Про затвердження Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості

4.1. Геофізичні дослідження в процесі експлуатації свердловин проводяться відповідно до вимог проєктів 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 устьовим обладнанням.

4.3. Під час проведення дослідних робіт у свердловинах через колону НКТ їх низ повинен бути обладнаний спеціальною воронкою.

4.4. Під час досліджень у нагнітальних свердловинах для спуску-підняття приладів допускається короткочасне стравлювання тиску. Скидна вода, що використовується як робочий агент, повинна відводитися до спеціально підготовленого приймача.

4.5. Під час досліджень 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 із застосуванням пересувного лубрикаторного обладнання.

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

4.8. Працівникам геофізичного 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 здійснюватися за індивідуальною програмою.

4.10. Під час проведення геофізичних досліджень та ППР необхідно забезпечити горизонтальну площадку з твердим покриттям для встановлення ПЛУ або підіймального крану.

5.1. Піднята зі свердловини ПВА, що не підлягає розряджанню внаслідок деформації корпусу, повинна знищуватися на місці виконання ППР з дотриманням заходів безпеки, передбачених експлуатаційною документацією, згідно з наказом № 423.

5.2. ППР у свердловинах проводяться відповідно до вимог Технічних правил ведення вибухових робіт на денній поверхні, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 18 липня 2013 року № 469, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 05 серпня 2013 року за № 1320/23852 (далі - наказ № 469), та наказу № 355.

5.3. Заходи безпеки, що випливають з прийнятої технології ППР, повинні бути зазначені в робочому проєкті на виконання ППР по кожній конкретній свердловині. Розроблений геофізичною організацією (підрядником) робочий проєкт на виконання ППР повинен бути погоджений з підприємством (замовником).

5.4. Керівник підрозділу з виконання ППР (начальник геофізичного загону) повинен мати право відповідального керівництва підривними роботами. Керівник підривних робіт, які виконуються із застосуванням електричного підривання, повинен пройти навчання з електробезпеки з присвоєнням кваліфікаційної групи не нижче III.

5.5. Безпосередню роботу з ВМ можуть виконувати лише підривники (каротажники), що мають єдину книжку підривника, форма якої наведена в наказі № 355.

Окремі операції щодо роботи з ППА, які не пов'язані з поводженням із ЗІ, монтажем і перевіркою ЕПМ, поводженням з ППА, що відмовила, можуть виконувати проінструктовані в установленому порядку працівники геофізичних загонів під безпосереднім керівництвом підривника або керівника підривних робіт.

5.6. Обслуговуючий негеофізичне обладнання персонал, що залучається для виконання СПО та 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.

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

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

5.9. Приступати до виконання ППР на свердловині дозволяється лише після закінчення робіт з підготовки її території, стовбура та обладнання до ППР.

5.10. Під час виконання ППР устя свердловини повинно обладнуватися запірною арматурою, що забезпечує герметизацію при спуску, спрацьовуванні та піднятті ППА.

5.11. Контрольне шаблонування стовбура свердловини необхідно виконувати спуском на кабелі шаблона, діаметр, маса і довжина якого повинні відповідати габаритно-масовим технічним характеристикам ППА, яка застосовується. Під час використання ППА нежорсткої конструкції (безкорпусних перфораторів, порохових генераторів тиску, шнурових торпед та інше) обмеження щодо довжини шаблона, виготовленого з крихкого, що легко розбурюється, металу, не встановлюються.

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

5.13. На свердловині повинні бути підготовлені площадки для робіт зі спорядження і заряджання ППА. 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.

За неможливості забезпечення зазначених відстаней розташовувати площадку необхідно з урахуванням мінімального ризику за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, і зазначенням у проєкті на виконання ППР.

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

місць спорядження ППА - радіусом не менше ніж 20 м;

устя свердловини - радіусом не менше ніж 50 м.

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

5.16. Під час виконання ППР у темний час доби на свердловині повинно бути освітлення відповідно до вимог наказу № 355.

5.17. Перевірка справності цілком змонтованої ЕПМ повинна проводитися замірюванням опору електричного кола приладом, який призначений для цієї мети та допущений (дозволений) до використання Держпраці, після спуску апарата на глибину не менше ніж 50 м. Після цього радіус небезпечної зони навколо устя свердловини може бути зменшений керівником підривних робіт.

