Подготовлена вторая редакция проекта технического регламента о безопасности прозводственных процессов в нефтегазовом комплексе

Проект

Редакция – 2



РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ



Федеральный закон

«О БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА»





ГЛАВА 1. Общие положения



Статья 1 Цели настоящего Федерального закона



1. Настоящий Федеральный закон принят в целях:

защиты жизни или здоровья граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества;

охраны окружающей среды, жизни или здоровья животных и растений.

2. Применение настоящего Федерального закона в иных целях не допускается.



Статья 2. Сфера применения настоящего Федерального закона



1. Настоящий Федеральный закон является специальным техническим регламентом и принят в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании».

2. Настоящий Федеральный закон устанавливает:

обязательные требования к производственным процессам добычи, транспортировки и хранения нефти и газа;

правила и формы оценки соответствия указанных производственных процессов добычи, транспортирования и хранения нефти и газа требованиям настоящего специального технического регламента.

3. К сфере применения настоящего Федерального закона относятся следующие виды производственных процессов:

- бурение (строительство) скважин;

- освоение скважин;

- эксплуатация скважин;

- реконструкция скважин;

- консервация скважин;

- ликвидация скважин;

- сбор нефти и газа;

- подготовка нефти и газа;

- транспортировка нефти и газа в системах сбора и подготовки;

- хранение нефти в системах сбора и подготовки нефти;

- хранение газа на подземных хранилищах газа.

4. Требования настоящего Федерального закона не распространяется на:

- процессы добычи, транспортировки, хранения нефти и газа на континентальном шельфе;

- процессы эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта, используемых для транспортировки нефти и газа;

- процессы транспортировки нефти и газа другими видами транспорта (кроме трубопроводного);

- процессы, осуществляемые на складах, нефтебазах, хранилищах, автозаправочных станциях и иных объектах нефтепродуктообеспечения;

- процессы транспортировки и хранения газа системы газоснабжения (газораспределения), включая процессы газопереработки, производства, перевозки и хранения сжиженного газа, транспортирования и хранения газа системы газоснабжения,

требования безопасности к которым устанавливаются в других соответствующих технических регламентах.



Статья 3. Основные понятия

Для целей настоящего Федерального закона используются следующие основные понятия:

Бурение скважин – комплекс технологических процессов по сооружению горной выработки большой длины и малого поперечного сечения, соединяющей пласт в недрах с поверхностью земли.

Буровая установка – сложное техническое сооружение, включающее оборудование, технические устройства и приспособления, и предназначенное для строительства скважин.

Буровой раствор - смесь глины, воды и химических соединений, закачиваемых вниз по бурильной колонне для смазки системы и подержания необходимого давления.

Выкидная линия – трубопровод, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку.

Газлифтная эксплуатация (газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин) – вид механизированного способа эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в скважину с поверхности.

Газовый конденсат – жидкая смесь углеводородных компонентов и неуглеводородных примесей, образующаяся из природного газа в условиях добычи газа на газоконденсатных месторождениях.

Газонефтеводопроявление – процесс поступления продукции в сьвол скважины, не предусмотренное техническим проектом.

Гидратные пробки (гидраты углеводородных газов) – образования в газопроводах и их технологических системах при транспорте газа, представляющие включения, в которых молекулы углеводородных газов заполняют пустоты кристаллической решетки льда.

Забой – нижняя часть конструкции скважины, куда из пласта поступают нефть и газ.

Колонна обсадная – труба, спускаемая в ствол скважины, и обеспечивающая разобщение пластов при бурении скважины, герметичность скважины и безопасность её эксплуатации.

Консервация скважин – комплекс мероприятий по переводу скважины в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, а также сохранность скважин для дальнейшего использования, на срок, предусмотренный проектной документацией.

Ликвидация скважин – комплекс мероприятий по переводу скважины в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, а также сохранность месторождения для дальнейшего использования.

Манифольд – система труб и отводов с задвижками или кранами, служащая для соединения фонтанной арматуры с выкидной линией.

Насосная эксплуатация скважин – вид механизированного способа эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

Насосно-компрессорные трубы – подъемные трубы, используемые при механизированном способе освоения скважины.

Нефтяной газ – смесь газообразных и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её разгазировании.

Нефте(газо)отдача – мера рационального использования природных ресурсов, заключенных в недрах нефтяных месторождений.

Освоение скважины – вызов притока продукции из пласта снижением давления столба жидкости на забой скважины.

Оборудование скважины – части конструкции скважины, обеспечивающие отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантирующие от возникновения газонефтеводопроявлений, открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды.

Охранная зона – территория вокруг нефтегазового объекта, устанавливаемая федеральным законодательством в целях обеспечения безопасных условий эксплуатации таких объектов и минимизации возможности их внешнего повреждения.

