Про затвердження Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості України

14.10. Не дозволяється улаштовувати колодязі, приямки та інші заглиблення у межах огородженої території.

14.11. Факельні колектори і трубопроводи повинні бути мінімальної довжини і мати мінімальне число поворотів. Основний спосіб прокладення трубопроводів - надземний на опорах або естакадах. В обґрунтованих випадках допускається підземне прокладання трубопроводів.

14.12. Колектори і трубопроводи факельних систем повинні мати теплову ізоляцію і (або) на них повинні бути встановлені обігрівальні супутники для запобігання конденсації і кристалізації речовин у факельних системах.

14.13. Факельні колектори і трубопроводи необхідно прокладати з ухилом у бік пристроїв збору конденсату не менше 0,003. Якщо неможливо дотримати зазначений ухил, у нижчих точках трубопроводів розміщують додаткові пристрої для відведення конденсату.

14.14. У газах та парах, які спалюються на факельній установці, не повинно бути краплинної рідини і твердих часток.

Для відділення краплинної рідини, що випадає в факельних трубопроводах, і твердих часток передбачаються системи збору та видалення конденсату (сепаратори, конденсатозбірники та ін.).

Конденсат факельного сепаратора повинен відводитись автоматично або вручну - не рідше одного разу на зміну.

14.15. Для запобігання утворенню в факельній системі вибухонебезпечної суміші необхідно виключити можливість підсмоктування повітря і передбачити безупинну подачу продувного газу до факельного колектора (газопроводу), якщо в технологічному процесі не передбачено постійних скидань.

Факельні колектори повинні обладнуватися вогнеперегороджувальними клапанами.

У процесі експлуатації факельної системи не допускається можливість закупорки факельного колектора льодяними пробками.

Як продувний газ застосовують супутні або природні інертні гази, у тому числі гази, які одержують на технологічних установках і використовують як інертні гази.

14.16. Скиди від запобіжних клапанів вуглеводневих газів і парів, що містять сірководень (до 8 % об'ємних), допускається направляти у загальну факельну систему. Для скидання вуглеводневих газів і парів, що містять сірководень понад 8 % об'ємних, необхідно передбачати спеціальну факельну систему.

14.17. Розпал факела повинен бути дистанційним.

14.18. Перед кожним пуском факельна система повинна продуватись парою або газом, щоб вміст горючих компонентів у повітрі біля основи факельного стовбура був не більше 50 % від НКГВ.

Ступінь загазованості біля пульта запалювання і пристроїв збирання та відкачування конденсату повинен перевірятись за допомогою переносних газоаналізаторів спеціально навченим персоналом.

14.19. Перед проведенням ремонтних робіт факельна система повинна бути від'єднана стандартними заглушками і продута інертним газом (азотом).

14.20. Факельні установки повинні бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння відповідно до додатка 2 НАПБ А.01.001-2004.

14.21. У зоні огородження факельного стовбура не дозволяється перебувати особам, не пов'язаним з обслуговуванням факельних систем.

14.22. При облаштуванні нафтових, газових та газоконденсатних родовищ допускається застосування горизонтальних факельних систем з обов'язковим дотриманням таких умов:

а) виведення оголовка факела в огороджений земляний амбар;

б) ухил факельного колектора у бік факельного амбара;

в) оснащення факельного колектора засобами для вловлювання рідини (розширювальна камера або сепаратор);

г) оснащення факельного колектора вогнеперегороджувальним клапаном;

ґ) оснащення факельного пристрою засобами дистанційного автоматичного розпалу;

д) забезпечення подавання на факел затворного газу з метою запобігання підсмоктуванню повітря у факельний колектор.

1.1. Геофізичні роботи в нафтових і газових свердловинах виконуються спеціалізованими геофізичними організаціями за угодами, які укладаються з буровими і добувними підприємствами.

1.2. Обсяги геофізичних робіт, методи та інтервали досліджень повинні виконуватись відповідно до чинного законодавства та проекту на будівництво свердловини з урахуванням фактичних умов буріння, вирішуваних завдань та очікуваних результатів.

1.3. Геофізичні роботи дозволяється проводити після спеціальної підготовки стовбура і території свердловини, що забезпечує зручну і безпечну експлуатацію наземного обладнання, безперешкодний спуск (підйом) свердловинних приладів і апаратів на кабелі до інтервалу досліджень або до вибою. Готовність території і свердловини для проведення геофізичних робіт підтверджується двостороннім актом (зразки актів перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт і готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт під тиском наведені в додатках 10, 11).

1.4. Геофізичні роботи повинні вестись у присутності повністю укомплектованої бурової бригади та представника підприємства, в віданні якого знаходиться свердловина. До геофізичних робіт може залучатися робочий персонал бурової (ремонтної) бригади і обладнання за взаємним погодженням сторін.

Не дозволяється проводити геофізичні дослідження в свердловинах при:

а) газонафтоводопроявах;

б) поглинанні бурового розчину (зі зниженням рівня понад 15 м на годину);

в) невідповідності бурового розчину вимогам нормативно-технічних документів;

г) виконанні на свердловині робіт, не пов'язаних з геофізичними дослідженнями.

1.5. При організації і проведенні геофізичних робіт необхідно дотримуватись вимог цих Правил, інструкцій з видів досліджень та операцій, Типової інструкції з організації безпечного ведення газонебезпечних робіт, затвердженої Держгіртехнаглядом СРСР від 20.02.85 (далі - НПАОП 0.00-5.11-85), НПАОП 40.1-1.21-98, НПАОП 0.00-1.17-92.