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

5.19. ППР у свердловині повинні виконуватися безперервно. У разі тривалих робіт (понад 12 годин) ППР виконуються безперервно тільки за наявності не менше ніж двох змін 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 із планом робіт.

5.21. У разі виникнення переливу бурового розчину та зростання його інтенсивності необхідно терміново відрубати каротажний кабель за допомогою спеціального пристрою та загерметизувати устя.

5.22. Під час виконання ППР у темний час доби на усті свердловини повинно бути встановлене освітлення відповідно до норми штучного освітлення виробничих об'єктів, зазначених у додатку 17 до цих Правил.

5.23. Суб'єкти господарювання, що проводять підривні роботи та використовують у своїй діяльності ВМ промислового призначення, зобов'язані мати належне технічне та організаційне забезпечення, зокрема дозвільну нормативну і проєктно-технічну документацію, місця зберігання ВМ, спеціальне устатковання відповідно до вимог наказу № 355, підготовлений персонал, Положення про керівництво підривними роботами.

5.24. Дозволяється розпочинати ведення підривних робіт на об'єкті за умови реєстрації письмового повідомлення про намір розпочати виконання підривних робіт за формою, наведеною в додатку 4 до наказу № 355, у відповідному територіальному органі Держпраці не пізніше ніж за десять робочих днів.

5.25. Підривні роботи здійснюються суб'єктами господарювання відповідно до вимог проєктно-технічної документації, що затверджена згідно з Порядком затвердження проектно-технічної документації на ведення підривних робіт, затвердженим наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 12 червня 2014 року № 425, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 05 серпня 2014 року за № 914/25691, на підставі дозволу, отриманого відповідно до вимог Порядку видачі дозволів на виконання робіт підвищеної небезпеки та на експлуатацію (застосування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 жовтня 2011 року № 1107.

5.26. Ліквідацію аварій та ускладнень дозволяється проводити із застосуванням ППА - торпед і перфораторів - для ліквідації різних аварій, зумовлених присипанням труб під дією перепаду тисків, заклинюванням у жолобах і місцях звуження перерізу свердловин, утворенням сальника на бурильній колоні, втратою циркуляції промивальної рідини, сторонніми предметами, залишеними на вибої та іншими причинами відповідно до вимог наказів № 355 та № 469.

5.27. Під час проведення ППР з використанням електродетонаторів і капсулів-детонаторів у металевих гільзах підприємствами (організаціями) забезпечити маркування електродетонаторів і капсулів-детонаторів у металевих гільзах відповідно до вимог наказу Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 03 жовтня 2007 року № 238 "Про затвердження індексів для маркування електродетонаторів і капсулів-детонаторів у металевих гільзах", зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 18 жовтня 2007 року за № 1193/14460.

5.28. Геофізичне обладнання та апаратуру на об'єкті робіт необхідно розміщувати згідно з проєктами, схемами (планами), на яких необхідно вказувати:

взаємне розташування одиниць обладнання і шляхи їх переміщення;

розташування комунікацій та ліній зв'язку між одиницями обладнання;

розташування таким чином, щоб виключити скупчення відпрацьованих газів під час роботи ДВЗ підіймача та бензоелектричних агрегатів;

розташування небезпечних зон, зон обслуговування і шляхів переходу персоналу.

5.29. Роботи з обслуговування геофізичної апаратури та обладнання на відкритому повітрі слід перервати під час грози, сильного дощу, снігопаду тощо.

5.30. Якщо апаратуру та обладнання (установки, станції тощо) обслуговують декілька працівників, між ними необхідно налагодити зв'язок (сигналізацію), тому що внаслідок виконання будь-якої операції однією особою може бути створена виробнича небезпека для інших осіб (вмикання струму, обертових і рухомих механізмів, проведення вибухових робіт).

5.31. Під час виконання робіт з геофізичною апаратурою та обладнанням необхідно передбачати автоматичний захист від ураження електричним струмом.

5.32. Під час виконання геофізичних робіт (крім ГТД у процесі буріння) проводити інші роботи буровій бригаді дозволяється лише за погодженням з керівником геофізичних робіт на об'єкті. Керівник геофізичних робіт повинен провести інструктаж робітників бурової бригади про розмір небезпечних зон (вибухових, радіаційно-небезпечних робіт, поблизу кабелю, який рухається, струмонесучих комунікацій тощо), знаходитись у межах яких не допускається.