Природный газ – смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в газообразном состоянии.

Пластовая нефть – смесь углеводородных компонентов и растворенных в них неуглеводородных примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии.

Подъемные трубы - трубы, спускаемые в скважину перед началом ее освоения, по которым происходит подъем продукции скважин на поверхность.

Продукция скважины (пластовый флюид) – газожидкостная смесь, поступающая на забой скважины из пласта.

Призабойная зона (ПЗП) – часть пласта, примыкающая к стволу скважины в интервале фильтра. ПЗП является областью по перемещению нефти из пласта в скважину с одной стороны и активным воздействием на неё технологиями и оборудованием с другой.

Приемистость скважины – объем закачки жидкости, поглощаемый скважиной в единицу времени.

Производительность скважины – объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени.

Производственный объект добычи, транспортировки и хранения нефти и газа (нефтегазовый объект) – комплекс машин и оборудования, технических устройств, зданий, строений и сооружений, объединенных в единую технологическую систему на отведенном земельном участке и предназначенных для обеспечения добычи, транспортировки и хранения нефти и газа

Производственный процесс добычи нефти и газа (добыча) - производственная деятельность организаций по строительству скважин, извлечению продукции скважин из недр земли, сбору и подготовки нефти и газа.

Производительность добывающей скважины – объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени.

Производственный процесс хранения нефти и газа – содержание нефти и газа в резервуарах или специально предусмотренных для этого емкостях.

Производственный процесс транспортировки нефти и газа в системах сбора и подготовки – производственная деятельность организаций по перемещению нефти и газа по трубопроводам до пунктов их подготовки.

Производство нефтегазовых объектов - процесс создания нефтегазовых объектов, включая их проектирование, строительство, реконструкцию и капитальный ремонт.

Подготовка нефти – производственная деятельность по подготовке нефти к дальнейшей транспортировке потребителю, включающая процессы обезвоживания (отделение воды), обессоливание (удаление солей), стабилизации (отделение легких фракций) для получения нефти с необходимыми характеристиками.

Подготовка газа – производственная деятельность по подготовке газа к дальнейшей транспортировке потребителю, включающая процессы осушки (удаление капельной влагии уменьшение содержания водяных паров), очистка (удаление сероводорода и двуокиси углерода), отбензинивание (отделение пропан-бутановых и более тяжелых углеводородов) для получения газа с необходимыми характеристиками.

Реконструкция скважин – комплекс мероприятий по изменению конструкции скважины и её назначения, предусмотренный проектной документацией.

Ремонт скважин – комплекс мероприятий по устранению повреждений и аварий с внутрискважинным оборудованием, изоляции водопритоков, дополнительной перфорации, забуриванию новых стволов и других мероприятий по восстановлению условий нормальной эксплуатации скважины.

Сбор нефти и газа – производственная деятельность по сбору продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Скважина – вертикальная или наклонная горная выработка большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли.

Станок – качалка – балансированный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса.

Ствол – цилиндрическая часть конструкции скважины от устья до забоя.

Строительство скважины – совокупность производственных процессов по монтажу буровой установки, проведению подготовительных работ (подготовка к работе необходимых для бурения скважины веществ, материалов, систем энерго- и водообеспечения и т.д.), проходка горных пород, разобщение пластов, освоение скважины, демонтаж оборудования.

Техническое обслуживание – система организационных и технических мероприятий, осуществляемых эксплуатирующей организации с целью поддержания безопасного состояния нефтегазовых объектов.

Техническое устройство – агрегат, машина, механизм, прибор, аппаратура, оборудование и иная функционально неделимая конструктивная составляющая нефтегазового объекта.

Устье скважины - верхняя часть конструкции скважины, расположенная на поверхности.

Фонтанная скважина (фонтанный способ эксплуатации скважин) – способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин, при котором жидкость из скважины поступает на поверхность под действием пластовой энергии.

Фонтанная арматура – наземное (устьевое) оборудование, предназначенное для подвешивание колонны подъемных труб, герметизации устья скважин, контроля за работой скважины и направления продукции скважины в выкидную линию.

Эксплуатация нефтегазовых объектов - основная стадия жизненного цикла нефтегазовых объектов, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается их качество. Эксплуатация объектов включает в общем случае использование по назначению (работу), техническое обслуживание и ремонт. Отличительной особенностью эксплуатации является использование или ожидание непосредственного использования нефтегазовых объектов по назначению.

Эксплуатация скважин – процесс извлечения продукции скважин на нефтегазовом месторождении.

Эксплуатирующая организация – организация или индивидуальный предприниматель, осуществляющие на законных основаниях процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и газа.




ГЛАВА 2 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ К ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ПРОЦЕССАМ ДОБЫЧИ транспортировки и хранения НЕФТИ И ГАЗА



1. Производственные процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и газа и объекты, на которых они осуществляются, должны удовлетворять требованиям настоящего технического регламента.

