные хлораторные и т.п. 9 9 15 ** ** 18 9 ** ** ** ** 10. Ремонтно-механические и авторемонтные мастерские гаражи склады материалов и оборудования вспомогательные строения 30 30 30 30 39 18 30 ** ** ** ** Окончание приложения 4 № п/п Здания и сооружения Дожимной компрессорный цех горючих газов холодильная установка Технологические установки производств категорий А Б Аппараты огневого нагревания продуктов и газа Наземные резервуары легковоспламеняю-щихся и горючих жидкостей емкостью не более 2000м3 метанола бензина масла газового конденсата То же емкостью более 2000м3 Сливо-наливные устройства железнодорожных и Автомобильных цистерн Площадки выключающих устройств на входе газопроводов от скважин шлейфов Здания и сооружения в которых размещаются производственные процессы с использованием открытого огня котельные и др. Отдельно расположенные производственные здания с производством категории Д компрессорные станции воздушные насосные станции водоснабжения операторные хлораторные и т.п. Ремонтно-механические и авторемонтные мастерские гаражи склады материалов и оборудования вспомогательные строения Насосные станции противопожарного водоснабжения помещение для хранения противопожарного оборудования и инвентаря огнегасящих веществ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 11. Насосные станции противопожарного водоснабжения помещения для хранения противопожарного оборудования и инвентаря огнегасящих веществ 18 18 18 ** 39 18 18 ** ** ** ** * - расстояния не нормируются. ** - расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий. Примечания: 1. К технологическим установкам поз.2 следует относить установки сбора и первичной обработки газа осушения его низкотемпературной сепарации газа приготовления и подачи ингибитора коррозии обессоливания диэтиленгликоля сероочищения газа и газового конденсата получения пропана регенерации метанола диэтиленгликоля моноэтаноламина насосные станции легковоспламеняющихся и горючих жидкостей газораспределительные станции и др. 2. Термин “технологическая установка” означает производственный комплекс зданий сооружений и оборудования размещенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса по добыче природного газа. 3. Расстояния от неогневой стороны аппарата огневого нагревания продуктов и газа поз.3 до технологических установок допускается уменьшать до 9 м. 4. Расстояния указанные в поз.4 и 5 для подземных резервуаров допускается уменьшать на 50%. 5. Расстояния от зданий и сооружений до закрытых и открытых электроподстанций распределительных устройств следует принимать согласно ДНАОП 0.00-1.32-01. Приложение 5 КАТЕГОРИИ ПОМЕЩЕНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ПО ВЗРЫВОПОЖАРНОЙ И ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ В СООТВЕТСТВИИ С ОНТП 24-86 Категория помещений Характеристика веществ и материалов которые находятся вращаются в помещении А взрывопожаро- опасная Горючие газы легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28?С в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа. Вещества и материалы способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве что расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа. Б взрывопожаро- опасная Горючие пыли или волокна легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 28?С горючие жидкости в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа. В пожароопасная Горючие и трудногорючие жидкости твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы в том числе пыль и волокна вещества и материалы способные при взаимодействии с водой кислородом воздуха или друг с другом только гореть при условии что помещения в которых они содержатся или обращаются не относятся к категориям А и Б. Г Негорючие вещества и материалы в горячем раскаленном и расплавленном состоянии процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла искр и пламени; горючие газы жидкости и твердые вещества которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива. Д Негорючие жидкости и материалы в холодном состоянии. Допускается относить к категории Д помещения в которых находятся горючие жидкости в системах смазки охлаждения и гидропривода оборудования где их не более 60кг в единице оборудования при давлении не более 0 2 МПа; кабельные электропроводки к оборудованию отдельные предметы мебели на местах. Приложение 6 Нормы электрического освещения производственных объектов № п/п Наименование объектов Общая минимальная освещенность лк 1 2 3 1 Устья нефтяных буровых скважин станки-качалки 30 2 Моторные будки станков-качалок будки с аппаратурой электропогружных насосов 30 3 Машинные залы компрессорных и насосных станций и вентиляционных помещений 150 4 Операторные 150 5 Установки комплексной подготовки газа 30 6 Рабочие места при подземном и капитальном ремонте скважин: Устье скважины 50 Лебедка 30 Подъемная мачта 10 Люлька верхового рабочего 30 Приемные мостики 30 7 Шкалы контрольно-измерительных приборов в помещениях и наружных установках 150 8 Нефтяные трапы газовые сепараторы и т.