Відповідальність за допуск людей у небезпечну зону несе керівник геофізичних робіт.

5.33. Прихоплений у свердловині заряджений апарат можна ліквідувати шляхом підриву іншим апаратом лише за погодженням із замовником, виконавцем робіт відповідно до ПЛЛА або проєктних рішень.

1.1. 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 підприємства.

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

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

1.4. До робіт на об'єктах газових та нафтових родовищ з вмістом 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 питань охорони праці та пожежної безпеки.

1.5. Забороняється перебування на технологічних об'єктах облаштування газових та нафтових родовищ, що містять сірководень, без ЗІЗ.

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

1.7. Перед початком роботи керівник зобов'язаний ознайомити працівників з погодними умовами та порядком виходу з небезпечної зони в разі аварійної ситуації.

1.8. 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 ЗІЗ, знати їх будову і вміти користуватися ними.

1.9. Аналіз газоповітряного середовища на вміст сірководню повинен здійснюватися працівниками, які пройшли навчання та перевірку знань у встановленому порядку (не менше ніж дві особи).

1.10. Забороняється в межах буферних зон на території нафтових, газових та газоконденсатних родовищ з умістом сірководню споруджувати будівлі та споруди, не пов'язані з видобуванням нафти і газу.

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

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

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

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;

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 та оповіщення;

схема оповіщення із зазначенням номерів телефонів спеціалізованої аварійно-рятувальної служби та інших спеціальних служб, медсанчастини;

оперативна частина ПЛЛА.

1.14. Відкриті ділянки ЦС повинні розташовуватися поза межами приміщення насосної.

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

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

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

1.17. Газонебезпечні місця, а також траси діючих трубопроводів позначаються знаками безпеки відповідно до ДСТУ EN ISO 7010:2019.

1.18. Забороняється наявність підвалів, заглиблень, незасипаних порожнин тощо на промислових площадках та у виробничих приміщеннях.

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

1.20. На території промислових площадок забороняється підземне прокладання трубопроводів, які транспортують токсичні речовини. Забороняється розміщення з'єднань надземних трубопроводів, у тому числі і зварних, у недоступних для огляду місцях.

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

1.22. Забороняється злив токсичних речовин у систему господарсько-побутової каналізації без нейтралізації.

1.23. Технологічне обладнання, що експлуатується в сірководневому середовищі, повинно вибиратися з урахуванням параметрів технологічних процесів і корозійноагресивного середовища, наведених у додатках 11 та 12 до цих Правил.

У паспортах на корозійностійке обладнання повинні бути гарантії підприємства-виробника щодо можливості його застосування в агресивному середовищі.

Повинен бути забезпечений інгібіторний захист обладнання, що експлуатується в корозійноагресивному середовищі.

1.24. Ємнісне обладнання з рідинами, що містять сірководень, повинно бути оснащене сигналізатором верхнього граничного рівня, пристроєм для дистанційного заміру рівня рідини та нижнім пробовідбірником. Ємності ЦС бурової установки повинні бути обладнані відповідно до вимог пункту 2.8 глави 2 розділу V цих Правил.

1.25. 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.

1.26. 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 та перевірені на герметичність.

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

1.28. Обладнання та апаратура, які використовуються на об'єктах та безпосередньо контактують із сірководневим середовищем, повинні бути в антикорозійному виконанні.

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

1.30. Газ, що містить сірководень, забороняється стравлювати в атмосферу без спалення або нейтралізації.

1.31. 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, якщо є така можливість.

1.32. Контроль корозійного стану обладнання здійснюється:

установленням контрольних зразків (свідки корозії);

за показниками швидкості корозії;

із застосуванням ультразвукової і магнітної товщинометрії.

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

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

2.1. Проєкт 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- та пожежобезпеки виробничого персоналу та населення, яке проживає в зоні можливої загазованості.

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

2.3. Проєктні рішення повинні передбачати раціональне використання природних ресурсів, унеможливлення незворотних техногенних змін природного середовища, у тому числі і в разі можливих аварійних викидів 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 заходи, спрямовані на запобігання, локалізацію, ліквідацію аварій і захист працівників та населення від небезпечних виробничих факторів.