При роботі на свердловинах геофізична техніка повинна встановлюватися з дотриманням забезпечення достатньої видимості і сигналізаційного зв'язку між лабораторією, підйомником та гирлом свердловини. Підйомник каротажної станції повинен бути загальмований і надійно закріплений.

1.6. Аварії та ускладнення, що виникають в процесі проведення геофізичних робіт, ліквідуються відповідно до спільно складеного підприємством-замовником і виконавцем геофізичних робіт плану з використанням технічних засобів обох сторін.

1.7. Будь-які геофізичні роботи в свердловині не дозволяються, якщо відсутній або непрацездатний пристрій для відрубування каротажного кабелю.

1.8. Про всі випадки залишення в свердловині ПВА з вибуховими матеріалами необхідно негайно інформувати територіальний орган Держгірпромнагляду.

1.9. Піднята зі свердловини ПВА, що не підлягає розряджанню внаслідок деформації корпусу, повинна знищуватися на місці виконання ПВР з дотриманням заходів безпеки, передбачених експлуатаційною документацією, згідно з Порядком знищення вибухових матеріалів промислового призначення, затвердженим наказом Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 06.07.2006 № 423, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 14.07.2006 за № 827/12701.

1.10. Перед початком робіт із застосуванням приладів з джерелами іонізуючого випромінювання територія, на якій проводяться ці роботи, повинна бути помічена по контуру знаками радіаційної небезпеки.

1.11. Після закінчення робіт із застосуванням приладів з джерелами іонізуючого випромінювання гирло свердловини, обладнання, інструмент і одяг працівників повинні бути перевірені дозиметром на відсутність радіоактивних забруднень.

1.12. У випадку аварії під час проведення робіт з використанням або перевезенням джерел іонізуючого випромінювання дії персоналу та ліквідація наслідків аварії регламентуються відповідними планами аварійних заходів та дій підприємства.

2.1. Геофізичні роботи в нафтових, газових, газоконденсатних та нагнітальних свердловинах повинні проводитись із застосуванням обладнання, кабелю і апаратури, технічні характеристики яких відповідають геолого-технічним умовам свердловин, що буряться і експлуатуються.

2.2. Каротажні підйомники повинні бути укомплектовані:

а) підвісними і направляючими блоками, упорними башмаками та пристроєм для рубання кабелю;

б) засобами візуального контролю глибини спуску-підйому кабелю, швидкості його просування і натягу;

в) з'єднувальними кабелями з міцним електроізоляційним покриттям;

г) механічним кабелеукладачем.

2.3. Для проведення геофізичних робіт у свердловинах під тиском до комплекту наземного обладнання повинні входити лубрикаторні пристрої.

2.4. До геофізичних робіт допускаються сертифіковані обладнання, кабель та апаратура.

2.5. Дослідні та експериментальні зразки геофізичної техніки допускаються до застосування за наявності угоди між геофізичною організацією (підрядником) та підприємством (замовником), у віданні якого знаходиться свердловина, та після погодження з територіальним органом Держгірпромнагляду.

2.6. Конструкції приладових головок повинні забезпечувати приєднання приладів до уніфікованих кабельних наконечників і складання компоновок комплексної або комбінованої багатопараметрової апаратури. Захисний ковпак кабельної головки повинен мати конструкцію, яка забезпечує його захоплення ловильним інструментом.

Ловильний інструмент під усі типи головок, які використовуються, повинен входити до комплекту геофізичної апаратури.

2.7. Міцність кріплення приладу до кабелю за допомогою кабельних наконечників повинна бути нижчою від розривного зусилля відповідного типу кабелю.

2.8. При геофізичних роботах повинен застосовуватись кабель, який не має порушень броньового покриття. Цілісність броні повинна періодично перевірятись, а після робіт в агресивних середовищах кабель повинен випробуватись на розривне зусилля.

2.9. При проведенні ПВР не дозволяється застосовувати вибухові патрони з незахищеними системами електропідривання або без блокувальних пристроїв.

3.1. При каротажі пробуреного стовбура свердловини підйомник і лабораторія повинні встановлюватись так, щоб забезпечувалися огляд устя свердловини, вільний прохід працівників на містки та сигналізаційний зв'язок між працівниками, які перебувають на підйомнику, біля устя та в лабораторії.

3.2. Підвісний блок повинен бути надійно закріплений на талевій системі бурової установки і піднятий над устям свердловини на висоту, яка забезпечує спуск кабелю з приладами в свердловину по її осі.

3.3. Перед початком геофізичних робіт повинна бути перевірена справність гальмівної системи каротажного підйомника, кабелеукладача, захисних загороджень, цілісність заземлювального проводу і з'єднувальних кабелів.

3.4. Спуск і підйом кабелю повинні проводитись з контролем глибини, натягу та зі швидкостями, які обираються залежно від конструкції свердловини і рекомендовані для відповідних типів апаратури і пристроїв.

3.5. При непроходженні приладу до інтервалу досліджень або до вибою допускається проведення каротажу через буровий інструмент, низ якого обладнаний спеціальною воронкою, а також із застосуванням технології синхронного спуску геофізичного кабелю та бурового інструменту.

3.6. При випробуванні і дослідженні свердловин ВПК, а також при гідродинамічних дослідженнях підготовка до спуску ВПК повинна проводитись на містках бурової на спеціальних підкладках.

Розгерметизація пробовідбірників ВПК на свердловині допускається лише з застосуванням спеціальних пристроїв.