2. Требования к зданиям и сооружениям, нефтегазовому оборудованию и техническим устройствам, используемым при добыче, транспортировке и хранении нефти и газа, устанавливаются в соответствии с общими и специальными техническими регламентами, федеральным законодательством в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и предупреждения чрезвычайных ситуаций.

3. На объектах добычи, транспортировки и хранения нефти и газа используются нефтегазовое оборудование, технические устройства, материалы (в том числе иностранного производства) сертифицированные в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

4. Требования безопасности производственных процессов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа устанавливаются в проектной документации на строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию объектов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа с учетом анализа опасности и риска.

5. Планировочные решения генеральных планов должны обеспечивать наиболее благоприятные условия для производственного процесса и труда, рациональное и экономное использование земельных участков, а также учитывать взрывопожароопасность производственных процессов.

Месторасположение жилых помещений для вахтенного эксплуатационного персонала объектов добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов должно исключать попадание нефти и нефтепродуктов на территорию поселка.

6. При использовании комплектного импортного оборудования или оборудования, изготовленного по иностранным лицензиям, безопасность проектируемых объектов и процессов должна быть не ниже устанавливаемой настоящим техническим регламентом.

7. На опасные производственные объекты добычи, транспортировки и хранения нефти и газа разрабатывается декларация промышленной безопасности в соответствии с федеральным законодательством в области промышленной и экологической безопасности.

8. Проектная документация, а также декларация промышленной безопасности подлежат экспертизе в соответствии с федеральным законодательством в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и предупреждения чрезвычайных ситуаций.

9. Эксплуатирующая организация обязана организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда, защиты населения и территорий от негативных последствий указанных процессов, установленных законодательством Российской Федерации.

10. Производственные процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и газа должны проводиться обученным и допущенным к самостоятельной работе квалифицированным производственным персоналом, обеспеченным необходимой эксплуатационной документацией по безопасному ведению работ.

11. Производственные процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и газа следует осуществлять с учетом:

максимального снижения взрывопожароопасности технологических процессов;

уменьшения вредных выбросов в окружающую среду;

ограничения распространения возможного пожара и снижения разрушительных последствий возможного взрыва и пожара;

обеспечение безопасной остановки производства в случае нарушения технологического процесса или возникновения аварийной ситуации;

обеспечения безопасной эвакуации людей;

обеспечения безопасных условий труда.

12. Газокомпрессорная станция должна быть расположена на расстоянии от гражданских объектов, достаточном для минимизации их поражения от воздействия взрыва и пожара.

13. При ведении производств добычи, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа в помещениях и на открытых площадках во взрывоопасных зонах следует устанавливать системы (средства) контроля довзрывоопасных концентраций, обеспечивающие подачу предупредительного светового и звукового сигналов в операторную или другой пункт пребывания обслуживающего персонала при концентрации горючих газов 20% и аварийного сигнала - при концентрации 50% нижнего концентрационного предела воспламенения.

14. Для предотвращения коррозионного разрушения оборудования и трубопроводов необходимо предусматривать мероприятия по защите от внутренней коррозии, в том числе:

применение материалов с высокими антикоррозионными характеристиками;

оснащение оборудования и трубопроводов приборами и устройствами для контроля за коррозией и коррозионным растрескиванием;

подачу ингибиторов коррозии;

внутреннее антикоррозионное покрытие и др.

15. Персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты при ведении производственных процессов с продукцией, содержащей сероводород или другие вредные вещества.

16. Запрещается проводить производственные процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и газа при неисправности оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, а также при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов, средств автоматизации, систем блокировок, предохранительных клапанов, отключающих и регулирующих устройств, указанных в паспортах завода-изготовителя и (или) инструкциях по эксплуатации.

17. Рабочие места (производственные помещения, рабочие площадки) обслуживающего персонала должны иметь освещенность, достаточную для безопасного ведения работы.

В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение. Светильники аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимого источника. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами.

18. Для всех взрывопожароопасных производственных объектов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа должны быть разработаны мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий. В планах ликвидации аварий следует предусматривать:

оперативные действия персонала по предотвращению и локализации аварий;

способы и методы ликвидации аварий и их последствий;

порядок действий по исключению (минимизации) возможности загораний и взрывов, снижению тяжести возможных последствий аварий;

эвакуацию людей, не занятых ликвидацией аварии, за пределы опасной зоны.

19. Эксплуатирующими организациями должны быть приняты меры по предотвращению несанкционированного вмешательства в ведение производственных процессов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, по охране объекта, исключающей проникновение на территорию посторонних лиц.