п. 30 9 Резервуарные парки: Дороги на территории парка охранное освещение 2 Пространство между резервуарами место замера уровня и управление задвижками 5 10 Нефтеналивные и сливные эстакады 10 11 Нефтеловушки 10 12 Склады: Громоздких предметов 20 Химических реагентов 30 Горюче-смазочных материалов 30 13 Стоянки автомашин 10 14 Механические мастерские 200 15 Лаборатории 300 Примечания: 1.В зависимости от количества рабочих смен наружное освещение территории и отдельных объектов допускается включать только во время осмотра или ремонта оборудования. 2.На автоматизированных площадях где буровые скважины обслуживаются только в дневное время установка светильников не обязательная. Для включения переносных светильников при проведении аварийных работ в ночное время у скважины устанавливается розетка. 3.Нормы освещенности для помещений относятся к поверхностям находящихся на расстоянии 0 8 м от пола в горизонтальной плоскости. Приложение 7 ФОРМА АКТА ОБ ИСПЫТАНИИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ БУРОВЫХ НАСОСОВ наименование организации или предприятия Акт об испытании нагнетательных линий буровых насосов “ ” г. Буровая № Площадь Мы нижеподписавшиеся: ответственный представитель вышкомонтажной организации механик фамилия имя отчество фамилия имя отчество буровой мастер инженер по бурению фамилия имя отчество машинист цементировочного агрегата фамилия имя отчество составили данный акт о том что нами произведено испытание водой насосов типа в количестве шт. нагнетательной линии диаметром мм стояка диаметром мм и компенсаторов типа давлением кгс/см2 на протяжении мин. Падение давления за период испытания составило кгс/см2 или %. Замеры давления выполнялись манометром № класс точности . Предохранительные устройства установлены на давление кгс/см2 . На основании вышеизложенного комиссия считает: Подписи: Ответственный представитель вышкомонтажной организации Механик Буровой мастер инженер по бурению Машинист цементировочного агрегата Примечание: Подписи скрепляются штампом вышкомонтажной бригады буровой бригады . Приложение 8 ФОРМА АКТА О ПРОВЕРКЕ БУРОВОЙ ВЫШКИ Акт о проверке буровой вышки от “ ” г. Мы нижеподписавшиеся механик фамилия имя отчество буровой мастер фамилия имя отчество бригадир бригады по осмотру и ремонту вышек фамилия имя отчество составили данный акт о проверке буровой вышки типа заводской номер инвентарный номер установленной на буровой № В процессе проверки вышки находящегося на ней оборудования и приспособлений выполнены следующие работы: необходимо выполнить следующие работы заменить исправить и т.п. . В результате проверки и выполнения вышеуказанных работ комиссия считает что вышка заводской номер инвентарный номер и крепление на ней установленного оборудования и приспособлений пригодны не пригодны к эксплуатации. Механик подпись Буровой мастер подпись Бригадир бригады по осмотру вышек подпись Примечание: Подписи скрепляются штампом буровой бригады. Приложение 9 ФОРМА АКТА О ВВЕДЕНИИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ наименования организации или предприятия Акт о введении в эксплуатацию буровой установки “ ” г. скважина № площадью которая находится Мы нижеподписавшиеся комиссия в составе должность фамилия имя отчество проверили готовность к пуску буровой установки типа имеющей: вышку фундамент типа лебедку с приводом от буровые насосы с приводом от типа типа ротор с приводом от типа редуктор кронблок талевый блок подъемный крюк вертлюг глиномешалку с приводом от и следующее вспомогательное оборудование: При проверке выявлено: 1.Комплектность буровой установки 2.Техническое состояние оборудования 3.Состояние талевого каната 4.Наличие и состояние ограждений движущихся и вращающихся частей механизмов токоведущих частей и циркуляционной системы 5.Укомплектованность буровой установки контрольно-измерительными приборами 6.Наличие устройств и приспособлений малой механизации и автоматизации а также приспособлений по охране труда указать отвечает ли утвержденному перечню или причины несоответствия 7.Освещение буровой 8.Наличие аварийного освещения 9.Состояние культбудки 10.Состояние пенькового каната для легкости продолжение приложения 9 11.Обеспечение и выполнение требований пожарной безопасности 12.Наличие инструкций и плакатов по охране труда и пожарной безопасности 13.