2.4. У проєктній документації повинні бути в повному обсязі представлені розрахунки та обґрунтування розмірів буферної зони газонебезпечних об'єктів, що унеможливлюють перевищення на її межах установлених Міністерством охорони здоров'я України значень токсичних доз шкідливих речовин у приземному шарі атмосферного повітря за різних метеорологічних умов.

Розрахунки та обґрунтування буферної зони повинні бути виконані спеціалізованою організацією з урахуванням максимальних (за обсягом і тривалістю) прогнозованих аварійних викидів шкідливих речовин. На території буферної зони забороняється проживання населення. У разі застосування вахтового методу працівникам на родовищі дозволяється розміщатись у вахтових селищах, розташованих у буферній зоні, за умови виконання всіх проєктних рішень щодо облаштування родовища.

2.5. За кожним з основних організаційно-технічних рішень, спрямованих на забезпечення газової безпеки персоналу і населення на період можливих аварійних викидів, у проєктній 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.

2.6. У разі виявлення в пластовому флюїді першої розвідувальної свердловини сірководню, що не передбачалося проєктом, подальше влаштування свердловини повинно проводитися з дотриманням вимог цього розділу цих Правил.

2.7. У технічному завданні на проєктування облаштування родовищ повинно бути передбачено наявність та кількість токсичних речовин у пластових флюїдах.

Проєкт розробки родовища повинен додатково містити:

вимоги до інгібіторного захисту обладнання і труб;

основні рішення щодо охорони надр;

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

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

2.8. У проєктах на влаштування свердловин додатково повинні бути передбачені:

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

конструкції свердловин з урахуванням наявності токсичних речовин у пластових флюїдах;

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

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

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

методи і засоби провітрювання робочої зони площадки бурової установки, підвишкового простору та приміщень, у тому числі приміщення насосного блока та очищення бурового розчину;

заходи щодо захисту людей у процесі буріння, випробування та освоєння свердловини;

методи і засоби контролю вмісту сірководню в повітрі робочої зони;

місця встановлення стаціонарних газоаналізаторів для виявлення токсичних компонентів у повітрі робочої зони;

технологія дегазації бурового розчину з наступним відведенням газу на спалювання;

типи інгібіторів, їх необхідний обсяг під час робіт з освоєння і випробування свердловин;

заходи щодо запобігання ГНВП та їх раннього виявлення;

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

методи контролю заповнення свердловини при підйомі інструмента;

методи контролю та регулювання параметрів бурового розчину і регулювання гідродинамічного тиску під час здійснення СПО і циркуляції;

методи контролю витиснутого зі свердловини розчину при спуску інструмента;

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

періодичність та засоби контролю і підтримки параметрів запасного бурового розчину;

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

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

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

заходи з охорони надр і навколишнього природного середовища;

пластові тиски та температури пластів, що містять токсичні речовини;

технологія встановлення аварійного цементного мосту в процесі буріння та випробування.

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

установити станцію геолого-технічного контролю;

установити попереджувальні знаки навколо території бурової;

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

обробити буровий розчин нейтралізатором;

провести перевірку стану противикидного обладнання;

мати на буровій запас матеріалів і хімічних реагентів, у тому числі нейтралізуючих сірководень, достатній для обробки бурового розчину в кількості не менше ніж один об'єм свердловини;

забезпечити цілодобове чергування автотранспорту;

визначити маршрути для виходу працівників з небезпечної зони в разі аварійної ситуації;

провести позачерговий інструктаж працівників щодо їх дій згідно з ПЛЛА.

3.2. Розкриття сірководневміщувальних горизонтів дозволяється після перевірки готовності бурової установки і персоналу спеціальною комісією, призначеною наказом бурового підприємства, за участю представників спеціалізованої аварійно-рятувальної служби та служби охорони праці. 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.

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

3.4. Буріння продуктивних горизонтів на об'єктах родовищ, у продукції яких міститься сірководень у кількостях, достатніх (з урахуванням інтенсивності викиду) для утворення загазованих зон з концентрацією сірководню, що перевищує гранично допустимі санітарні норми, 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.

3.5. 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.

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

3.7. 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 урахуванням рози вітрів пересувного вагон-модуля із запасом ЗІЗ та медикаментів на випадок виникнення аварійної ситуації.

3.8. Дільниця ЦС від устя до вібросит повинна бути закритою. Дегазація бурового розчину за наявності в газі токсичних компонентів необхідно здійснювати через вакуумний дегазатор з наступною нейтралізацією газу та відведенням його на факельну установку.

