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. Розробка проєктів на розвідування, розробку та облаштування родовищ, влаштування свердловин
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. Буріння та кріплення свердловин
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. Ведення ПГР
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. Освоєння і гідродинамічні дослідження свердловин
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. Експлуатація і ремонт свердловин
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. Збір і підготовка нафти, газу і газового конденсату
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. Контроль повітряного середовища
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. Засоби індивідуального захисту
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.
9.3. Дихальні апарати повинні бути підібрані за розмірами. До кожного апарата додається паспорт і прикріплюється етикетка із зазначенням прізвища та ініціалів працівника. Необхідно проводити регулярний огляд, перевірку і сервісне обслуговування дихальних апаратів відповідно до графіка, складеного згідно з вимогами підприємства-виробника. Усі дані вносяться в реєстраційний журнал обслуговування дихальних апаратів.
9.4. Газозахисні засоби необхідно перевіряти відповідно до інструкцій з експлуатації підприємств-виробників у лабораторії спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
9.5. На газонебезпечному об’єкті повинен бути аварійний запас газозахисних засобів, кількість і типи яких визначаються з урахуванням чисельності працівників, віддаленості об’єкта та специфіки виконуваних робіт.
10. Консервація та ліквідація свердловин
10.1. При ліквідації свердловин, у які не спущені експлуатаційні колони, в інтервалах залягання пластів з умістом токсичних речовин установлюються цементні мости. Цементний міст повинен перекривати потужність пласта не менше ніж на 100 м вище покрівлі пласта.
10.2. У башмак останньої проміжної колони ліквідованої свердловини встановлюється цементний міст заввишки не менше ніж 200 м.
10.3. Цемент для встановлення цементних мостів повинен бути корозійностійким і відповідати геолого-технічним умовам.
10.4. Рідина, якою заповнюється стовбур свердловини, повинна бути оброблена інгібітором корозії та нейтралізатором.
10.5. Наявність та міцність цементних мостів, установлених у відкритому стовбурі свердловини, перевіряється шляхом розвантаження бурильного інструменту. Величина навантаження встановлюється, виходячи з допустимого питомого тиску на цементний камінь. За результатами перевірки цементного моста на міцність та герметичність складається акт.
10.6. Устя ліквідованої свердловини, у геологічному розрізі якої присутні вуглеводні, агресивні компоненти або високонапірні пластові води (з коефіцієнтом аномальності 1,1 і більше), облаштовується наземним репером у вигляді цементної тумби, яка встановлюється на експлуатаційну колону (за її відсутності - на проміжну колону або кондуктор), заповнену на глибину не менше ніж 2 м цементною пробкою. Під цементною пробкою повинен проходити заглушений зверху за допомогою зварювання патрубок з установленим вентилем для забезпечення контролю за тиском у колоні.
10.7. Для запобігання замерзанню верхня частина стовбура ліквідованої свердловини на глибину 5 м заповнюється незамерзаючою рідиною (соляровим маслом, нафтою, розчином хлористого кальцію).
10.8. Після завершення ізоляційно-ліквідаційних робіт через місяць, шість місяців і надалі з періодичністю не рідше ніж один раз на рік проводиться контроль тиску в трубному та міжколонному просторах та контроль стану газоповітряного середовища навколо устя свердловини. Результати замірів оформляються актами.
10.9. Консервація свердловини повинна унеможливити вихід токсичних речовин на усті та забезпечити захист колон та устьового обладнання від корозії на весь період консервації.
10.10. При консервації свердловини з установленням цементного моста свердловина задавлюється рідиною. Над інтервалом перфорації повинен бути встановлений цементний міст заввишки не менше ніж 50 м. Ліфтова колона повинна бути піднята над цементним мостом не менше ніж на 50 м.
IX. Вимоги щодо безпеки та захисту здоров’я працівників у видобувних галузях, що використовують буріння
1. Загальні вимоги
1.1. Роботодавець повинен вжити заходів щодо забезпечення безпеки та охорони здоров’я працівників під час добування корисних копалин способом буріння за нормальних умов праці та у небезпечних ситуаціях.
1.2. Роботи з добування корисних копалин способом буріння потрібно здійснювати з урахуванням проведеного оцінювання ризиків та визначених профілактичних заходів.
1.3. Оцінка ризиків та профілактичні заходи для забезпечення безпеки та охорони здоров’я працівників повинні бути розроблені з урахуванням основних принципів їх запобігання та задокументовані.