20. Эксплуатирующая организация обязана проводить техническое расследование причин аварий и расследование несчастных случаев, вести учет аварий и инцидентов (отказов, неполадок оборудования и систем, нарушений технологического регламента и др.), возникающих при ведении производственных процессов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.




ГЛАВА 3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ производственных процессов СТРОИТЕЛЬСТВА, КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН



Статья 4 Общие требования к строительству, консервации и ликвидации скважин



1. Процессы добычи нефти и газа осуществляются в соответствии с проектами строительства скважин, обустройства и разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

2. Разработка проектной документации производится на основании задания на проектирование, выдаваемого пользователем недр (заказчиком) проектной организации (подрядчику) с передачей исходных данных, необходимых для составления проектной (технической) документации.

3. В проектной документации должны предусматриваться решения, соответствующие передовому отечественному и зарубежному уровню безопасности, в том числе обоснованные и достаточные решения, учитывающие особо сложные геологические и гидрогеологические условия строительства, сейсмичность, оползневые и другие явления.

4. Проектная документация опасных производственных объектов, определяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации, должна содержать перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера.

5. При создании (проектирование, строительство), консервации и ликвидации производственных объектов добычи нефти и газа предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий и локализации их последствий.

При разработке мероприятий учитываются источники опасности, факторы риска, условия возникновения аварий и их сценарии, численность и размещение производственного персонала.

В число мероприятий по предупреждению аварий и локализации их последствий включаются организационные и инженерные решения:

по предотвращению разгерметизации оборудования и выбросов опасных веществ в количествах, создающих угрозу производственному персоналу и окружающей среде;

по установке систем контроля химической обстановки, обнаружения взрывоопасных концентраций опасных веществ;

по предупреждению развития и локализации аварий, связанных с выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими явлениями (внезапные выбросы газа);

по обеспечению безопасности производственного персонала;

по установке систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов;

по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственными процессами, безопасности находящегося .в них персонала и возможности управления процессами при авариях;

по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий аварий на проектируемом объекте;

по системам физической защиты и охраны опасного производственного объекта от постороннего вмешательства, а также по системам оповещения об авариях;

по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на проектируемом объекте аварийно-спасательных служб и формирований.

6. Проектная документация утверждается недропользователем (заказчиком) при наличии положительного заключения экспертизы, утвержденного федеральными органами исполнительной власти, специально уполномоченными в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и предупреждения чрезвычайных ситуаций сфере промышленной безопасности.

7. Пересмотр действующих проектов в связи с введением в действие новых нормативных документов, несоответствием фактических горно-геологических условий проектным, другими причинами производится в порядке, установленном федеральным законодательством для разработки новой документации.

8. Отклонения от проектной документации в процессе производства не допускаются.

9. При необходимости или целесообразности использования в процессе производственной деятельности новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление Дополнения к проектной документации, Дополнения подлежат экспертизе в порядке, установленном для экспертизы вновь разработанной проектной документации.

10. При решении генеральных планов сооружения и производственные объекты, содержащие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости следует располагать ниже по рельефу по отношению к зданиям, сооружениям, производственным объектам другого назначения.

11. Внутриплощадочные дороги следует проектировать и строить с учетом:

чтобы разлившаяся нефть не могла попасть на проезжую часть;

устойчивости слоя минерального грунта и предотвращения его размыва при эксплуатации.

12. Расстояния между зданиями, сооружениями, в том числе инженерными сетями, следует принимать минимально допустимыми исходя из результатов анализа риска.

13. Здания, сооружения, открытые установки с производственными процессами, выделяющими в атмосферу газ, дым и пыль, взрывоопасные и пожароопасные объекты не следует располагать по отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего направления.

14. Открытые движущие и вращающие части оборудования, аппаратов, механизмов и т.п. должны иметь ограждение и (или) заключаться в кожухи, оснащаться системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск в работу при отсутствующем или открытом ограждении. Конструкция и крепление ограждения должны исключать возможность непреднамеренного соприкосновения работающего с ограждаемым элементом.

15. Рабочие места (производственные помещения, рабочие площадки), где обслуживающий персонал находится постоянно, должны быть обеспечены круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом.



Статья 5 Требования безопасности к производственным процессам строительства и реконструкции скважин



1. При размещении буровых площадок должно быть обеспечено выполнение требований в области охраны окружающей среды, восстановления природной среды, рационального использования и воспроизводства природных ресурсов, обеспечения экологической безопасности с учетом ближайших и отдаленных экологических, экономических и иных последствий указанных объектов и соблюдением приоритета сохранения благоприятной окружающей среды, рационального использования и воспроизводства природных ресурсов.

2. Размещение буровых площадок в особо охраняемых природных зонах (в т.ч. в водоохранных зонах) допускаться лишь при условии применения безамбарного способа бурения, при котором отходы бурения собираются в металлические емкости и вывозятся на специальные полигоны на захоронение или утилизацию с целью дальнейшего использования.