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

3.10. 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.

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

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

4.1. ПГР у свердловинах, де розкриті пласти, що містять сірководень, повинні проводитися за планом, затвердженим технічними керівниками геофізичного підприємства і підприємства-замовника та погодженим зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Планом робіт додатково передбачаються:

періодичність промивок та максимальна тривалість циклу ПГР між промивками;

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

інформація про застосовувані нейтралізатори бурового розчину та інгібітори корозії;

схема розміщення на буровій геофізичного обладнання та шляхи евакуації персоналу.

4.2. ПГР дозволяється проводити після перевірки стану свердловини, обладнання, засобів зв'язку та оформлення відповідного акта.

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

4.3. Роботи з випробування пластів, що містять сірководень, трубними випробувачами в процесі буріння свердловин повинні проводитися за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

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

4.5. У разі проведення робіт в умовах, які ускладнюють подачу сигналів про наявність сірководню (вітер, сніг, туман тощо), керівником ПГР визначається працівник для нагляду за такими пристроями, який повинен бути проінструктований і забезпечений необхідними ЗІЗ та засобом зв'язку.

4.6. ПГР в ускладнених умовах, а також ППР та роботи з ліквідації аварій у свердловинах повинні виконуватися під безпосереднім керівництвом головних спеціалістів геофізичного підприємства.

4.7. На свердловині повинен бути запас нейтралізатора, достатній для виконання необхідної кількості промивок, передбачених комплексом ПГР.

4.8. Прилади та геофізичний кабель при підйомі із свердловини повинні безперервно омиватися водою.

4.9. Кожний геофізичний загін повинен забезпечуватися засобами контролю газоповітряного середовища та ЗІЗ, які повинні зберігатись у спеціально відведених місцях спецавтомобілів.

4.10. ПГР забороняється виконувати в разі концентрації токсичних речовин у повітрі робочої зони вище ніж ГДК. Під час перерви в роботі персонал геофізичного загону повинен виходити за межі небезпечної зони. Самохідна геофізична техніка повинна бути постійно готовою до переміщення.

5.1. Перед проведенням освоєння і дослідження нафтових, газових, газоконденсатних свердловин повинен бути складений план роботи, затверджений технічними керівниками підприємства-замовника та підприємства, відповідального за проведення цих робіт, та погоджений зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

У плані робіт необхідно зазначити кількість працівників, заходи і засоби забезпечення їх безпеки, у тому числі дихальні апарати, заходи для запобігання аваріям, засоби і графік контролю вмісту сірководню в повітрі робочої зони та заходи на випадок перевищення ГДК.

З планом повинні бути ознайомлені всі працівники, пов'язані з освоєнням і дослідженням свердловин.

До плану робіт повинна додаватися схема розташування обладнання, машин, механізмів із зазначенням маршрутів виходу з небезпечної зони в умовах можливої аварії та загазованості за будь-якого напрямку вітру, а також схема розташування об'єктів у санітарно-захисній зоні і прилеглих населених пунктах.

5.2. ФА повинна бути з'єднана з продувними відводами, спрямованими в одному напрямку. Кожен відвід повинен мати довжину не менше ніж 100 м і з'єднуватися із факельною установкою з дистанційним запалюванням.

Типи нарізних з'єднань труб для відводів повинні відповідати очікуваним тискам, бути змонтовані і випробувані на герметичність опресуванням на величину 1,25 коефіцієнта запасу міцності від максимального тиску.

Відводи необхідно кріпити до бетонних або металевих стійок, при цьому не повинно бути поворотів і провисань. Спосіб кріплення відводу повинен унеможливлювати виникнення місцевих напружень.

5.3. До ФА повинні бути приєднані лінії для глушіння свердловини через трубний і затрубний простори.

Лінії глушіння повинні бути оснащені зворотними клапанами. Для нафтових свердловин з газовим фактором менше ніж 200 м-3/т довжина лінії становить 50 м. У всіх інших випадках довжина лінії глушіння повинна бути не менше ніж 100 м.

5.4. Запобіжний клапан установки (розривна діафрагма) повинен бути з'єднаний індивідуальним трубопроводом з факельною установкою через вузол уловлювання нафти, конденсату та інших рідин. При цьому повинен унеможливлюватися зворотний перетік нафти, конденсату через вузол уловлювання при спрацьовуванні одного з клапанів. При вмісті сірководню в газі понад 8 % повинна бути змонтована спеціальна факельна система.