1.4. Залежно від виробничих процесів роботодавець зобов’язаний виконувати свої посадові обов’язки, вимоги безпеки під час добування корисних копалин відкритим та / або підземним способом, що передбачені наказом Міністерства соціальної політики України від 02 липня 2018 року № 943 «Про затвердження Вимог щодо безпеки та захисту здоров’я працівників видобувних підприємств з підземним і відкритим способами видобування», зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 27 липня 2018 року за № 872/32324.
1.5. У разі нещасного випадку або аварії на виробництві роботодавець зобов’язаний ужити невідкладних заходів щодо надання необхідної допомоги потерпілому та забезпечити виконання вимог Порядку розслідування та обліку нещасних випадків, професійних захворювань та аварій на виробництві, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 17 квітня 2019 року № 337.
1.6. Роботодавець повинен забезпечити наявність необхідних письмових інструкцій щодо безпечного виконання робіт і використання робочого обладнання, які є зрозумілими для всіх працівників, та ознайомити з ними працівників під особистий підпис.
1.7. Інструкції повинні бути розроблені для кожного робочого місця та виду робіт.
1.8. Інструкції повинні містити відомості про використання аварійного обладнання та дії працівника в разі виникнення аварійної ситуації на робочому місці або поблизу нього.
1.9. Роботодавець повинен забезпечити вільний доступ до задокументованих профілактичних заходів, передбачених системою управління охороною праці, та здійснювати їх регулярний перегляд.
1.10. Роботодавець повинен дотримуватися процедур і механізмів, передбачених цими документами, на всіх етапах планування та впровадження заходів.
1.11. Санітарно-гігієнічні вимоги до шуму, вібрації, повітря робочої зони, забезпечення питного водопостачання, мікроклімату на робочих місцях, впливу електромагнітних та/або іонізуючих випромінювань повинні відповідати чинним санітарно-гігієнічним нормам.
2. Аварійно-рятувальні заходи
2.1. Роботодавець повинен організувати проведення навчання щодо правильного застосування аварійно-рятувального обладнання.
2.2. Після навчання все аварійно-рятувальне обладнання, яке застосовувалося, повинно бути очищене та за необхідності перезаряджене або замінене. Портативне обладнання повинно бути повернуто на місце свого зберігання.
2.3. Навчання на шельфі повинно також включати перевірку на готовність до експлуатації рятувальних суден.
2.4. Роботодавець повинен уживати заходів для запобігання, виявлення та боротьби з виникненням та поширенням пожеж, а також за необхідності встановлювати протипожежні стіни з метою відокремлення ділянок з ризиком виникнення та поширення пожежі.
2.5. Залежно від характеру, обсягу і тривалості робіт роботодавець зобов’язаний надати працівникам приміщення, яке повинно:
бути захищене від впливу вибуху, проникнення диму і газу, а також від займання і поширення вогню;
мати безпечні засоби вентиляції, опалення та освітлення;
мати на кожному поверсі не менше ніж два роздільні виходи, що ведуть до евакуаційних маршрутів;
бути захищене від стороннього шуму, запахів і диму, які можуть бути небезпечними для здоров’я, а також від несприятливих погодних умов;
бути ізольовано від виробництва і розташовуватися на значній відстані від небезпечних зон.
2.6. У таких приміщеннях повинна бути достатня кількість ліжок або інших місць для відпочинку.
2.7. Роботодавець повинен забезпечити відповідним обладнанням, що застосовується з метою захисту від вибухів у шахтах (свердловинах).
Розміщення такого обладнання повинно проводитися з урахуванням розташування свердловини та умов роботи.
2.8. У місцях, де це потрібно відповідно до виробничих процесів, повинно бути створено систему дистанційного керування на випадок аварійної ситуації.
Така система повинна включати станції моніторингу, які встановлюються у відповідних місцях, і може бути використана в разі аварії, у тому числі станції моніторингу в безпечних пунктах збору і пунктах евакуації.
2.9. У разі виникнення аварійної ситуації система дистанційного керування повинна дозволяти роботу в режимі дистанційного керування обладнанням у певних місцях.
Таке обладнання повинно включати системи вентиляції, системи аварійного відключення та зупинки обладнання, яке може викликати займання, системи запобігання витоку легкозаймистих рідин та газу, системи протипожежного захисту, системи для ізолювання і відключення свердловин, установок і трубопроводів та системи глушіння свердловин.
2.10. Аварійні системи повинні бути відокремлені або іншим способом захищені від аварій та розміщуватися на відстані, необхідній для збереження своїх функцій у разі виникнення аварійної ситуації.
Ці системи за необхідності повинні бути продубльовані.