3. К основным факторам, которые необходимо учитывать при выборе места расположения буровой площадки и её конструкции, относятся: уклон поверхности, тип почвенного покрова, глубина залегания грунтовых вод, необходимый объем подготовительных работ, в т. ч. при строительстве на болоте или в многолетнемерзлых породах, наличие природоохранных территорий и зон, данные по новейшей тектонике, сейсмической опасности территории, близость проектируемой скважины к водным объектам, их категорийность, наличие дренажных и мелиоративных систем, значимость растительного покрова, лесов и т.д.

4. Размеры буровой площадки должны также обеспечивать размещение технологического оборудования, агрегатов для ремонта скважин, специальной техники, другого оборудования при различных способах эксплуатации скважин с учетом требований к расположению станков-качалок, станций управления, трансформаторных подстанций, газопроводов газлифта, кабельных эстакад по одну сторону от оси куста скважин и подземной прокладки кабельных линий к электроцентробежным насосам и станкам-качалкам по другую сторону от оси куста скважины.

Служебные и бытовые помещения на территории буровой площадки должны быть оборудованы в соответствии с требованиями пожарной безопасности и размещены от устья скважины на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м.

5. Проекты на строительство и реконструкцию скважин, разрабатываемые на основе проектов разведки или разработки месторождений, должны обеспечивать безаварийную проводку ствола (стволов), безопасность труда в процессе строительства (реконструкции) скважин, их надежность и противоаварийную устойчивость при последующей эксплуатации в качестве опасных производственных объектов, а также охрану недр и окружающей среды.

6. Безопасность проектируемых скважин, вновь строящихся, реконструируемых действующих (в том числе) выведенных на капитальный ремонт, должна обеспечиваться по следующим основным направлениям:

использование в разрабатываемых проектах технологических процессов и операций, характеризуемых наиболее низкими показателями взрывоопасности и токсичности;

недопущение применения в технологических процессах веществ и материалов с неизученными химическими, физико-химическими, механическими и иными свойствами;

минимизация вредных сбросов и выбросов в окружающую среду (в атмосферу, почву, поверхностные и подземные источники воды), утилизация отходов производства;

применение малоотходных и безопасных технологий;

создание условий для локализации аварий и минимизация тяжести последствий в случае взрыва и (или) пожара, а также в случаях аварийных выбросов из скважин с переходом в открытый фонтан пластового флюида (нефти, газа, воды);

оснащение технологических процессов эффективными системами и средствами взрывоподавления и взрывозащиты;

применение технологий, исключающих непосредственный контакт работающих с вредными и опасными производственными факторами (токсичными веществами, горячими поверхностями, открытым огнем, вращающимися и (или) движущимися частями оборудования, незащищенными частями электрооборудования, источниками ионизирующего и радиационного излучения);

применение эффективных средств контроля и регулирования технологических процессов, систем и средств противопожарной защиты;

обеспечение надежности электроснабжения, наличие резервных источников электроэнергии;

обеспечение безопасного отключения отдельных установок, машин, оборудования в случае возникновения аварийной ситуации вследствие нарушения технологического процесса, в том числе при нарушениях подачи энергетических и (или) материальных ресурсов;

оснащение производства оперативными системами оповещения и связи и обеспечение безопасной эксплуатации людей при аварии;

принятие мер, обеспечивающих безопасность при консервации скважин, а также при их ликвидации.

7. При проектировании строительства и реконструкции скважины необходимо:

учитывать нормативы допустимой антропогенной нагрузки на окружающую среду;

предусматривать мероприятия по предупреждению и устранению загрязнения окружающей среды;

предусматривать охрану поверхностных и подземных вод;

определять способы размещения отходов производства и потребления;

применять ресурсосберегающие, малоотходные и иные наилучшие существующие технологии, способствующие охране окружающей среды, восстановлению природной среды, рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов.

8. Добывающая скважина должна размещаться за пределами охранных линий электропередач, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных, промышленных и гражданских объектов.

9. Требования по обеспечению взрывобезопасности определяются классом и границами взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей и в условиях буровой установки и буровой площадки в целом.

Классификация взрывоопасности помещений и пространства буровой установки и площадки строительства скважин приведена в Приложение 1. При этом классификация взрывоопасных зон произведена на основании принятых критериев:

зона 0 – пространство, в котором постоянно или в течение длительного периода времени присутствует взрывоопасная смесь воздуха и газа;

зона 1 – пространство, в котором при нормальных условиях работы возможно присутствие взрывоопасной смеси воздуха и газа;

зона 2 – пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси воздуха и газа, а в случае ее проявления эта смесь присутствует в течение непродолжительного периода времени.

10. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины;

возможность реконструкции крепи скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

11. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность должны проводиться с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом, снижении уровня нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида при строительстве и эксплуатации скважин.