5.5. Перед освоєнням свердловини необхідно мати запас бурового розчину в кількості не менше двох об'ємів свердловини відповідної густини без урахування об'єму розчину, який перебуває у свердловині, а також запас матеріалів і хімічних реагентів відповідно до плану робіт на освоєння свердловини.

5.6. Не дозволяються гідродинамічні дослідження та освоєння свердловин без нейтралізації або спалення продукції свердловин.

5.7. Виклик притоку і гідродинамічні дослідження повинні виконуватися в світлий час доби під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника.

5.8. При спалюванні газу з наявністю сірководню повинні бути забезпечені умови, за яких концентрація шкідливих речовин у приземному шарі атмосфери населених пунктів чи виробничих об'єктів не перевищуватиме санітарних норм.

5.9. На час виклику припливу із пласта та глушіння свердловини необхідно забезпечити:

постійне цілодобове чергування відповідальних осіб за графіком, затвердженим технічним керівником підприємства, відповідальним за проведення цих робіт;

цілодобове чергування транспорту для евакуації людей у разі аварійної ситуації;

постійну готовність до роботи цементувальних агрегатів;

готовність працівників до захисту в разі аварійного викиду.

5.10. За відсутності припливу освоєння свердловини проводиться з використанням:

природного або супутнього нафтового газу;

дво- і багатофазних пін, інертних до сірководню та вуглекислого газу;

піноутворювальних сумішей;

інертних газів;

рідини з меншою густиною, інертної до сірководню і вуглекислого газу.

За відсутності на усті свердловини газової шапки або після її стравлювання допускається закачування у свердловину з метою її освоєння поперемінно порцій води і повітря.

5.11. Забороняється під час дослідження та освоєння свердловини підходити до устя, трубопроводів, розподільних пультів, сепараційних установок без ізолювального дихального апарата.

5.12. Забороняється виконувати освоєння свердловин, розташованих у прибережних захисних смугах та водоохоронних смугах річок, у період паводків.

5.13. Дріт, який застосовується під час спуску і підйому приладів для глибинних досліджень, повинен бути корозійностійким, цільним і мати сертифікат відповідності для роботи в таких умовах. При піднятті дріт повинен проходити через герметичний пристрій з нейтралізатором сірководню.

5.14. Перед відкриттям засувки на вузлі відводу, а також при спуску (піднятті) глибинного приладу до свердловини працівники, не пов'язані з цими операціями, повинні бути віддалені на безпечну відстань у навітряний бік.

5.15. Відкривати засувки на вузлі відводу та витягати прилади з лубрикатора, розбирати їх необхідно в ізолювальних дихальних апаратах.

5.16. Після закінчення освоєння або дослідження свердловини прилади, апаратура, спецодяг повинні пройти спеціальну обробку з нейтралізації сірководню.

5.17. Після завершення робіт необхідно провести контроль повітря робочої зони на наявність сірководню і перевірку герметичності устьової арматури.

6.1. Наземне обладнання повинно мати продувну та аварійну (для глушіння свердловини) лінії завдовжки не менше ніж 100 м, опресовані з коефіцієнтом запасу, що становить 1,25 від очікуваного максимального тиску. Лінії повинні бути обладнані зворотними клапанами.

6.2. При вмісті сірководню в природному газі понад 0,6 % об'єму забороняється експлуатація свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання, що містить:

посадковий ніпель для приймального клапана і глухої пробки;

пакер для ізоляції експлуатаційної колони, клапан циркуляційний, клапан інгібіторний, устьовий клапан-відсікач, вибійний відсічний клапан.

Після встановлення пакер підлягає випробуванню на герметичність, а затрубний простір свердловини над пакером заповнюється розчином інгібітору корозії.

У розвідувальних свердловинах допускаються освоєння і дослідження свердловин без вибійного свердловинного обладнання за умови обов'язкового добавляння інгібітору в експлуатаційну та ліфтову колони. Експлуатація свердловини повинна здійснюватися по ліфтових трубах.

6.3. При вмісті сірководню в природному газі понад 0,6 об. % конструкція ФА повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від пілотів високого і низького тиску, які встановлені на вході в шлейф.