2.11. У кожній робочій зоні залежно від способу видобування корисних копалин та там, де можливе перебування працівників, повинна бути забезпечена наявність:
пристроїв звукової та світлової сигналізації, сигнал яких за необхідності може бути передано на кожне робоче місце, де можуть перебувати працівники;
пристроїв звукової сигналізації, сигнал якої повинен бути добре чутним у всіх частинах бурової установки, де присутні працівники.
Пристрої сигналізації повинні бути розміщені у відповідних місцях і бути у вільному доступі для працівників.
Якщо працівники перебувають у тих ділянках робочих зон, де робота зазвичай виконується не за участю людини, то вони повинні забезпечуватися відповідними засобами зв’язку.
2.12. У кожній робочій зоні на шельфі, де присутні працівники, крім звукової сигналізації, передбаченої пунктом 2.11 розділу IX цих Правил, повинна бути забезпечена наявність системи зв’язку з берегом та аварійно-рятувальними службами.
Ця система зв’язку повинна мати здатність залишатися справною у разі виникнення аварійної ситуації.
2.13. Звукова сигналізація повинна бути доповнена автономними системами зв’язку, які не залежать від вразливості джерел живлення.
2.14. Пристрої для подання сигналів тривоги повинні бути розташовані у спеціально відведених місцях і бути у вільному доступі для працівників.
2.15. У кожній робочій зоні повинні бути необхідні та достатні засоби евакуації людей у разі настання аварійної ситуації, а також під час роботи на шельфі - засоби виходу безпосередньо в море.
2.16. Для кожної робочої зони на шельфі повинен бути розроблений та затверджений оперативний план або інструкція щодо евакуації з робочих зон та дій з рятування на морі.
2.17. План або інструкція повинні передбачати застосування резервних суден та вертольотів, а також ураховувати місткість та час реакції цих суден та вертольотів після подачі аварійного сигналу.
Необхідний час реакції системи цих засобів повинен бути вказаний в інструкціях з питань безпечного ведення робіт для кожної бурової установки.
2.18. Роботодавець повинен обладнати безпечні пункти збору та місця евакуації, що повинні бути захищені від впливу надмірної температури, диму та вибуху. Один з пунктів збору повинен бути оснащений необхідним обладнанням для дистанційного керування. Безпечні пункти збору та місця евакуації в разі евакуації під час робіт на шельфі повинні бути оснащені системами зв’язку з берегом та аварійно-рятувальними службами.
Ці заходи повинні забезпечувати захист працівників протягом достатнього періоду для забезпечення проведення евакуації та рятувальних робіт.
2.19. У кожному пункті збору повинен бути складений перелік осіб, закріплених за цим пунктом.
2.20. У кожній робочій зоні повинен бути розміщений перелік осіб, відповідальних за виконання дій у разі настання аварійної ситуації.
Прізвища цих осіб повинні бути також зазначені в інструкціях з безпечного ведення робіт.
2.21. Для кожної робочої зони на шельфі роботодавець повинен забезпечити наявність резервних суден, призначених для здійснення евакуації, що повинні бути оснащені відповідними засобами для здійснення рятувальних робіт.
2.22. Для кожної робочої зони на шельфі рятувальні засоби (шлюпки), плоти, круги та жилети повинні бути:
придатні та відповідним чином оснащені для підтримки життя протягом достатнього часу;
у достатній кількості для всіх працівників, яким вони можуть знадобитися;
придатні для використання в конкретних робочих зонах;
сконструйовані з матеріалів з урахуванням призначення цих засобів для рятування життя, а також умов їх застосування або готовності до застосування;
такого кольору, який робить їх помітними під час використання, а також оснащені засобами для привернення уваги рятувальників.
Необхідні рятувальні засоби повинні проходити періодичні та чергові огляди на придатність і бути готовими до негайного використання.
2.23. Вертолітні майданчики (за їх наявності) в робочих зонах повинні бути достатнього розміру для безперешкодного приземлення вертольотів та розміщуватися таким чином, щоб найбільший вертоліт міг приземлитися у найскладніших умовах.
Вертолітні майданчики повинні бути спроєктовані та споруджені відповідно до характеру їх застосування.
2.24. У безпосередній близькості від вертолітного майданчика повинно зберігатися обладнання та/або устаткування, яке використовується для ліквідації аварії із застосуванням вертольота.
2.25. На бурових установках, де постійно працюють люди, повинна бути достатня кількість персоналу, який пройшов відповідну підготовку з практичних дій у разі виникнення аварійної ситуації та повинен перебувати під час зльоту та посадки вертольота на вертолітному майданчику (за його наявності).
