ПБИ 08-375(200)-00  

ДОПОЛНЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ
К "ПРАВИЛАМ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ",
УТВЕРЖДЕННЫМ ПОСТАНОВЛЕНИЕМ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ ОТ 09.04.98 N 24

     
     УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Госгортехнадзора России от 11.08.2000 N 44
     
     
     С вводом в действие настоящих Дополнений и изменений по нижеследующим пунктам "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденным Госгортехнадзором России 09.04.98, следует руководствоваться приведенными здесь положениями и требованиями.
     
     

ВВЕДЕНИЕ

     
     
     Последний абзац изложить в новой редакции: "С введением в действие настоящих Правил считать утратившими силу "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденные Госгортехнадзором России 14.12.92 и Дополнения и изменения к ним, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.96 N 22".
     
     

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

     
     
     1.1.6. Требования безопасности к оборудованию, техническим средствам и технологиям, в том числе импортным, вступают в силу с момента введения в действие настоящих Правил. Эксплуатация оборудования, инструмента, приборов и применение технологических процессов, разработанных, выпущенных, приобретенных по контрактам до выхода настоящих Правил, разрешаются при условии обеспечения в необходимых случаях дополнительных мер безопасности. В этих случаях предприятия должны разрабатывать планы поэтапного вывода из эксплуатации не соответствующих действующим Правилам оборудования, инструмента, приборов и технологических систем после выработки ими установленных сроков эксплуатации.
     
     1.2.12. Ликвидация и консервация скважин осуществляется в порядке, установленном "Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами" (Госгортехнадзор России, постановление от 02.06.99 N 33), "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов" (Госгортехнадзор России, постановление от 22.03.2000 N 10).
     
     1.2.13. Предприятия и организации должны организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности согласно Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ и постановлению Правительства Российской Федерации от 10.03.99 N 263 "Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте".
     
     Сведения об организации производственного контроля и о работниках, уполномоченных на его осуществление, представляются в территориальный орган Госгортехнадзора России, обеспечивающий государственный надзор на данной территории.
     
     1.2.15. При разработке проектов на строительство скважин и обустройство нефтегазопромысловых объектов проектная организация должна осуществить анализ опасности и риска проектируемого объекта в соответствии с "Методическими указаниями по проведению анализа риска опасных промышленных объектов" (Госгортехнадзор России, 12.07.96 [34]).
     
     1.2.16. Предприятия обязаны заключать договора об обслуживании с профессиональными противофонтанными службами или создавать собственные аварийно-спасательные службы (формирования). Объем и номенклатура услуг по профилактике и ликвидации открытых фонтанов устанавливаются договором, заключаемым с учетом действующих отраслевых положений и норм пользователем недр (предприятием) с профессиональной противофонтанной службой (формированием) с учетом требований законодательных актов [41, 85].
     

     1.3.2. Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ [2] и "Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России", утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 11.01.99 N 2 и зарегистрированного Минюстом России 12.02.99 N 1706 [45].
     
     1.3.5. Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в том числе практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска к самостоятельной работе должны пройти аттестацию с выдачей соответствующего удостоверения по рабочим профессиям. При выдаче такого удостоверения в учебных заведениях, специализированных учебных центрах за теоретический курс обучения засчитывается подтвержденный дипломом теоретический курс по соответствующей специальности в рамках образовательной программы (справка для практикантов), а за производственный - месячная стажировка на рабочем месте.
     
     1.3.6. Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения и аттестации в соответствии с требованиями "Положения о порядке подготовки и аттестации работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России", стажировки на рабочем месте, проверки практических навыков, проведения необходимого инструктажа согласно ГОСТ 12.0.004 и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается предприятием, но не может быть менее двух недель.
     
     1.3.9. Аттестация рабочих проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменении инструкций, относящихся к их рабочему месту и выполняемой работе, после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний.
     
     1.3.10. Аттестация руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.
     
     Руководящие работники и специалисты концернов, корпораций, объединений, научно-исследовательских, проектно-конструкторских и других организаций, выполняющих работы на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должны пройти проверку знаний правил, норм и инструкций по безопасному ведению работ, устройству и безопасной эксплуатации оборудования в порядке, предусмотренном "Положением о порядке подготовки и аттестации работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России" [45].
     

     1.4.5. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по нормам СанПиН 2.2.1/2.1.1.576-96, утвержденным Госкомсанэпиднадзором РФ 31.10.96 N 41, в соответствии с принятыми методическими рекомендациями [63]. При наличии в продукции месторождений вредных примесей между промышленными объектами, добывающими, транспортирующими или перерабатывающими эту продукцию, и жилыми объектами должна быть установлена буферная зона, величина которой устанавливается при проектировании.
     