Керування центральною засувкою, першими від устя бічними засувками, установленими на струнах ФА, приустьовим відсічним клапаном повинно бути дистанційним. Пульт керування засувками виноситься на безпечну відстань (не менше ніж 25 м від устя).

6.4. У процесі експлуатації повинна періодично проводитися перевірка відсічного клапана на спрацьовування відповідно до технічної документації підприємства-виробника та технічного регламенту, затвердженого технічним керівником нафтогазодобувного підприємства.

6.5. Свердловини і шлейфи необхідно оглядати щодня під час об'їзду мобільною бригадою в складі не менше ніж два оператори, які мають із собою дихальні апарати, засоби контролю повітря і зв'язку. Результати оглядів повинні реєструватись у спеціальному журналі.

6.6. У разі виявлення в устьовій арматурі витоку нафти, газу, що містить сірководень, свердловину необхідно негайно закрити за допомогою відповідної засувки чи приустьового відсічного клапана з пульта керування. У разі виявлення витоку сірководню з викидної лінії свердловини необхідно закрити з пульта керування засувку на викидній лінії, а також вхідну засувку на замірному пристрої, оперативно повідомити про це керівника об'єкта і працівників спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.

6.7. У процесі експлуатації свердловин повинен здійснюватися постійний контроль за наявністю тиску в міжколонному просторі згідно з графіками огляду. Результати огляду повинні реєструватися у спеціальних журналах.

У разі виявлення тиску в міжколонному просторі повинні бути проведені необхідні дослідження та вжиті оперативні заходи для виявлення і усунення причини перетоку. За результатами досліджень вирішується питання про можливість експлуатації свердловини.

6.8. Перед початком ремонтних робіт (зміни устьової арматури, ремонту підземного обладнання тощо), які пов'язані з розгерметизацією устя, у свердловини повинна бути закачана рідина з густиною згідно з підпунктом 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил, оброблена нейтралізатором сірководню. Будь-який ремонт на свердловині необхідно проводити відповідно до затвердженого плану.

6.9. На устя фонтанної свердловини на період ремонту необхідно встановити противикидне обладнання. До складу його повинен входити превентор зі зрізуючими плашками. Промивальний агрегат під час ремонту фонтанної свердловини повинен бути постійно підключений до затрубного простору свердловини.

Схема обладнання устя свердловини погоджується з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

6.10. З появою ознак нафтогазопрояву ремонтні роботи на свердловині повинні бути негайно припинені і вжиті заходи щодо ліквідації ускладнення.

6.11. Забороняється залишати відкритим устя свердловини під час перерв у роботі з переобладнання устя (заміни хрестовин, противикидного обладнання, ФА тощо).

6.12. Система автоматизації добувних свердловин і присвердловинного обладнання повинна забезпечувати:

подачу реагенту до свердловини і припинення його подачі в разі можливої аварійної ситуації, сигналізацію про аварійні відхилення технологічних параметрів;

автоматичне відключення свердловин у разі порушення режиму.

7.1. На підприємствах складається і затверджується технічним керівником графік проведення перевірки герметичності фланцевих з'єднань, арматури, люків та інших джерел можливих виділень сірководню.

7.2. Для перекачування сірководневміщуючих середовищ повинні використовуватися насоси з подвійним торцевим ущільненням або з електромагнітними муфтами.

7.3. Промислові стічні води установок підготовки нафти, газу і газового конденсату повинні піддаватися попередньому очищенню, а при вмісті сірководню та інших шкідливих речовин вище ніж ГДК - нейтралізації.

7.4. До розкриття і розгерметизації технологічного обладнання необхідно здійснювати заходи щодо дезактивації пірофорних відкладень.

Перед оглядом і ремонтом ємності та апарати повинні бути пропарені і промиті водою для запобігання самозайманню пірофорних відкладень. Дезактивація пірофорних сполучень повинна включати заходи із застосуванням пінних систем на основі ПАР або інших методів, що відмивають стінки апаратів від цих сполучень.

7.5. До роботи всередині ємності та апарата дозволяється приступати за умови, якщо вміст у них сірководню, нафтових газів і пари нафти не перевищує ГДК, і лише в дихальних апаратах.

Порядок безпечного проведення робіт з очищення, дезактивації пірофорних відкладень, огляду і ремонту такого обладнання визначається інструкцією, затвердженою технічним керівником підприємства.