2.26. Роботи з підготовки до розміщення бурових установок, призначених для роботи у відкритому морі, необхідно здійснювати таким чином, щоб забезпечити стійкість цих установок та безпеку їх експлуатації.
2.27. Обладнання та технологічні процеси, які застосовуються під час виконання робіт на суші та шельфі, повинні сприяти зменшенню ризиків, для безпеки та здоров’я працівників за нормальних умов праці та в разі виникнення аварійної ситуації.
Х. Радіаційний захист персоналу під час експлуатації, ремонту та/або реконструкції та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості
1. Загальні вимоги
1.1. Вимоги цього розділу застосовуються до об’єктів нафтогазодобувної промисловості, на яких під час проведення процедури оцінки впливу на довкілля відповідно до Закону України «Про оцінку впливу на довкілля» встановлено ймовірність виникнення в результаті виконання підготовчих і будівельних робіт та провадження планованої діяльності радіаційно-небезпечних факторів, які призводять до радіоактивного забруднення поверхонь технологічного обладнання, зокрема утворення ТПДПП та додаткового опромінення працівників.
1.2. Радіаційний захист персоналу під час експлуатації, ремонту та/або реконструкції та виведення родовищ нафти і газу з промислової розробки або виведення з експлуатації окремих об’єктів нафтогазодобувної промисловості, зокрема, під час поводження з відпрацьованим технологічним обладнанням (НКТ та іншим нафтогазодобувним обладнанням нафтогазових свердловин), яке належить до ТПДПП, здійснюється з дотриманням вимог Закону України «Про захист людини від впливу іонізуючого випромінювання»; санітарного законодавства в галузі радіаційної гігієни: ДГН 6.6.1.-6.5.061-000 «Норми радіаційної безпеки України, доповнення: Радіаційний захист від джерел потенційного опромінення», затверджених постановою Головного державного санітарного лікаря України від 12 липня 2000 року № 116 (НРБУ-97/Д-2000), та ДСП 6.177-2005-09-02 «Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України», затверджених наказом Міністерства охорони здоров’я України від 02 лютого 2005 року № 54 (ОСПУ); регламентів опромінення та відповідно до інструктивно-розпорядчої документації підприємства.
1.3. Підприємство забезпечує радіаційний захист персоналу, задіяного під час експлуатації, ремонту та/або реконструкції та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості, під час підготовки проєктних рішень, використання стаціонарних, пересувних засобів та ЗІЗ, оптимальної організації роботи, здійснення постійного радіаційно-дозиметричного контролю, застосування системи управління якістю.
1.4. Порядок віднесення працівників до категорій персоналу А та Б, проведення медичних оглядів, допуску до робіт із ДІВ, обмеження опромінення персоналу ДІВ та ТПДПП, установлення вимог до організації та допуску до робіт із ДІВ, системи інструктажу і перевірки знань з радіаційної безпеки персоналу, а також забезпечення індивідуального дозиметричного контролю регулюється ДСП 6.177-2005-09-02 «Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України», затверджених наказом Міністерства охорони здоров’я України від 02 лютого 2005 року № 54 (ОСПУ).
1.5. Основні дозові межі індивідуального опромінення персоналу об’єктів, на яких здійснюється практична діяльність, визначаються Законом України «Про захист людини від впливу іонізуючого випромінювання».
1.6. Радіаційний захист персоналу під час експлуатації, проведення робіт з ремонту та/або реконструкції, зачистки обладнання та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості включає такі радіаційно-гігієнічні та організаційно-технічні заходи для забезпечення умов праці:
обмеження у встановленому порядку допуску до роботи з ДІВ осіб за віком, статтю, станом здоров’я, рівнем раніше отриманої дози опромінення;
створення умов праці, що відповідають вимогам норм і правил радіаційної безпеки;
достатність захисних бар’єрів, включаючи фактори, що лімітують відстань до ДІВ і час роботи з ним, застосуванням ЗІЗ;
достатня надійність і безвідмовність конструкцій, механізмів та інших засобів і систем, що забезпечують низькі проєктні рівні ймовірності критичних подій щодо джерел потенційного опромінення;
система підготовки і підтримки належної кваліфікації персоналу і дотриманням правил роботи з ДІВ; плануванням і проведенням ефективних заходів щодо захисту персоналу в разі виникнення радіаційної аварії;
забезпечення персоналу лікувально-профілактичними засобами захисту від опромінення;
неперевищення встановлених контрольних рівнів доз опромінення персоналу та параметрів радіаційної обстановки;
організація системи інформування про радіаційний стан на об’єкті і робочих місцях;
організація і проведення радіаційного контролю, що відповідає вимогам дійсних і профільних (спеціальних) санітарних правил щодо.