     1.4.9. На рабочих местах, а также в местах, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. На рабочих местах должны быть инструкции по безопасности труда по профессиям и видам работ, инструкции по пожарной безопасности, эксплуатации оборудования, агрегатов и т.п.
     
     1.4.10. Контроль содержания вредных веществ в воздухе, уровней шума и вибрации, других вредных производственных факторов на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов [3, 4, 5, 6, 64], а также "Положения о порядке проведения аттестации рабочих мест по условиям труда" (Минтруд Российской Федерации, постановление от 14.03.97 N 12).
     
     1.4.19. Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов, с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости.
     
     На площадках обслуживания, выполненных до выхода настоящих Правил, допускается просверливание отверстий диаметром не менее 2 см по периметру настила площадки, при этом расстояние между отверстиями должно быть не менее 25 см.
     
     1.4.21. Предохранительные пояса и фалы следует испытывать не реже двух раз в год статической нагрузкой, указанной в инструкции по эксплуатации завода-изготовителя, специальной комиссией с оформлением акта. При отсутствии таких данных в инструкции по эксплуатации испытание следует проводить статической нагрузкой 225 кгс в течение пяти минут.
     
     1.5.1. Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны соответствовать требованиям "Положения о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования для магистрального трубопроводного транспорта и технологических процессов", утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 08.02.2000 N 4 [46] и "Требованиям безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности", утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 17.03.99 N 19 [92].
     

     1.5.2. Эксплуатация оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными заводом-изготовителем. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируется в соответствии с технической документацией фирм-изготовителей.
     
     1.5.20. Насосы, применяемые для нагнетания легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, должны оснащаться средствами предупредительной сигнализации о нарушениях параметров работы, влияющих на безопасность. Предельные значения параметров безопасной работы должны быть установлены технологическими регламентами и инструкциями по эксплуатации оборудования.
     
     1.5.26. Решение о выводе из эксплуатации оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов должно приниматься с учетом показателей физического износа, коррозии или результатов дефектоскопии. Критерии вывода из эксплуатации оборудования определяются разработчиком или предприятием-изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации.
     
     Возможность и срок продления эксплуатации сверх установленного определяются предприятием по согласованию с территориальным органом Госгортехнадзора России после проведения освидетельствования и необходимых испытаний такого оборудования специалистами организаций, имеющих лицензию органов Госгортехнадзора России на осуществление такого вида деятельности. По результатам освидетельствования и испытаний составляется заключение, которое является основой для принятия решения о продлении срока службы.
     
     Предприятия имеют право самостоятельного проведения работ по освидетельствованию, испытанию и продлению сроков службы принадлежащего им оборудования в рамках внутреннего контроля промышленной безопасности при наличии специально оснащенных лабораторий, соответствующих методик и согласования сроков продления с местными органами Госгортехнадзора России.
     
     1.6.1.1. Проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых и нефтепромысловых установок должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ-98), "Правил эксплуатации электроустановок потребителей" (ПЭЭП), утвержденных Главгосэнергонадзором 31.03.92, и "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТБЭ), утвержденных Главгосэнергонадзором 21.12.84, и Федерального Закона "О лицензировании отдельных видов деятельности" от 25.09.98 N 158-ФЗ.
     
     1.6.1.9. Каждая буровая установка, взрыво- и пожароопасный объект при добыче, сборе и подготовке нефти, газа и газового конденсата, ремонте скважин на нефть и газ должны быть обеспечены переносными светильниками напряжением 12 В во взрывозащищенном исполнении.
     

     1.6.1.10. Обслуживание электроприводов буровых установок должен осуществлять электротехнический персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже IV.
     
     1.6.1.14. Персонал, допускаемый к работе с электротехническими установками, электрифицированным инструментом или соприкасающийся по характеру работы с машинами и механизмами с электроприводом, должен иметь группу по электробезопасности в соответствии с ПТБЭ [54] и ПЭЭП [55].
     
     1.7.1. Стальные канаты, применяемые для оснастки грузоподъемных механизмов, а также используемые в качестве грузовых, несущих, тяговых и стропов, должны отвечать требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов", утвержденных Госгортехнадзором России 30.12.92 [56], и РД 10-33-93 "Стропы грузовые общего назначения. Требования к устройству и эксплуатации". Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должен применяться канат талевый по ГОСТ 16853-88.
     