7.6. Для уникнення самозаймання пірофорних відкладень під час ремонтних робіт усі вузли, які розбираються, і деталі технологічного обладнання повинні бути змочені технічними мийними засобами.

7.7. За наявності на об'єктах видобування газо- і продуктопроводів з великим геометричним об'ємом необхідно секціонувати їх шляхом установлення автоматичних засувок, що забезпечують наявність у кожній секції за нормального робочого режиму не більше ніж 2000 - 4000 нм-3 сірководню.

7.8. Запірна арматура, установлена в колодязях, повинна мати дистанційне керування або пристрій для дистанційного відкриття.

7.9. Вертикальний факельний пристрій розміщується на відстані не ближче ніж 200 м від промислової площадки УКПГ. Висота факела повинна становити не менше ніж 35 м. Територія навколо факельного пристрою в радіусі 50 м повинна бути спланована та огороджена.

8.1. На установках, у приміщеннях та на промислових площадках, де можливе виділення сірководню в повітря робочої зони (бурова установка, добувна свердловина, установки з вимірювання дебіту нафти і газу тощо), повинен здійснюватися постійний контроль повітряного середовища та встановлена сигналізація небезпечних концентрацій сірководню.

8.2. Контроль за станом повітряного середовища на території промислових об'єктів повинен бути автоматичним з виведенням показів датчиків на диспетчерський пункт.

8.3. Місця встановлення датчиків стаціонарних автоматичних газосигналізаторів визначаються проєктом облаштування родовища з урахуванням густини газів, параметрів обладнання, що застосовується, його розміщення та рекомендацій постачальників.

На бурових установках датчики повинні бути розміщені біля основи бурової вишки, ротора, на початку жолобної системи, біля вібросит, у насосному приміщенні (дві одиниці), біля приймальних ємностей (дві одиниці) та в службовому приміщенні.

8.4. Стаціонарні газосигналізатори повинні мати звуковий і світловий сигнали з виходом на диспетчерський пункт (пульт керування) та за місцем установлення датчиків, проходити перевірку перед монтажем, а також державну перевірку в процесі експлуатації у встановлені терміни.

8.5. Контроль повітряного середовища в населених пунктах, які розташовані в охоронній зоні об'єктів добування нафти і газу, необхідно здійснювати в стаціонарних точках і пересувними лабораторіями відповідно до графіка, затвердженого технічним керівником підприємства.

Результати аналізів повинні вноситися:

до журналу реєстрації аналізів;

до карти проб (фіксуються необхідні дані відбору проб: місце, процес, напрямок і сила вітру, інші метеорологічні умови).

8.6. Виміри концентрації сірководню газоаналізаторами на об'єкті повинні проводитися за графіком підприємства, а в разі аварійної ситуації - спеціалізованою аварійно-рятувальною службою із внесенням результатів вимірів до журналу контролю повітря на вміст сірководню, наведеного в додатку 18 до цих Правил.

8.7. У разі виявлення в повітрі робочої зони сірководню вище ніж ГДК необхідно негайно:

надягнути ізолювальний дихальний апарат (протигаз);

сповістити керівника робіт (об'єкта) і людей, які перебувають у небезпечній зоні;

ужити першочергових заходів щодо ліквідації загазованості відповідно до ПЛЛА;

особам, які не пов'язані з вжиттям першочергових заходів, необхідно залишити небезпечну зону і прямувати до місця збору, установленого планом евакуації.

Подальші роботи з ліквідації аварії проводяться спеціально підготовленим персоналом із залученням працівників бригади і фахівців.

9.1. Кількість і типи ЗІЗ органів дихання на кожному об'єкті повинні визначатися з урахуванням специфіки робіт і галузевих норм забезпечення працівників спецодягом, спецвзуттям та іншими ЗІЗ. Засоби колективного та індивідуального захисту працівників будівельних та інших організацій, які розташовані в межах буферних зон, та порядок забезпечення ними на випадок аварійного викиду газу визначаються проєктом.

9.2. Ізолювальні дихальні апарати повинні застосовуватись обслуговуючим персоналом під час виконання операцій, передбачених технологією проведення робіт в умовах можливого виділення сірководню, а також у разі виникнення аварійної ситуації. Під час роботи в ємностях та колодязях допускається застосування шлангових протигазів.