12. Периодичность и способы проверки состояния обсадных колонн по мере их естественного износа или аварийного разрушения (смятие, разрыв и т.п.) и необходимые мероприятия по обеспечению безопасной проводки и эксплуатации скважины должны устанавливаться проектом.

13. Оборудование скважины должно обеспечивать:

герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10%;

устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород;

подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины;

герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

возможность испытания обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.

14. Газовые и газоконденсатные скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

15. Для обвязки скважин используются бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

16. На всех этапах строительства скважины должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта.

17. Конструкция и устройство линий сбросов от блоков глушения на факелы устанавливаются рабочим проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон. Линии сбросов должны направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

18. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и обеспечивать безаварийные условия бурения с минимальным ущербом окружающей среде.

19. При применении буровых растворов на углеводородной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300мг/м работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

20. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 500С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

21. Цементировочная головка и нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

22. Законченная строительством скважина должна отвечать следующим требованиям:

обеспечивать долговечность и надежность службы скважины как горной крепи в течение всего периода эксплуатации;

исключить вероятность возникновения неуправляемых газонефте-водопроявлений, переходящих в открытые фонтаны;

обеспечивать рациональное использование природных ресурсов;

обеспечивать защиту пресноводных горизонтов геологического разреза (при их наличии) от загрязнения;

обеспечивать охрану недр и окружающей среды в период консервации и после ликвидации;

обеспечивать возможность безопасного проведения ремонтных работ, работ по реконструкции (бурение бокового ствола, многоствольное бурение и т.п.) и по воздействию на продуктивные пласты с целью интенсификации добычи нефти и газа и увеличения нефтеотдачи пластов.

23. Реконструкция скважин, связанная с необходимостью проводки нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.), должна производиться по проектной документации, разработанной, согласованной и утвержденной в порядке, установленном для проектной документации на строительство скважины.

24. Реконструкция скважины осуществляется на основе результатов предварительного исследования состояния скважины и оценки надежности используемой части ее крепи в процессе дальнейшей эксплуатации.

25. Перед началом работ по реконструкции или исследовании скважины устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием. Устье скважины вместе с ПВО должно быть опрессовано на давление, превышающее на 10% максимально возможное пластовое давление во вскрытом стратиграфическом разрезе.



Статья 6. Требования безопасности при освоении и испытании скважин



1. Работы по освоению (испытанию) скважин осуществляются в соответствии с рабочим проектом и при оборудовании устья скважины, обеспечивающем герметичность при максимально ожидаемом давлении на устье скважины.

2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием, а скважина заполнена буровым раствором.

В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой.

3. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение не допускается.

4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";

термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геолого-физических параметров;

сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

охрану недр и окружающей среды.

6. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.

7. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки на давление опрессовки колонны

8. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов должно предусматривать мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции.

Испытание скважины с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов должно производиться в соответствии с рабочим проектом на строительство скважин.



Статья 7. Требования безопасности к строительству скважин на кустовых площадках



1. Размеры кустовых площадок должны обеспечивать размещение технологического оборудования, агрегатов для ремонта скважин, специальной техники и другого оборудования при различных способах эксплуатации (фонтанном, газлифтном, механизированном с помощью станков-качалок и погружных насосов) с учетом следующих требований:

станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны размещаться по одну сторону от оси куста;

подземные выкидные трубопроводы от добывающих скважин, кабельные линии к электроцентробежным насосам и станкам-качалкам – по другую сторону от оси куста;

размещение оборудования, агрегатов для ремонта скважин, специальной техники должно обосновываться в проекте и отражаться в планах текущего и капитального ремонта скважин.

2. Скважины на кустовой площадке должны быть размещены группами. Количество скважин в группе, расположение скважин, расстояния между группами устанавливается проектом.

3. Бытовые и служебные помещения для буровых бригад и бригад освоения на территории куста должны быть расположены от устья бурящихся и эксплуатационных скважин на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее, чем на 10 метров.

4. Общее количество скважин на кустовой площадке ограничивается величиной суммарного свободного дебита всех скважин одного куста, которая не должна превышать 4000т/сут (по нефти).

5. На кустовых площадках при газовом факторе более 200 м3/т проектная документация должна содержать дополнительные меры безопасности.

6. При размещении кустовой площадки на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин.

7. Расстояние от границ кустовой площадки до магистральных и внутрипромысловых автодорог должно быть более 50м.

8. На кустовой площадке должен осуществляться контроль загазованности воздушной среды всей территории.