здійснення заходів із запобігання утворюванню джерел додаткового опромінення працівників, зокрема ТПДПП, шляхом періодичного видалення відкладень чи забруднень з технологічного обладнання під час його експлуатації;
проведення контролю рівнів радіоактивного забруднення та потужності гамма-випромінювання від поверхонь технологічного обладнання.
1.7. Персонал, що залучається до експлуатації, виконання ремонту та/або реконструкції, зачистки обладнання та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості, повинен пройти інструктаж керівником робіт у частині заходів безпеки і працювати під його керівництвом та спеціально призначеної особи.
Під час експлуатації, проведення ремонту та/або реконструкції, зачистки обладнання та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості персонал дотримується правил безпеки, інструкцій, а в разі порушень у роботі обладнання, несправності засобів захисту, порушення пожежної, радіаційної безпеки тощо сповіщає про це керівника підприємства.
1.8. Для оптимізації радіаційного захисту персоналу керівництво підприємства встановлює контрольні рівні доз опромінення персоналу і радіаційних параметрів на промислових майданчиках, у приміщеннях і на робочих місцях персоналу.
1.9. Зменшення доз опромінення персоналу під час експлуатації, проведення робіт з ремонту та/або реконструкції, зачистки обладнання, та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості здійснюється шляхом скорочення тривалості опромінення за рахунок удосконалення технологічного процесу та володіння персоналом технологією.
1.10. Після закінчення робіт з експлуатації, ремонту та/або реконструкції, зачистки чи сортування обладнання та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості технологічне обладнання, інструмент, спецодяг та ЗІЗ підлягають дозиметричному контролю з метою неперевищення встановлених контрольних рівнів.
У разі виявлення перевищення встановлених контрольних рівнів суб’єкт господарювання забезпечує виконання заходів, передбачених законодавством, нормами та правилами радіаційної безпеки.
1.11. Дозиметричний контроль персоналу залежно від особливостей технології і характеру робіт включає:
моніторинг радіаційно-гігієнічних параметрів (радіаційної обстановки) на промислових майданчиках, у приміщеннях і на робочих місцях;
індивідуальний дозиметричний контроль персоналу;
систему оперативного і довгострокового планування, обліку і збереження індивідуальних доз опромінення персоналу.
1.12. У разі аварії під час експлуатації, проведення робіт з ремонту та/або реконструкції, зачистки обладнання та виведення з експлуатації об’єктів нафтогазодобувної промисловості дії персоналу та ліквідація наслідків надзвичайної ситуації здійснюються згідно з інструкціями з радіаційної безпеки щодо ліквідації радіаційних аварій.
1.13. Суб’єкт господарювання під час виведення родовищ нафти і газу з промислової розробки або виведення з експлуатації окремих об’єктів нафтогазодобувної промисловості виконує заходи, спрямовані на приведення параметрів радіаційної обстановки на земельних ділянках, порушених під час користування надрами, до рівнів, що максимально близькі до їх вихідних значень, та забезпечення поводження з утвореними ТПДПП, відповідно до вимог законодавства, норм та правил з радіаційної безпеки.
Директор депратаменту
праці та зайнятості
Р. Поклонський
Додаток 1
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 1.5 глави 1 розділу IV)
НАРЯД-ДОПУСК
на виконання робіт підвищеної небезпеки
Додаток 2
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 2.19 глави 2 розділу IV)
МІНІМАЛЬНІ ВІДСТАНІ
об’єктів облаштування нафтових і газових родовищ до будівель і споруд, м
№ з/п
Об’єкти
Житлові будинки, гуртожитки, вахтові селища
Громадські будинки
Промислові й сільськогосподарські підприємства
Магістральні нафтогазопроводи
Лінії електропередачі
Електро-
підстанції
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Устя нафтових свердловин- фонтанних, газліфтних; устя газових ігазоконденсатних свердловин
300
500
100
*
60
100
2
Устя нафтових свердловин- нагнітальних тазмеханізованим видобутком
150
250
50
*
30
50
3
Устя контрольних, законсервованих,
п’єзометричних свердловин з
Рпл > Ргідр
300
500
100
*
60
100
Рпл < Ргідр
150
250
50
*
30
50
4
Устя ліквідованих експлуатаційних нафтових, газових, газоконденсатних тасвердловин підтримання пластового тиску
50
50
30
30
30
30
5
Устя ліквідованих експлуатаційних свердловин, щоневідкрили нафтогазові горизонти
30
30
30
30
30
30
6
Приміщення ібудівлі звидобування нафти, замірні установки, сепараційні установки, ДНС, кущова насосна станція (КНС), КС, УПН, установка попереднього скидання (УПС)
300
500
100
*
Згідно зпунктами2.5.241, 2.5.242 Правил улаштування електроустановок
80
7
Факел дляспалювання газу
300
500
100
60
60
100
8
Свіча скидання газу
300
500
100
30
30
30
* Відстань від об’єктів облаштування нафтових родовищ до магістральних нафтогазопроводів, КС, газорозподільних станцій і нафтоперекачувальних станцій встановлюється відповідно до СНиП 2.05.06-85.