3.7. Проведення робіт із трубними пластовипробувачами допускається в свердловинах при справних буровому інструменті, насосах. Випробування об'єктів залежно від їх завдань може проводитись без та з випуском рідини доливу і пластового флюїду на поверхню.

3.8. При випробуванні свердловини з виведенням пластового флюїду на поверхню необхідно:

а) розрахувати колону бурильних труб на надлишковий внутрішній і зовнішній тиски, які можуть виникнути в процесі випробування, а також на розтяжне зусилля;

б) обладнати бурильну колону кульовим краном і спеціальною устьовою головкою, опресувавши їх на тиск, який на 10 % перевищує очікуваний в процесі операції;

в) провести обв'язку устя з маніфольдом бурових насосів та викидною лінією превенторної установки;

г) забезпечити можливість прямого і зворотного закачування бурового розчину в свердловину;

ґ) погодити схему обв'язки устя з територіальним органом Держгірпромнагляду;

д) обладнати устя свердловини робочою площадкою для екстреного закриття аварійного крана на спеціальній устьовій головці при піднятті бурильної колони з елементами обв'язки над столом ротора;

е) забезпечити на буровій у місцях виходу пластового флюїду активну вентиляцію.

3.9. Не дозволяється вести роботи з трубними пластовипробувачами в свердловинах без обладнання їх превенторною установкою.

3.10. Проведення робіт з трубними пластовипробувачами в умовах поглинання промивної рідини і слабкому прояві свердловини допускається при вжитті додаткових заходів, які забезпечують безаварійність і безпеку робіт.

3.11. Геофізичні дослідження в обсадженому стовбурі свердловини повинні забезпечувати одержання інформації про здатність кріплення заколонного простору, унеможливити перетік між пластами та вихід флюїду на поверхню.

3.12. Станція геолого-технічних досліджень повинна встановлюватися за типовою схемою прив'язки її до бурової установки. З'єднувальні кабелі та газоповітряна лінія повинні бути підвішені на опорах або розміщені в охоронних пристроях.

3.13. Ділянка жолобної системи, де встановлюються дегазатор і датчики контролю параметрів бурового розчину, повинна бути освітлена в темний час доби.

3.14. Перед початком проведення досліджень начальник партії (загону) геолого-технічних досліджень разом з буровим майстром повинні провести цільовий інструктаж працівників бурової бригади і партії геологічних досліджень щодо безпечних методів експлуатації геофізичного обладнання і взаємодії під час виконання технологічних операцій з записом у журналі проведення інструктажів з охорони праці.

3.15. Керівник бурової бригади зобов'язаний інформувати начальника геофізичної партії (загону) про відхилення від проектного технологічного режиму буріння і фізико-хімічного складу промивної рідини.

3.16. Після закінчення буріння перед геофізичними дослідженнями циркуляція повинна бути продовжена до повного вирівнювання параметрів бурового розчину. При знаходженні вибою свердловини перед підняттям бурильного інструменту за 50 м до розкриття продуктивних горизонтів, а також при розкритих продуктивних горизонтах промивання продовжується до повного вирівнювання параметрів бурового розчину, але не менше ніж протягом одного циклу.

3.17. Черговий оператор станції геолого-технічних досліджень (газокаротажної станції) зобов'язаний оперативно інформувати бурильника, а після нього і майстра про всі відхилення показників від нормальних (вмісту газу в розчині, витратах розчину на виході та його механічну швидкість тощо) з наступним записом про це у вахтовому журналі.

4.1. Геофізичні дослідження в процесі експлуатації свердловин проводяться відповідно до вимог проектів розробки та планів дослідно-промислової розробки на підставі поточних планів дослідних робіт.

4.2. Геофізичні дослідження в процесі розробки родовища проводяться у всіх категоріях свердловин за наявності робочих площадок, які забезпечують безпечне проведення робіт з геофізичним гирловим обладнанням.

4.3. При проведенні дослідних робіт у свердловинах через НКТ їх низ повинен бути обладнаний спеціальною воронкою.

4.4. При дослідженнях у нагнітальних свердловинах для спуску-підняття приладів допускається короткочасне стравлювання тиску. Скидна вода, що використовується як робочий агент, повинна відводитись до спеціально підготовленого приймача.

4.5. При дослідженнях у видобувних свердловинах рідина, що просочується через герметизатор кабелю, повинна відводитись у спеціальну ємність, яка доставляється до устя свердловини замовником і встановлюється біля устя свердловини.

4.6. Свердловини з високим тиском на усті повинні досліджуватись з застосуванням пересувного лубрикаторного обладнання.

4.7. У всіх випадках дослідження свердловини через НКТ і за міжтрубним простором швидкість підняття кабелю повинна знижуватись при підході до башмака НКТ, глибинного насоса і устя свердловини.

4.8. Працівникам геофізичної партії (загону) дозволяється керування центральною засувкою фонтанної (запірної) арматури в процесі проведення робіт на свердловині. Відкривати і закривати засувки необхідно повільно, не допускаючи гідроударів при зміні тиску.

4.9. Роботи із застосуванням геофізичних методів впливу на привибійну зону як у робочому режимі свердловини, так і при перебуванні її у капітальному ремонті повинні здійснюватись за індивідуальною програмою.

5.1. Прострілочно-вибухові роботи у свердловинах проводяться відповідно до вимог НПАОП 0.00-1.17-92.

5.2. Заходи безпеки, що випливають з прийнятої технології ПВР, повинні бути зазначені в технічному проекті на виконання ПВР по кожній конкретній свердловині. Розроблений геофізичною організацією (підрядником) технічний проект на виконання ПВР повинен бути погоджений з підприємством (замовником).