Статья 8. Требования безопасности при строительстве горизонтальных скважин



1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать:

обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса искривления) ствола скважины исходя из заданной протяженности горизонтального положения в продуктивном пласте;

расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах резкого искривления ствола;

мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;

коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;

технические условия по обеспечению проходимости внутри колонн труб инструмента и приспособлений для проведения технологических операций, приборов ловильного инструмента и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при спуско-подъемных и других операциях, предотвращению желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном участке;

гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок, формирующихся в верхней части горизонтального проложения;

крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и горизонтальном участке (при необходимости);

допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.

2. При протяженности горизонтального участка ствола скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.

3. Для удаления газовых скоплений в верхней части горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной пачки раствора на поверхность должен фиксироваться и при необходимости регулироваться.

4. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом следующих условий: коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для секций, находящихся в пределах горизонтального участка, составляют 1,3-1,5, для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0 до 5,0 град/10 м, 1,05, для секций в интервалах искривления свыше 5 град/10 м 1,10;

коэффициент запаса прочности на внутреннее давление 1,15.

5. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в интервалах интенсивного искривления ствола должен производиться с учетом интенсивности искривления и избыточного внутреннего давления.

6. Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность должны исходить из следующих положений:

в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки;

в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные бурильные трубы;

УБТ располагается выше интервала интенсивного искривления ствола скважины.

7. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желобобразования и снижения износа обсадных колонн. Возникновение нагрузок на стенки скважины выше предельных значений, установленных проектом, недопустимо.



Статья 9. Требования безопасности при строительстве скважин в зонах многолетнемерзлых пород



1. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженными просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).

2. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

3. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

4. Бурение ствола под направление до глубины 20-30 м необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

5. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

6. Для бурения скважин в зоне распространения многолетнемерзлых пород в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

7. Для предупреждения кавернообразования в интервалах многолетнемерзлых пород в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

8. Тепловой режим бурения в интервалах многолетнемерзлых пород, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

9. Забуривание наклонно-направленного ствола в интервалах залегания многолетнемерзлых пород не допускается.

10. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.

11. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10 °С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

12. При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.



Статья 10. Требования безопасности при строительстве скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода



1. Проектной документацией на строительство скважин и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и другие вредные вещества, должны быть установлены:

возможность формирования на объектах (в том числе при аварийных ситуациях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ (паров, газов), превышающей предельно допустимые санитарные нормы;

границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентрацией сероводорода;

возможность и интенсивность сульфидно-коррозионного растрескивания металла оборудования и технических средств, контактирующих с агрессивной средой;

необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в условиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников.

2. К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

3. На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

4. Территория вокруг факельного ствола, а также всех сооружений факельной установки должна быть спланирована , к ним должен быть обеспечен подъезд.

Территория вокруг факельного ствола в радиусе его высоты, но не менее 30 м, ограждается и обозначается. В ограждении должны быть оборудованы проходы для персонала и ворота для проезда транспорта. Количество проходов должно равняться числу факельных стволов, причем путь к каждому стволу должен быть кратчайшим.

При размещении факельных систем в малообжитых районах допускается вместо ограждения выполнять обвалование высотой не менее 1м и шириной по верху не менее 0,5м.

Все оборудование факельной установки, кроме оборудования факельного ствола, должно размещаться вне ограждения (обвалования).

5. Расстояние от свечей сброса газа в атмосферу из основных технологических контуров до наземных сооружений должно определяться расчетом, но должно быть не менее 25м.



Статья 11. Требования безопасности при ведении работ по консервации и ликвидации скважин



1. Консервация и ликвидация скважин должны осуществляться в соответствии с рабочим проектом с учетом обеспечения сохранности месторождений, безопасности жизни и здоровья населения, охраны окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния консервируемых (ликвидируемых) объектов, а при консервации – также сохранность скважин на все время консервации.

2. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные рабочим проектом, или превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в установленном порядке.

3. При обнаружении в ходе проверок или в других случаях тех или иных недостатков (устьевое давление, межколонные проявления, грифоны и т.п.) скважина должна быть выведена из консервации. Пользователь недр (владелец) обязано выяснить причины недостатков, разработать и реализовать мероприятия по их устранению. Дальнейшая консервация скважины может быть продлена после устранения причин появления неисправностей.



ГЛАВА 4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН



Статья 12. Требования безопасности при эксплуатации нефтегазовых скважин



1. Эксплуатация оборудования скважин осуществляется в соответствии с техническими условиями изготовителей.

2. При эксплуатации скважин содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных требованиям проекта (углеводороды предельные С1-С10 в пересчете на С – 300 мг/м3, сероводород в смеси с углеводородами С1-С5 – 3 мг/м3).

3. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

Аварийные задвижки с дистанционным и автоматическим управлением должны иметь также ручной привод.

4. В случае затопления кустовой площадки паводковыми водами выше колонных фланцев, эксплуатация кустовой площадки не допускается. Ввод в эксплуатацию после паводкового периода осуществляется по специальному плану, в соответствии с требованиями, утвержденными Ростехнадзором.