__________
Примітка.
Відстань до окремо розташованих вахтових, житлових і громадських будинків (за винятком будинків клубів, шкіл, дитячих ясел- садків, лікарень) допускається приймати на 50 % меншою
Додаток 3
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 4.3 глави 4 розділу IV)
КЛАСИФІКАЦІЯ
вибухонебезпечних зон бурових установок та нафтогазопромислових об’єктів
№ з/п
Приміщення і простори
Клас вибухонебезпечних зон відповідно
до НПАОП 40.1-1.32-01
1
2
3
1
Закриті приміщення, у яких встановлені відкриті технічні пристрої, апарати, місткості, а також канали, шахти, огороджені підроторні простори бурових установок, у яких виділяються горючі гази або пари легкозаймистих рідин у такій кількості, що можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші при нормальному режимі роботи.
0
2
Відкриті простори радіусом 5 м навколо відкритого технологічного обладнання, що містить нафту, буровий розчин, оброблений нафтою (за наявності нафти в буровому розчині 30 % і вище), нафтові гази або інші легкозаймисті речовини, відкриті простори радіусом 5 м навколо гирла свердловини та навколо оголовків продувочних свічок, факельних систем, викидних трубопроводів обв’язки гирла свердловин та інших закінчень труб, які відводять попутні або інші легкозаймисті гази.
1
3
Простір усередині відкритого і закритого технологічного обладнання, що містить нафту, буровий розчин, оброблений нафтою (за наявності нафти в буровому розчині 30 % і вище), горючі гази, інші легкозаймисті речовини.
0
4
Закриті приміщення для зберігання шлангів для перекачування легкозаймистих рідин.
1
5
Закриті приміщення, у яких встановлене закрите технологічне обладнання, запірна та регулююча апаратура системи КВП і А, що містять нафту, буровий розчин, оброблений нафтою (за наявності нафти в буровому розчині 30 % і вище), горючі гази, де утворення вибухонебезпечних сумішей можливо лише в разі поломки або несправності обладнання. Закриті приміщення насосних для стічних вод.
1
6
Відкриті простори:
радіусом 0,5 м за зовнішніми огороджувальними конструкціями приміщень класів 0, 1;
навколо вентиляторів витяжної вентиляції з приміщень класів 0, 1, що встановлені назовні, обмежені радіусом 3 м;
навколо гирла експлуатаційних свердловин, обмежені відстанню 5 м на всі боки;
навколо розташованих на огороджувальних конструкціях будівель пристроїв для викиду повітря з систем витяжної вентиляції зон 0, 1, обмежені радіусом 5 м.
2
7
Простір під ротором, обмежений циліндром радіусом 5 м від осі свердловини, на всю висоту до низу при відкритому підроторному просторі.
2
8
Напівзакриті простори, у яких встановлене технічне обладнання, запірно-регулююча арматура системи КВП і А, що містять нафту, буровий розчин, оброблений нафтою (за наявності нафти в буровому розчині 30 % і вище), горючі гази або легкозаймисті рідини в межах огородження.
1
__________
Примітка.
Приміщення, у яких розміщуються бурові насоси з підпірними насосами, трубопроводами ЦС та маніфольдом і немає іншого обладнання або апаратів, що можуть стати джерелом вибухонебезпечних сумішей, і які відгороджені від інших вибухонебезпечних приміщень класів 0, 1 протипожежною стіною, відносяться до вибухобезпечних.