5.3. Керівник підрозділу з виконання ПВР (начальник партії, загону) повинен мати право відповідального керівництва підривними роботами. Керівник підривних робіт, які виконуються із застосуванням електропідривання, повинен пройти навчання з електробезпеки з присвоєнням кваліфікаційної групи не нижче III.

5.4. Безпосередню роботу з ВМ можуть виконувати лише підривники (каротажники), що мають Єдину книжку підривника, форма якої наведена в НПАОП 0.00-1.17-92.

Окремі операції щодо роботи з ПВА, які не пов'язані з поводженням із засобами ініціювання, монтажем і перевіркою електропідривної мережі, поводженням з ПВА, що відмовила, можуть виконувати проінструктовані в установленому порядку працівники геофізичних партій (загонів) під безпосереднім керівництвом підривника або керівника підривних робіт.

5.5. Обслуговувальний негеофізичне обладнання персонал, що залучається для виконання спуско-підйомних операцій і обслуговування пристроїв, які спускаються на насосно-компресорних або бурильних трубах, повинен бути проінструктований керівником підривних робіт у частині заходів безпеки і працювати під керівництвом його та бурового майстра.

5.6. Геофізичні організації повинні мати експлуатаційну документацію на всі типи ПВА, які застосовуються ними, вироби з вибухових речовин, прилади вибухової справи і керуватися цією документацією на всіх стадіях поводження з ними.

5.7. Умови застосування ПВА в свердловинах (максимальні температура і гідростатичний тиск, мінімальний прохідний діаметр та ін.) повинні відповідати умовам, що допускаються експлуатаційною документацією на конкретну ПВА. У свердловинах з температурою і тиском в інтервалі перфорації (інтенсифікації) на рівні граничнодопустимих (± 10 %) для апаратури, яка використовується, обов'язкове проведення вимірів цих параметрів перед спуском ПВА.

5.8. Приступати до виконання ПВР на свердловині дозволяється лише після закінчення робіт з підготовки її території, стовбура і обладнання до ПВР.

5.9. При виконанні ПВР устя свердловини повинне обладнуватись запірною арматурою, що забезпечує герметизацію при спуску, спрацьовуванні та піднятті ПВА.

5.10. Контрольне шаблонування стовбура свердловини необхідно виконувати спуском на кабелі шаблона, діаметр, маса і довжина якого повинні відповідати габаритно-масовим технічним характеристикам застосовуваної ПВА. При використанні ПВА нежорсткої конструкції (безкорпусних перфораторів, порохових генераторів тиску, шнурових торпед та ін.) обмеження по довжині шаблона, виготовленого з крихкого, що легко розбурюється, металу, не встановлюються.

5.11. Незалежно від наявності електроустановок усі металоконструкції свердловини повинні мати надійний металевий зв'язок між собою і заземлюватись на єдиний заземлювальний пристрій (контур заземлення свердловини).

5.12. На свердловині повинні бути підготовлені площадки для робіт зі спорядження і заряджання ПВА. Ці площадки повинні бути віддалені від житлових і побутових приміщень, які розміщені в межах виробничої зони, та від устя свердловини не менше ніж на 50 м.

При неможливості забезпечення зазначених відстаней розташовувати площадку необхідно з урахуванням мінімального ризику за погодженням з територіальним органом Держгірпромнагляду і зазначенням у проекті на виконання ПВР.

5.13. Навколо місць роботи з ВМ і ПВА повинні бути виставлені знаки позначення меж небезпечних зон підривних робіт:

а) місць спорядження ПВА - радіусом не менше ніж 20 м;

б) устя свердловини - радіусом не менше ніж 50 м.

5.14. Для приєднання окремих заземлювальних провідників геофізичного обладнання на металоконструкції свердловини в легкодоступному, добре видимому місці знаком "Земля" повинна бути позначена точка підключення.

5.15. При виконанні ПВР у темний час доби на свердловині повинне бути освітлення, виконане з урахуванням вимог НПАОП 0.00-1.17-92.

5.16. При використанні електричного методу підривання повинні вживатись заходи щодо захисту від блукаючих струмів. При неможливості їх виконання роботи із ЗІ та з монтажу ЕПМ необхідно проводити з дотриманням спеціальних заходів, які розробляються геофізичними організаціями і зазначених в технічному проекті на виконання ПВР. Дозволяється використання технічних засобів захисту від блукаючих струмів, допущених Держгірпромнаглядом до постійного застосування.

5.17. Перевірка справності цілком змонтованої ЕПМ повинна виконуватись замірюванням опору електричного кола допущеним для цієї мети Держгірпромнаглядом приладом після спуску апарата на глибину не менше 50 м. Після цього радіус небезпечної зони навколо устя свердловини може бути зменшений керівником підривних робіт.

5.18. При піднятті задіяної ПВА у разі відсутності апаратурного контролю за фактом і повнотою підривання, аж до огляду ПВА підривником, режим небезпечної зони навколо устя свердловини повинен зберігатися.

5.19. Прострілочно-вибухові роботи у свердловині повинні виконуватись безперервно. При тривалих роботах повинні бути, як мінімум, дві зміни їх виконавців.

5.20. Через 48 годин після першого прострілу перфорація повинна бути припинена для проведення шаблонування та промивки свердловин з метою дегазації бурового розчину та приведення його параметрів у відповідність до плану робіт.

5.21. При виникненні переливу бурового розчину та зростанням його інтенсивності необхідно терміново відрубати каротажний кабель за допомогою спеціального пристрою та загерметизувати устя.