     К канатам должен прикладываться сертификат (свидетельство) предприятия-изготовителя.
     
     Применение грузового, несущего, тягового канатов в качестве талевого запрещается.
     
     1.7.6. Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается.
     
     Резку канатов следует производить с использованием специальных приспособлений.
     
     1.8.6. Ответственность за необеспечение сохранности, исправности и применения средств индивидуальной защиты, аварийной и пожарной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях несет должностное лицо, назначенное администрацией предприятия. Ответственность за неприменение или за применение не по назначению средств индивидуальной защиты несет непосредственно работник.
     
     

2. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

     
     
     2.1.4. Зарубежные техника и технологии, выполненные по зарубежным стандартам, могут быть использованы при строительстве скважин, если они соответствуют требованиям настоящих Правил или отечественных стандартов, гармонизированных с соответствующими зарубежными, включены в состав проекта или дополнений к нему и при наличии технической документации фирм-разработчиков, а также разрешений Госгортехнадзора России на применение такого оборудования на территории Российской Федерации.
     
     2.2.1. Задание на проектирование строительства скважин составляется заказчиком (владельцем лицензии на разработку месторождения) с учетом требований проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения.
     
     2.2.3.14. Обоснование типа буровой установки. Параметры буровой установки должны соответствовать ГОСТ 16293. При этом нагрузка на крюке не должна превышать 0,6 величины параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" для наибольшей расчетной массы бурильной колонны, 0,9 - для наибольшей расчетной массы обсадной колонны, "единицы" - от величины указанного параметра при ликвидации прихватов;
     
     2.2.3.22. Методы оценки состояния обсадных колонн и периодичность испытаний.
     
     2.2.4. Изменение проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию между заказчиком проекта, подрядчиком и проектировщиком в установленном порядке [41, 91]. Исключения составляют лишь аварийные ситуации, когда решение об отклонении от проекта принимает руководство бурового предприятия с последующим уведомлением заказчика и проектной организации. Принимаемые изменения в любом случае не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.
     
     2.2.5. Заказчик вправе осуществлять контроль и надзор за ходом и качеством выполняемых работ, соблюдением сроков их исполнения, качеством поставляемых подрядчиком материалов, не вмешиваясь при этом в оперативно-хозяйственную деятельность подрядчика.
     
     2.4.1. Буровые установки для бурения скважин глубиной свыше 4000 м по требованию заказчика оснащаются автоматами спускоподъемных операций.
     
     Буровые установки оснащаются верхним приводом:
     
     при бурении скважин с глубины более 4500 м;
     
     при вскрытии пласта с ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6 (объемных) процентов;
     
     при наборе угла с радиусом кривизны менее 30 м в наклонно направленных скважинах;
     
     при бурении горизонтального участка ствола скважины длиной более 300 м в скважинах глубиной более 3000 м.
     
     2.4.7. Буровая установка должна быть укомплектована:
     
     ограничителем высоты подъема талевого блока;
     
     ограничителем допускаемой грузоподъемности лебедки;
     
     блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при превышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;
     
     станцией (приборами) контроля параметров бурения;
     
     приемным мостом с горизонтальным участком длиной не менее 14 м, шириной не менее 2 м и стеллажами. Запрещается укладка труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м;
     
     системой приемных емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;
     
     механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания раствора, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;
     
     емкостями для запаса бурового раствора;
     
     устройством для осушки воздуха, подаваемого в пневмосистему управления буровой установки;
     
     успокоителем ходового конца талевого каната;
     
     системами обогрева рабочих мест;
     
     блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР.
     
     2.5.16. Консервация скважин в процессе их строительства осуществляется в порядке, предусмотренном действующими нормативными документами [21]. При этом необходимо: (далее по тексту Правил).
     
     2.6.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины [32, 82, 90].
     
     При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.
     
     Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:
     
     герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;
     
     противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности;
     
     противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.
     
     2.7.1.2. В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:
     
     вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
     
     плотность и другие параметры бурового раствора с регистрацией в журнале;
     
     расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
     
     давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;
     
     уровень раствора в приемных емкостях при бурении;
     
     крутящий момент на роторе при роторном бурении.
     
     Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе и расхода раствора на входе и выходе должны быть в поле зрения бурильщика.
     
     В процессе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин дополнительно контролируются:
     
     азимут и зенитный угол ствола скважины;
     
     пространственное расположение ствола скважины;
     
     взаимное расположение стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин.
     