Додаток 4
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 1.12 глави 1 розділу V)
МІНІМАЛЬНІ ВІДСТАНІ
між будівлями і спорудами об’єктів облаштування родовища нафтових і газових родовищ, м
Додаток 5
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 2.23 глави 2 розділу V)
АКТ
про випробування нагнітальних ліній бурових насосів
Додаток 6
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 2.29 глави 2 розділу V)
АКТ
про перевірку бурової вишки
Додаток 7
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(підпункт 3.1.1 пункт 3.1
глави 3 розділу V)
АКТ
про введення в експлуатацію бурової установки
Додаток 8
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(підпункт 3.4.3 пункту 3.4
глави 3 розділу V)
ПЕРІОДИЧНІСТЬ
дефектоскопії бурильних труб
№ з/п
Глибина буріння, м
Термін проведення дефектоскопії в залежності від способу буріння, діб
роторне
турбінне
1
<2500
60
90
2
2500-3500
45
65
3
3500-5000
30
45
Додаток 9
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(підпункт 3.6.3 пункту 3.6
глави 3 розділу V)
ПОЄДНАННЯ
різьбових з’єднань бурильних труб і герметизуючих засобів
№ з/п
Інтенсивність викривлення,
град/10 м
Надлишковий внутрішній тиск,
МПа
Поєднання різьбових з’єднань
і герметизуючих засобів
Оптимальне
допустиме
рідке середовище
1
5,0-10,0
До 25,0
ОТТГ (Р-2, Р-402 або аналоги)
ОТТМ з тефлоновим кільцем
>25,0
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416
або аналоги)
2
Понад 10,0
До 25,0
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-416
або аналоги)
>25,0
VАМ (аналоги)
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
газове середовище
3
5,0–10,0
До 25,0
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
ОТТГ (Р-2, Р-402 або аналоги)
>25,0
VАМ (аналоги)
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
4
Понад 10,0
До 25,0
VАМ (аналоги)
ТБО (Р-2, Р-402 або аналоги)
>25,0
VАМ (аналоги)
VАМ (аналоги)
Додаток 10
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 5.20 глави 5 розділу V)
ПЕРЕЛІК
порушень вимог протифонтанної безпеки, несумісних з безпечним виконанням робіт на нафтових і газових свердловинах
1. Поглиблення свердловини після спуску обсадної колони та обладнання устя без дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
2. Невідповідність фактичної обв’язки устя свердловини затвердженій схемі, у тому числі:
2.1. Установлення превенторів з робочим тиском нижче, ніж передбачений у проектній документації.
2.2. Фактична кількість превенторів менша, ніж у затвердженій схемі.
2.3. Відсутність у превенторній компоновці надпревенторної котушки.
2.4. Відсутність рознімного зливного жолоба.
3. Несправність противикидного обладнання та обв’язки устя свердловини:
3.1. Негерметичність фланцевих з’єднань вузлів противикидного обладнання.
3.2. Негерметичність зварних швів вузлів противикидного обладнання та обв’язки колон.
3.3. Відсутність шпильок у фланцевих з’єднань вузлів противикидного обладнання.
4. Несправність управління превенторами:
4.1. Відсутність або несправність дублювального пульта керування превенторами.
4.2. Відсутність або несправність штурвалів ручного приводу.
4.3. Негерметичність гідросистеми пультів керування превентором.
4.4. Установлення пультів керування превенторами ближче ніж 10 м від устя свердловини.
5. Порушення правил монтажу викидних трубопроводів превенторної установки:
5.1. Довжина викидних трубопроводів менше ніж 100 м для газових свердловин та менше ніж 30 м для нафтових.
5.2. Направлення викидних трубопроводів у бік ліній електропередачі, проїжджих шляхів, річок, каналів, лісових масивів, житлових та виробничих будівель, установок, які мають відкритий вогонь або іскри.
5.3. Повороти викидних трубопроводів виконані не на кованих кутиках (литих трійниках з буферним пристроєм).
5.4. Діаметр викидних трубопроводів до кінцевих засувок не відповідає діаметру відводів хрестовини превенторної установки.
5.5. Викидні трубопроводи від відводів хрестовини до кінцевих засувок виконані не на фланцевих або інших з’єднаннях, які передбачені підприємством-виробником.
5.6. Запірна арматура обв’язки противикидного обладнання не відповідає технічній характеристиці превенторної установки.
5.7. Монтаж запірної арматури викидних трубопроводів у місцях або положеннях, що ускладнює керування ними або їх заміну.
5.8. Стояки кріплення викидних трубопроводів не забетоновані або маса бетонних тумб не відповідає розрахунковій.
6. Відсутність технічної документації на противикидне обладнання:
6.1. Технічного паспорта.
6.2. Затвердженої схеми фактичної обв’язки устя свердловини з розмірами.
6.3. Паспортів і актів на опресування колонної головки, двофланцевої котушки, викидних трубопроводів, кутників або трійників, противикидної (перфораційної) засувки фонтанної арматури.
7. Плашки превенторів не відповідають діаметру бурильних труб.
8. Відсутність плашок під обсадні труби або від спеціального перевідника при спусканні обсадних колон у свердловину з розкритими продуктивними горизонтами.