Наличие и количество первичных средств пожаротушения 14.Наличие прав на ведение буровых работ у мастеров и бурильщиков 15.Знание членами бригады Правил безопасности 16.К акту прилагаются: акт об испытании нагнетательных линий буровых насосов; акт об испытании ограничителя подъема талевого блока; акт об опрессовке пневмосистемы буровой установки. Заключение комиссии: Подписи: фамилия имя отчество фамилия имя отчество фамилия имя отчество фамилия имя отчество Примечание: Подписи членов комиссии скрепляются штампом буровой бригады. Приложение 10 ФОРМА АКТА ПРОВЕРКИ ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ РАБОТАМ наименование организации – заказчика собственника Акт проверки готовности скважины к промыслово-геофизическим работам “ ” г. Скважина № Площадь Мы нижеподписавшиеся нач.буровой ст.буровой мастер фамилия имя отчество геолог и начальник промыслово-геофизической партии фамилия имя отчество фамилия имя отчество составили настоящий акт о том что нами проверенная готовность скважины к промыслово-геофизическим работам. В результате проверки установлено: 1.Промывочная жидкость заготовлена в количестве м3 и имеет параметры : удельный вес вязкость 2.Уровень промывочной жидкости в скважине 3.Удельный вес промывочной жидкости применявшейся при бурении интервалов перфорации 4. Проработка и промывка ствола скважины производились тип и диаметр долота интервалы и продолжительность промывания проработки дата 5.Уступы обвалы пробки имеются или нет на какой глубине 6.Последний спуск инструмента происходил наблюдались или нет затяжки и другие ненормальности 7.Последний подъем инструмента происходил наблюдались или нет затяжки и другие ненормальности 8.Пол буровой и приемные мостки исправны и очищены от глинистого раствора нефти нефтепродуктов и других загрязнений 9.Для установки блок-баланса сооружена площадка а также площадка для размещения геофизического оборудования заземляющие устройства 10.Устье скважины оборудовано задвижкой опрессованной на давление кгс/см2 11.Буровая лебедка и привод исправны. Заключение комиссии: Подписи: Нач.буровой ст.буровой мастер Геолог Нач. промыслово-геофизическойї партии Примечание: Подписи скрепляются штампами буровой бригады и геофизической организации. Приложение 11 ФОРМА АКТА ПРОВЕРКИ ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ РАБОТАМ ПОД ДАВЛЕНИЕМ наименование организации – заказчика собственника Акт проверки готовности скважины к промыслово-геофизическим работам под давлением “ ” г. Скважина № Площадь Назначение и состояние скважины на период исследования Мы нижеподписавшиеся: нач. УКПГ промысла ст. мастер ; представитель геологической службы заказчика та представитель геофизической организации начальник промыслово-геофизической партии составили данный акт о том что нами проверена готовность промплощадки и скважины № к промыслово-геофизическим исследованиям. В результате проверки установлено: 1.Устье скважины обеспечено промплощадкой площадью м2. Контуры промплощадки согласованы с землепользователями и местными органами власти в соответствии с действующим законодательством. 2.Подъезд к устью скважины к дороге по маршруту тип дороги указать маршрут 3.Фонтанная арматура типа на устье скважины исправна прошла регламентные проверки. К выбросам НКТ и затрубью подведены трубопроводы ? мм от коллектора УКПГ и на “факельный” амбар. На ФА имеются исправные штуцеры для установки образцовых манометров где установлены штуцеры – НКТ затрубье межколонное пространство 4.Промплощадка устья скважины обеспечивает размещение установку и монтаж-демонтаж соответствующего геофизического оборудования и техники ПЛУ подъемник лаборатория перфораторная станция и др. 5.Для обслуживания ФА площадка исключающая скольжение персонала. наличие – есть или нет 6.Для сбора жидкого флюида и углеводородного сырья нефть конденсат заказчик обеспечивает емкость объемом м3. Заключение: Подписи: Начальник УКПГ промысла ст.мастер Представитель геологической службы заказчика Представитель геофизической организации начальник промыслово-геофизической партії Примечание: Подписи скрепляются штампами буровой бригады и геофизической организации. Приложение 12 ФОРМА ЖУРНАЛА КОНТРОЛЯ ВОЗДУХА НА СОДЕРЖАНИЕ СЕРОВОДОРОДА Журнал контроля воздуха на содержание сероводорода № анализов Дата и время отбора проб Место отбора проб № скважины промысла Количество сероводорода мг/м3 Анализ проводил Причина повышенной загазованности Мероприятия по устранению причин повышенной загазованности 1 2 3 4 5 6 7   Приложение 13 КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ   Аварии первой категории : 1. Открытые нефтяные и газовые фонтаны. 2. Грифонобразования работы по ликвидации которых привели к аварийной остановке фонда скважин. 