1.1. Додаткові вимоги з урахуванням вимог інших глав цих Правил поширюються на об'єкти нафтових і газових родовищ, у продукції яких міститься сірководень у кількостях, достатніх (з урахуванням інтенсивності викиду) для утворення на території об'єктів і за їх межами загазованих зон з концентрацією сірководню, що перевищує граничнодопустимі санітарні норми.

Виконання вимог повинно гарантувати безпеку персоналу і населення, запобігти виникненню аварійних ситуацій.

1.2. Виробничі об'єкти розвідування та облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, що містять сірководень та інші шкідливі речовини, повинні бути ідентифіковані за класами небезпеки можливих викидів і витоків пари та газів в атмосферу відповідно до вимог НПАОП 0.00-6.21-02 та стандарту "ССБТ. Вредные вещества, классификация и общие требования безопасности" (ГОСТ 12.1.007-76).

Вимоги цього розділу Правил поширюються на виробничі об'єкти, що містять джерела можливих викидів та витоків в атмосферу шкідливих речовин і сумішей, що належать до третього і більш високих класів небезпеки. Для таких об'єктів повинна бути встановлена буферна (захисна) зона.

1.3. Роботи з розкриття продуктивного пласта, перфорації, викликання припливу, гідродинамічні дослідження та інші небезпечні операції необхідно проводити за планом під керівництвом відповідальної особи, що призначається наказом по підприємству.

1.4. На кожному технологічному об'єкті повинен бути ПЛАС, у якому передбачається розділ про роботу в сірководневому середовищі.

1.5. У ПЛАС, пов'язаних з можливою появою в повітрі робочої зони токсичних речовин, концентрацією вище ГДК, повинні бути визначені схеми розміщення та шляхи евакуації людей, під'їзні дороги, порядок контролю робочої зони, місцезнаходження засобів захисту працівників і аварійних засобів, заходи безпеки і обов'язки працівників при виникненні аварійних ситуацій.

З ПЛАС і сигналами тривоги повинен бути ознайомлений під підпис весь виробничий персонал.

1.6. Нафтогазодобувне підприємство повинно розробляти план заходів щодо захисту населення і довкілля у межах санітарно-захисної зони, а також у межах контуру родовища.

1.7. Ліквідація відкритих нафтових і газових фонтанів та аварій, пов'язаних з можливим викидом в атмосферу газу, що містить сірководень, повинна здійснюватись спеціалізованою аварійно-рятувальною службою, на яку також покладено проведення профілактичної роботи щодо запобігання виникненню відкритих фонтанів.

2.1. До робіт на об'єктах родовищ з умістом сірководню допускаються особи не молодше 18 років, які мають медичний висновок про придатність до роботи в дихальних апаратах ізолюючого типу і пройшли необхідне навчання з охорони праці та пожежної безпеки під час робіт на цих об'єктах.

2.2. Не дозволяється перебування на технологічних об'єктах облаштування газових та нафтових родовищ, що містять сірководень, без засобів індивідуального захисту.

2.3. Не рідше одного разу на місяць на об'єктах повинні проводитись навчально-тренувальні заняття з обслуговувальним персоналом з ліквідації аварійних ситуацій згідно з ПЛАС.

2.4. Персонал сторонніх організацій, який залучається до робіт на газонебезпечних об'єктах, повинен пройти інструктаж з питань безпеки в обсязі, затвердженому технічним керівником нафтогазодобувного (бурового) підприємства, та мати засоби індивідуального захисту.

2.5. Працівники, які безпосередньо виконують роботи в умовах можливого виділення токсичних речовин, повинні знати їх властивості, дію на організм людини, симптоми отруєння та прийоми надання долікарняної допомоги потерпілим.

2.6. При прийнятті на роботу всі без винятку працівники повинні проходити додаткове навчання і перевірку знань вимог безпеки з урахуванням специфіки виробництва за програмою, погодженою з територіальним органом Держгірпромнагляду.

2.7. Перед початком роботи керівник зобов'язаний ознайомити працівників з погодними умовами і умовами виходу з небезпечної зони в аварійній ситуації.

2.8. Працівники, що виконують роботи, пов'язані з можливим виділенням сірководню, повинні бути забезпечені газоаналізуючими приладами для здійснення експрес-аналізу на наявність сірководню в повітрі робочої зони. Члени бригади повинні бути забезпечені засобами індивідуального захисту, знати їх будову і вміти користуватись ними.

2.9. Аналіз газоповітряного середовища на вміст сірководню повинен здійснюватись працівниками, які пройшли навчання та атестовані в установленому порядку (не менше двох осіб).

3.1. Не дозволяється споруджувати на території гірничих відводів нафтових, газових та газоконденсатних родовищ з умістом сірководню будівлі та споруди, не пов'язані з видобуванням нафти і газу.

3.2. Приміщення для приготування і приймання їжі, відпочинку вахти, вузол зв'язку тощо розміщуються на відстані не менше 200 м від устя свердловини.

3.3. На території бурових і промплощадок повинні бути встановлені пристрої (конус, флюгер та ін.) для визначення напрямку вітру і покажчики сторін світу. У темний час доби пристрої необхідно освітлювати.