Додаток 11
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 12.4 глави 12 розділу VI)
СФЕРИ
застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Р абс ), парціального тиску сірководню ( Р H 2 S ) та його концентрації (C H 2 S ) для багатофазного флюїду «нафта-газ-вода» з газовим фактором менше ніж 890 нм - 3 /м - 3
Додаток 12
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 12.4 глави 12 розділу VI)
СФЕРИ
застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Р абс ), парціального тиску сірководню Р H 2 S ) та його концентрації (C H 2 S ) для вологого газу або обводненої нафти з газовим фактором більше ніж 890 нм - 3 /м - 3
Додаток 13
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(підпункт 13.6.19 пункту 13.6
глави 13 розділу VI)
ЗОНИ
безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом
№ з/п
Умовний діаметр трубопроводу,
мм
Охоронна зона
під час очищенні порожнини в обидві боки
від осі трубопроводу,
м
Протяжність небезпечної зони під час очищенні порожнини в напрямку вильоту
йоржа чи поршня,
м
Охоронна зона
під час випробуванні в обидва боки
від осі трубопроводу,
м
1
До 300
40
600
100
2
Від 300 до 500
60
800
150
3
Від 500 до 800
60
800
200
4
Від 800 до 1400
100
1000
250
__________
Примітка.
Під час випробування наземних або надземних трубопроводів розміри охоронної зони, вказані в таблиці, збільшуються в 1,5 рази.
Додаток 14
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 13.6.20 глави 13 розділу VI)
ЗОНИ
безпеки (охоронна зона) при гідравлічних випробуваннях трубопроводів
№ з/п
Діаметр трубопроводу, мм
Охоронна зона
при тиску випробування 82,5 кгс/см - 2
в обидва боки
від осі трубопроводу,
м
Протяжність небезпечної зони
при тиску випробування
82,5 кгс/см - 2
у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу,
м
Охоронна зона
при тиску випробування
понад 82,5 кгс/см - 2
в обидва боки
від осі трубопроводу,
м
Протяжність небезпечної зони
при тиску випробування понад 82,5 кгс/см - 2
у напрямку можливого відриву заглушки від торця трубопроводу,
м
1
До 100
50
500
80
800
2
Від 100 до 300
75
600
100
900
3
Від 300 до 800
75
800
100
1200
4
Від 800 до 1400
100
1000
150
1500
Додаток 15
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 1.3 глави 1 розділу VII)
АКТ
перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт
Додаток 16
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 1.3 глави 1 розділу VII)
АКТ
перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт під тиском
Додаток 17
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 5.22 глави 5 розділу VII)
НОРМИ
штучного освітлення виробничих об’єктів
№
з/п
Найменування об’єктів
Загальна мінімальна освітленість,
лк
1
Устя нафтогазових свердловин, верстати-качалки
30
2
Моторні будки верстатів-качалок, будки з апаратурою електрозаглибних насосів
30
3
Машинні зали компресорних і насосних станцій та вентиляційних приміщень
150
4
Операторні
150
5
Установки комплексної підготовки газу
30
6
Робочі місця при підземному і капітальному ремонті свердловин:
устя свердловини
лебідка
підйомна щогла
люлька верхового працівника
приймальні містки
50
30
10
30
30
7
Шкали контрольно-вимірювальних приладів у приміщеннях і зовнішніх установках
150
8
Нафтові трапи, газові сепаратори тощо
30
9
Резервуарні парки:
шляхи на території парку (охоронне освітлення)
простір між резервуарами, місце заміру рівня та керування засувками
2
5
10
Нафтоналивні і зливні естакади (горловина цистерни)
20
11
Нафтові пастки
10
12
Склади:
великогабаритних предметів
хімічних реагентів
пально-мастильних матеріалів
30
30
30
13
Стоянка автомобільної техніки
10
14
Механічні майстерні
200
15
Лабораторії
300
__________
Примітка.
Норми освітленості для приміщень стосуються поверхонь, які розміщені на відстані 0,8 м від підлоги в горизонтальній площині.
Додаток 18
до Правил безпеки
в нафтогазодобувній промисловості
(пункт 8.6 глави 8 розділу VIII)
ЖУРНАЛ
контролю повітря на вміст сірководню
№ з/п
Номер аналізів
Дата і час відбору проб
Місце відбору проб (номер свердловини промислу)
Кількість сірководню, мг/м - 3
Прізвище, власне ім’я та по батькові (за наявності), особи, яка проводила аналіз
Причина підвищеної загазованості
Заходи щодо усунення причин підвищеної загазованості
1
2
3
4
5
6
7
8
1
2