5. При содержании газов в буровом растворе более 5% или в случае использования растворов на нефтяной основе должен производиться отбор проб газовоздушной среды.

6. Фонтанные и газлифтные скважины оборудуют опрессованной фонтанной арматурой, конструкция которой должна обеспечивать герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

7. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

8. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

9. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье производят на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

10. При проведении технологических операций на скважине (гидроразрыв, кислотные обработки, различные заливки), которые требуют давлений, превышающих допустимые, на устье скважины устанавливают арматуру, рассчитанную на это давление, а эксплуатационную колонну от высоких давлений защищают установкой пакера.

11. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 2000С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

12. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещается. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

13. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 800С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

14. Высокодебитные фонтанные скважины, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер, клапан-отсекатель, циркуляционный клапан). В процессе эксплуатации скважины клапан – отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

15. При переводе скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.

16. При газлифтной эксплуатации смонтированные трубопроводы подвергаются продувке сжатым воздухом и опрессовке жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

17. Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

18. Устье газлифтной скважины оборудуется фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

19. Рабочий агент (газ) при газлифтной эксплуатации осушают от водяных паров до точки росы: -100С для южных широт и –200С для средних и северных широт.

20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного. Обвязку скважины и аппаратуру следует отогревать только паром.

21. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,50 на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

22. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

23. Помещение технологического блока установки должно иметь:

постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

температуру в блоках не ниже 50С, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

24. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

- проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

- включить освещение;

- переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

25. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости прорайбирована, скважина промыта до забоя и опрессована.

26. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

27. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.

28. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

29. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

30. Силовая установка запускается в работу после проверки системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима наземного оборудования.

31. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

32. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.

33. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках, необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.



Статья 13. Требования безопасности при эксплуатации факельной системы



1. Факельные системы должны быть оснащены средствами сигнализации (с выводом сигналов в помещение управления), срабатывающими при достижении следующих параметров:

минимально допустимом расходе продувочного газа в коллектор и газовый затвор;

минимально допустимом давлении или расходе топливного газа на дежурные горелки;

погасании пламени дежурных горелок;

образовании разрежения у основания факельного ствола, равного или более 1000Па;

минимально и максимально допустимых уровнях жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;

минимально допустимом уровне жидкости в факельных гидрозатворах;

включении насосов по откачке конденсата.

2. К факельному стволу должен быть обеспечен подвод топливного газа для дежурных горелок, а к устройству зажигания пламени – подвод топливного газа и воздуха для приготовления запальной смеси. Для исключения конденсации паров воды и ее замерзания в трубопроводах в холодное время года топливный газ необходимо осушать или подавать по обогреваемому трубопроводу. Топливный газ не должен содержать механических примесей.

3. В случае периодической работы факельной системы интенсивность подачи в начало факельного коллектора продувочного газа должна устанавливаться из условия предупреждения образования взрывоопасной смеси.

3. Розжиг факела должен быть автоматическим, а также дистанционно управляемым.

4. Высота факельного ствола должна быть определена расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания.

5. Перед каждым пуском факельная система должна быть продута паром или газом, чтобы содержание кислорода у основания факельного ствола было не более 25% нижнего предела взрываемости, проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносных газоанализаторов специально обученным персоналом.

6. Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси необходимо исключить возможность подсоса воздуха и обеспечить непрерывную подачу продувочного газа в факельный коллектор, если в технологическом процессе не предусмотрено постоянных сбросов.

7. При работе факельной установки необходимо обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, бездымное сжигание постоянных и периодических сбросов, а также безопасную плотность теплового потока и предотвращение попадания воздуха через верхний срез факельного ствола.

8. Перед прекращением сброса горючих газов и паров, нагретых до высокой температуры, необходимо обеспечить дополнительную подачу продувочного газа в целях предотвращения образования вакуума в факельной системе при охлаждении или конденсации.

9. Перед проведением ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками и продута азотом (при необходимости пропарена) до полного удаления горючих веществ с последующей продувкой воздухом до объемного содержания кислорода не менее 18% и содержания вредных веществ не более ПДК.

10. В зоне ограждения (обвалования) факельного ствола запрещается находиться лицам, не связанным с обслуживанием факельных систем.

11. На факельных стволах устанавливаются дежурные горелки, выполняющие роль пилотных огней при работающей факельной системе; на случай остановки факельной системы должно быть предусмотрено световое ограждение верха факельного ствола переносными светильниками в соответствии с требованиями к маркировке и светоограждению высотных препятствий.

12. Факельный ствол, сепараторы и гидрозатворы должны оснащаться устройствами для отбора проб.



Статья 14. Требования безопасности при проведении работ по повышению нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин



1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с пл