3.4. В операторній та інших приміщеннях, де перебуває експлуатаційний персонал, повинні бути вивішені:

а) технологічна схема розташування обладнання і трубопроводів із зазначенням на них КВПіА, запобіжних, запірних, регулювальних пристроїв, а також схеми встановлення датчиків сірководню і розташування точок контролю повітряного середовища;

б) схема об'єкта із зазначенням розташування аварійних складів, пунктів збору, острівців газової безпеки, основних і запасних маршрутів руху людей і транспорту, переважних напрямків поширення і місць можливого скупчення сірководню в аварійній ситуації, засобів зв'язку і оповіщення;

в) схема оповіщення із зазначенням номерів телефонів газорятувальної та інших аварійних служб, державної пожежної безпеки, медсанчастини;

г) оперативна частина ПЛАС.

3.5. Відкриті ділянки циркуляційної системи повинні розташовуватись поза межами приміщення насосної.

3.6. Приміщення виробничих об'єктів повинні бути обладнані постійно діючою припливно-витяжною вентиляцією з механічним спонуканням.

У приміщеннях з періодичним перебуванням обслуговувального персоналу повинні бути встановлені газосигналізатори і вентиляційні установки з ручним вмиканням із зовнішнього боку приміщення.

3.7. Виробничий персонал повинен бути забезпечений телефонним або радіозв'язком з диспетчером підприємства, а працівники безпосередньо на газонебезпечному об'єкті - додатковим телефонним зв'язком.

3.8. Газонебезпечні місця, а також траси діючих трубопроводів позначаються знаками безпеки.

3.9. Не дозволяється наявність підвалів, заглиблень, не засипаних порожнин тощо на промплощадках та у виробничих приміщеннях.

3.10. Не дозволяється розміщення будівель та споруд замкнутим чи напівзамкнутим контуром. Виходи з будівель не повинні направлятись у бік обладнання і установок, де можливе виділення токсичних речовин.

3.11. На території промплощадок не дозволяється підземне прокладання трубопроводів, які транспортують токсичні речовини. Не дозволяється розміщення з'єднань надземних трубопроводів, у тому числі і зварних, у недоступних для огляду місцях.

3.12. Виробничі об'єкти, під'їзні дороги до них повинні бути позначені знаками безпеки.

3.13. Не дозволяється злив токсичних речовин у систему каналізації без нейтралізації.

4.1. Технологічне обладнання, що експлуатується в сірководневому середовищі, повинне вибиратися з урахуванням параметрів технологічних процесів і корозійно-агресивного середовища. Використання обладнання в стандартному і корозійностійкому виконанні регламентується таблицями 3, 4.

У паспортах на корозійностійке обладнання повинні бути гарантії підприємства-виробника щодо можливості його застосування в агресивному середовищі. Крім того, повинен бути забезпечений його інгібіторний захист.

4.2. Ємнісне обладнання з рідинами, що містять сірководень, повинне бути оснащене сигналізатором верхнього граничного рівня, пристроєм для дистанційного заміру рівня рідини та нижнім пробовідбірником. Ємності циркуляційної системи бурової установки повинні бути обладнані відповідно до вимог підпункту "е" пункту 2.1 глави 2 розділу V цих Правил.

4.3. Для захисту від корозії технологічного обладнання і трубопроводів систем видобування, збору, підготовки і транспорту нафти, газу і конденсату, експлуатаційної і ліфтової колон, внутрішньосвердловинного та іншого обладнання, яке експлуатується в умовах впливу сірководню, повинні застосовуватись інгібітори корозії, спеціальні покриття і технологічні методи зменшення корозійної активності продукції.

4.4. Маніфольд противикидного обладнання, бурильні труби, ліфтові труби, трубопроводи, що перебували в контакті із сірководнем, після їх демонтажу перед повторним використанням повинні бути піддані дефектоскопії, опресовані і перевірені на герметичність.

4.5. Відповідність якості труб обсадних і ліфтових колон технічним умовам та їх стійкість до СКР під напругою повинна підтверджуватись сертифікатом.

4.6. Використовуване на об'єктах обладнання і апаратура, які безпосередньо контактують із сірководневим середовищем, повинні бути в антикорозійному виконанні.

4.7. Герметичність фланцевих з'єднань, арматури, люків, апаратів, рознімних частин обладнання тощо необхідно перевіряти індикаторним папером.

4.8. Газ, що містить сірководень, не дозволяється стравлювати в атмосферу без спалення або нейтралізації.

4.9. Внутрішня поверхня експлуатаційної колони та внутрішня і зовнішня поверхня ліфтової колони вище пакера, а також свердловинне обладнання, технологічні апарати, трубопроводи та інше обладнання, яке експлуатується в умовах корозійно-активного середовища, повинні оброблятися інгібітором корозії та інгібітором гідратоутворення.

4.10. Контроль корозійного стану обладнання здійснюється:

а) установленням контрольних зразків (свідки корозії);

б) за показниками швидкості корозії;

в) із застосуванням ультразвукової і магнітної товщинометрії.

Методи, періодичність і місця контролю корозійного стану кожного виду обладнання встановлюються технічним керівником нафтогазодобувного підприємства.

4.11. При експлуатації засобів КВПіА і телемеханіки необхідно контролювати корозійний стан лічильників нафти, газу, конденсату, регулювальних та запірних клапанів, пристроїв для відбору проб.

5.1. Проект на будівництво та облаштування родовища розробляється з урахуванням вимог "Инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород", затвердженої Держгіртехнаглядом СРСР 05.12.77. Проект облаштування родовища повинен мати розділ "Охорона праці, забезпечення газової і пожежної безпеки під час будівництва і експлуатації виробничих об'єктів", що містить основні організаційні, технічні рішення щодо забезпечення газо- і пожежобезпеки виробничого персоналу та населення, яке проживає в зоні можливої загазованості.