3. Разрушение элементов линейной части промысловых межпромысловых газосборных коллекторов что привело к аварийной остановке действующего фонда скважин и полному прекращению подачи газа в магистральный газопровод потребителям . 4. Разрушение коммуникаций или технологического оборудования УКПГ ГС ДКС ПГРС что привело к загазовыванию окружающей среды и аварийной остановке подачи газа в магистральные газопроводы потребителям и или аварийной остановке действующего фонда скважин. 5. Разрушение коммуникаций или технологического оборудования УКПН ДНС НС ЦПС резервуарных парков что привело к утечкам и загоранию нефти и прекращению нефтедобычи и или отгрузки нефти потребителям. 6. Разрушение линейной части магистральных конденсатопроводов что привело к остановке газодобычи на время ликвидации аварии.   Аварии второй категории: 1. Аварии при бурении или капитальном ремонте скважин которые привели к ликвидации скважин. 2. Разрушение шлейфов газовых скважин выкидных трубопроводов нефтяных фонтанных скважин что привело к аварийной остановке работы скважин путем закрытия устьевой запорной арматуры. 3. Разрушение элементов линейной части промысловых межпромысловых газосборных коллекторов что привело к аварийной остановке части действующего фонда скважин и или частичному прекращению подачи газа в магистральный газопровод. 4. Разрушение линейной части магистральных конденсатопроводов что не привело к остановке газодобычи на время ликвидации аварии. Приложение 14   ПЕРЕЧЕНЬ ТИПОВЫХ НАРУШЕНИЙ ТРЕБОВАНИЙ ПРОТИВОФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕСОВМЕСТИМЫХ С БЕЗОПАСНЫМ ВЫПОЛНЕНИЕМ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ   1.1. Углубление скважины после спуска обсадной колонны и оборудования устья без разрешения представителя специализированной аварийно-спасательной части. 1.2. Несоответствие фактической обвязки устья скважины утвержденной схеме в том числе: 1.2.1. Установка превентеров с рабочим давлением ниже предусмотренного в проектной документации. 1.2.2. Фактическое количество превентеров меньше чем в утвержденной схеме. 1.2.3. Отсутствие в превентерной компановке надпревентерной катушки. 1.2.4. Отсутствие разъемного сливного желоба. 1.3. Неисправность противовыбросового оборудования и обвязки устья скважины: 1.3.1. Негерметичность фланцевых соединений узлов противовыбросового оборудования. 1.3.2. Негерметичность сварных швов узлов противовыбросового оборудования и обвязки колонн. 1.3.3. Отсутствие шпилек у фланцевых соединений узлов противовыбросового оборудования. 1.4. Неисправность управления превентерами: 1.4.1. Отсутствие или неисправность дублирующего пульта управления превентерами. 1.4.2. Отсутствие или неисправность штурвалов ручного привода. 1.4.3. Негерметичность гидросистемы пультов управление превентером. 1.4.4. Установка пультов управления превентерами ближе 10 м от устья скважины. 1.5. Нарушение правил монтажа выкидных трубопроводов превентерной установки: 1.5.1. Длина выкидных трубопроводов менее 100 м для газовых скважин и менее 30 м для нефтяных. 1.5.2. Направление выкидных трубопроводов в сторону линий электропередачи проезжих путей речек каналов лесных массивов жилых и производственных зданий установок имеющих открытый огонь или искры. 1.5.3. Повороты выкидных трубопроводов выполнены не на кованных уголках литых тройниках с буферным устройством . 1.5.4. Диаметр выкидных трубопроводов до концевых задвижек не соответствует диаметру отводов крестовины превентерной установки. 1.5.5. Выкидные трубопроводы от отводов крестовины до концевых задвижек выполнены не на фланцевых или других соединениях предусмотренных заводом-производителем. 1.5.6. Запорная арматура обвязки противовыбросового оборудования не соответствует технической характеристике превентерной установки. 1.5.7. Монтаж запорной арматуры выкидных трубопроводов в местах или положениях усложняющих управление ими или их замену. 1.5.8. Стояки крепления выкидных трубопроводов не забетонированы или масса бетонных тумб не соответствует расчетной. 1.6. Отсутствие технической документации на противовыбросовое оборудование: 1.6.1. Технического паспорта. 1.6.2. Утвержденной схемы фактической обвязки устья скважины с размерами. 1.6.3. Паспортов и актов на опрессовку колонной головки двухфланцевой катушки выкидных трубопроводов уголков или тройников противовыбросовой перфорационной задвижки фонтанной арматуры. 1.7. Плашки превентеров не соответствуют диаметру примененных стальных бурильных труб. 1.8. Отсутствие плашек под обсадные трубы или от специального переводника при спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми продуктивными горизонтами. 2 3 122 123