5.2. У проекті облаштування родовища повинні бути передбачені місця розташування острівців газової безпеки, засобів колективного захисту працівників і населення, станцій контролю загазованості навколишнього середовища, постів газової безпеки, вітрових конусів, контрольно-пропускних пунктів.

5.3. Проектні рішення повинні передбачати раціональне використання природних ресурсів, виключення можливості незворотних техногенних змін природного середовища, у тому числі і при можливих аварійних викидах шкідливих речовин, обґрунтування оцінки надійності і безаварійності виробничих процесів і обладнання, оцінку ризику виникнення і можливих наслідків прогнозованих аварійних ситуацій, пов'язаних з викидом шкідливих речовин, а також рішення, спрямовані на запобігання, локалізацію, ліквідацію аварій і захист працівників та населення від небезпечних виробничих факторів.

5.4. У проектній документації повинні бути в повному обсязі представлені розрахунки і обґрунтування розмірів буферної зони газонебезпечних об'єктів, що виключають можливість перевищення на її межах встановлених Міністерством охорони здоров'я України значень токсичних доз шкідливих речовин у приземному шарі атмосферного повітря при різних метеорологічних умовах.

Розрахунки і обґрунтування буферної зони повинні бути виконані спеціалізованою організацією з урахуванням максимальних (за обсягом і тривалістю) прогнозованих аварійних викидів шкідливих речовин. На території буферної зони не дозволяється проживання населення. При вахтовому методі працівникам на родовищі дозволяється розміщатись у вахтових селищах, розташованих у буферній зоні, за умови виконання всіх проектних рішень щодо облаштування родовища.

5.5. За кожним з основних організаційно-технічних рішень, спрямованих на забезпечення газової безпеки персоналу і населення на період можливих аварійних викидів, у проектній документації повинні бути обґрунтовані та визначені конкретні типи і кількість необхідних приладів, матеріалів і обладнання, а також місця (споруди) для їх зберігання і підготовки до роботи.

5.6. При виявленні в пластовому флюїді першої розвідувальної свердловини сірководню, що не передбачалося проектом, подальше будівництво свердловини повинно проводитись з дотриманням вимог цього розділу Правил.

5.7. У технічному завданні на проектування облаштування родовищ повинні обумовлюватися наявність та кількість токсичних речовин у пластових флюїдах.

Проект розробки родовища повинен додатково включати:

а) вимоги до інгібіторного захисту обладнання і труб;

б) основні рішення щодо охорони надр;

в) компонентний склад пластового флюїду та наявність в ньому токсичних та корозійно-активних компонентів;

г) вимоги до використання супутніх продуктів (сірководень, конденсат, гелій та ін.).

5.8. У проектах на будівництво свердловин додатково повинні бути надані:

а) умови розрахунку обсадних і насосно-компресорних (ліфтових) колон, виходячи з граничної напруги сталей труб, що прийнята не вище 0,75 від межі текучості;

б) конструкції свердловин з врахуванням наявності токсичних речовин в пластових флюїдах;

в) методи та періодичність перевірки зношення і контролю корозійного стану бурильних, ведучих, НКТ і елементів трубних колон;

г) типи нейтралізаторів, методи і технологія нейтралізації сірководню в буровому розчині, а також витрата реагентів з цією метою на весь процес буріння свердловини;

ґ) методи контролю вмісту сірководню і реагенту-нейтралізатора в буровому розчині;

д) методи і засоби провітрювання робочої зони площадки бурової установки, підвишкового простору та приміщень, включаючи приміщення насосного блока і очищення бурового розчину;

е) заходи щодо захисту людей в процесі буріння, випробування і освоєння свердловини;

є) методи і засоби контролю вмісту сірководню в повітрі робочої зони;

ж) місця встановлення стаціонарних газоаналізаторів для виявлення токсичних компонентів в повітрі робочої зони;

з) технологія дегазації бурового розчину з наступним відведенням газу на спалювання;

и) типи інгібіторів, їх необхідний обсяг при роботах з освоєння і випробування свердловин;

і) заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам та їх раннього виявлення;

ї) порядок збору і зберігання рідких продуктів у закритих ємностях до нейтралізації і подальшої утилізації;

й) методи контролю заповнення свердловини при підйомі інструмента;

к) методи контролю та регулювання параметрів бурового розчину і регулювання гідродинамічного тиску при здійсненні спуско-підйомних операцій і циркуляції;

л) методи контролю витиснутого зі свердловини розчину при спуску інструмента;

м) об'єм запасу бурового розчину при розкритті та випробуванні пластів, що містять токсичні речовини;

н) періодичність та засоби контролю і підтримки параметрів запасного бурового розчину;

о) тампонажні суміші, стійкі до дії сірководню, для цементування обсадних колон;

п) таблиці з результатами досліджень щодо наявності в газі, нафті, газоконденсаті і пластовій воді токсичних речовин (по раніше пробурених свердловинах);

р) середньовизначена за об'ємом покладів (родовищ) наявність токсичних речовин і небезпеки ускладнень, які можуть виникнути при їх розробці;

с) заходи з охорони надр і навколишнього середовища;

т) пластові тиски та температури пластів, що містять токсичні речовини;

у) технологія встановлення аварійного цементного мосту в процесі буріння та випробування.

6.1. Перед розкриттям продуктивних горизонтів, флюїди яких містять сірководень, необхідно:

а) установити станцію геолого-технічного контролю;

б) установити попереджувальні знаки навколо території бурової;

в) перевірити наявність та справність приладів контролю за вмістом сірководню в повітрі робочої зони, наявність і готовність ЗІЗ;

г) обробити буровий розчин нейтралізатором;

ґ) провести перевірку стану противикидного обладнання;

д) мати на буровій запас матеріалів і хімічних реагентів, у тому числі нейтралізуючих сірководень, достатній для обробки бурового розчину в кількості не менше одного об'єму свердловини;

е) забезпечити цілодобове чергування автотранспорту;

є) визначити маршрути для виходу працівників з небезпечної зони при аварійних ситуаціях;

ж) провести позачерговий інструктаж працівників щодо їх дій згідно з ПЛАС.

6.2. Розкриття сірководневміщувальних горизонтів дозволяється після перевірки готовності бурової установки і персоналу спеціальною комісією, призначеною наказом по буровому підприємству, за участю представників спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, служби охорони праці підприємства, державного пожежного нагляду та Держгірпромнагляду (за погодженням). Результати перевірки оформлюються актом.

Роботи щодо розкриття продуктивного горизонту та освоєння свердловини виконуються під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника та бурового майстра в присутності представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.

6.3. При бурінні пластів, що містять сірководень, необхідно контролювати наявність сірководню і сульфідів у буровому розчині. У разі їх виявлення додатково обробляють буровий розчин нейтралізатором.

6.4. Буріння продуктивних горизонтів на об'єктах родовищ, що відповідають пункту 1.1 глави 1 розділу VIII цих Правил, необхідно вести з установленням над і під ведучою трубою кульових кранів у корозійностійкому виконанні.

На містках бурової необхідно мати опресовану спеціальну трубу, яка за діаметром та міцнісними характеристиками відповідає верхній секції бурильної колони. Труба повинна бути пофарбована в жовтий колір і оснащена кульовим краном, що перебуває у відкритому положенні. До маніфольдної лінії противикидного обладнання підключається трапно-факельна установка.

6.5. Бурова вишка повинна монтуватися на підвишковому блоці, який забезпечує вільне розміщення противикидного обладнання, доступ до нього персоналу з двох напрямків, природну вентиляцію підвишкового простору та відведення технологічних рідин до шламового амбара.

6.6. Відстань від устя свердловини до блоку бурових насосів повинна бути не менше ніж 30 м. Приміщення насосної повинно бути відділене від відкритих ділянок циркуляційної системи суцільною перегородкою.

6.7. Газокаротажна станція та виробничі приміщення бурової установки повинні розташовуватися не ближче ніж за 60 м від устя свердловини. Вертикальна факельна установка повинна розміщуватися не ближче ніж за 75 м від устя свердловини. На період розкриття продуктивних горизонтів, що містять токсичні речовини, необхідно передбачити встановлення на відстані не ближче ніж на 70 м від устя свердловини з врахуванням рози вітрів пересувного вагон-модуля із запасом ЗІЗ та медикаментів на випадок виникнення аварійної ситуації.

6.8. Дільниця циркуляційної системи від устя до вібросит повинна бути закритою. Дегазація бурового розчину при наявності в газі токсичних компонентів необхідно здійснювати через вакуумний дегазатор з наступними нейтралізацією газу та відведенням його на факельну установку.

6.9. Перед виконанням робіт з установлення цементних мостів, спуску колон при розкритих пластах буровий розчин повинен бути оброблений нейтралізатором.

6.10. Буровий розчин та пластові води перед зливом їх в амбар повинні бути нейтралізовані. Шлам, що утворюється в процесі буріння, повинен відводитися в шламовий амбар, заповнений нейтралізуючим розчином. Захоронення шламу, що містить токсичні компоненти, здійснюється за погодженням з установами санітарно-епідеміологічної служби відповідної адміністративної території.

6.11. Контроль за рівнем бурового розчину в приймальній та доливній ємностях повинен здійснюватися за допомогою приладів.

6.12. На робочому місці верхового працівника повинен постійно розміщуватись ізолювальний дихальний апарат.

7.1. Промислово-геофізичні роботи у свердловинах, де розкриті пласти, що містять сірководень, повинні проводитись за планом, затвердженим технічними керівниками геофізичного підприємства і підприємства-замовника та погодженим зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Планом робіт додатково передбачається:

а) періодичність промивок та максимальна тривалість циклу промислово-геофізичних робіт між промивками;

б) графік контролю токсичних речовин в повітрі робочої зони та в буровому розчині;

в) інформація про застосовувані нейтралізатори бурового розчину та інгібітори корозії;

г) схема розміщення на буровій геофізичного обладнання та шляхи евакуації персоналу.

7.2. Промислово-геофізичні роботи дозволяється проводити після перевірки стану свердловини, обладнання, засобів зв'язку та оформлення відповідного акта.

Перед проведенням ПВР під час шаблонування свердловини необхідно визначити гідростатичний тиск в інтервалі прострілу. Проведення ПВР дозволяється лише у випадку, якщо заміряний гідростатичний тиск перевищує пластовий на величину, визначену в підпункті 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил.

7.3. Роботи з випробування пластів, що містять сірководень, трубними випробувачами в процесі буріння свердловин повинні проводитись за планами, погодженими з територіальним органом Держгірпромнагляду і спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

7.4. Стан вікон салонів геофізичних лабораторій та підйомника повинен забезпечувати можливість огляду робочої площадки і швидкого провітрювання салону.

7.5. При роботі в умовах, які утруднюють подачу сигналів про наявність сірководню (вітер, сніг, туман тощо), керівником ПГР повинен бути виділений працівник для нагляду за цими пристроями, який повинен бути проінструктований і забезпечений необхідними ЗІЗ та засобом зв'язку.