     Периодичность контроля устанавливается предприятием.
     
     2.7.2.10. При спускоподъемных операциях запрещается:
     
     находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
     
     подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;
     
     пользоваться перевернутым элеватором;
     
     открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока.
     
     2.8.2. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
     
     инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с требованиями [93] (приложение 9);
     
     проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;
     
     учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
     
     оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.
     
     Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений на предприятии должна осуществляться в соответствии с требованиями "Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности" (Госгортехнадзор России, 31.12.98) [81].
     
     2.8.16. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом, созданным в порядке, установленном "Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли" (Минтопэнерго России, Госгортехнадзор России, 22.06.95) [28].
     
     Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.
     
     2.10.1. Все кондуктора, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после первичного и ремонтного цементирования, а также после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями "Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность" (Госгортехнадзор России, 11.03.98) [26]. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.
     
     2.10.2. Испытание кондукторов и технических колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
     
     Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.
     
     

3. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ДОБЫЧЕ, СБОРЕ И
ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

     
     
     3.2.1. Проект обустройства месторождений должен обеспечить оптимальную разработку месторождения в соответствии с технологической схемой разработки, подготовку всех видов углеводородного сырья к транспорту. Уровень промышленной безопасности производственных объектов должен соответствовать требованиям настоящих Правил и других нормативных документов.
     
     Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка уровня теплового, ударного, токсичного, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяется уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.
     
     Проект обустройства месторождения разрабатывается на основе "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений" (Минтопэнерго России, 1996 г.).
     
     Проект должен пройти независимую экспертизу в организациях, имеющих соответствующую лицензию. Допускается проведение экспертизы заказчиком с привлечением независимых экспертов, имеющих соответствующую лицензию.
     
     3.2.2. Проект должен предусматривать:
     
     максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом;
     
     систему неразрушающего контроля и антикоррозионной защиты несущих конструкций, оборудования и трубопроводов;
     
     многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;
     
     выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;
     
     составление плана действия персонала в аварийной ситуации на каждом объекте;
     
     герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных утечек;
     
     резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожара, загазованности и восстановление устойчивой работы объекта;
     

     расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с учетом требований приложений 5, 6 настоящих Правил;
     
     оценку воздействия на окружающую среду в соответствии с "Положением об оценке воздействия на окружающую среду в Российской Федерации" (Минприроды России, 18.07.94).
     
     В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства.
     
     3.3.3. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается. Допускается, по согласованию с органами Госгортехнадзора России, подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин.
     
     3.3.8. Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спускоподъемными операциями, расположенным в безопасном месте и снабженным контрольно-измерительными приборами, в том числе индикатором веса с записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и устья скважины.
     
     Мачта агрегата должна быть снабжена металлической табличкой, укрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:
     
     дата изготовления;
     
     завод-изготовитель;
     
     заводской номер установки;
     
     грузоподъемность (номинальная) мачты;
     
     сроки следующей проверки технического состояния мачты.
     
     Оценка технического состояния агрегатов для ремонта скважин отечественного и зарубежного производства должна проводиться в сроки и в соответствии с требованиями "Инструкции по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин" (Госгортехнадзор России, 24.03.98).
     
     3.3.9. Агрегаты для ремонта скважин должны отвечать требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности, в том числе:
     
     вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек должны соответствовать технической документации агрегата;
     

     в трансмиссии привода лебедки должен быть предусмотрен ограничитель грузоподъемности на крюке;
     
     агрегат должен иметь автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противозатаскиватель талевого блока под кронблок);
     
     агрегат должен иметь приборы, позволяющие устанавливать шасси в горизонтальное положение;
     
     агрегат должен иметь устройство для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;
     
     система подъема мачты должна иметь дистанционное управление и обеспечивать безопасность при отказе элементов гидрооборудования;
     
     уровни шума на постоянных рабочих местах должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003 ССБТ [3];
     
     агрегат должен быть оснащен светильниками во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающими освещенность ротора - 100 лк, лебедки - 75 лк, талевого блока - 30 лк, приемных мостков - 10 лк;
     
     агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник);
     
     агрегат должен быть оснащен устройством аварийного отключения двигателя;
     
     агрегат должен быть оснащен всем необходимым для освещения рабочих мест, трансформатором - выпрямителем постоянного тока на 24 В, устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного тока на 24 В для аварийного освещения;
     
     агрегат должен быть оборудован лестницей, оснащенной приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего, и устройством для его аварийной эвакуации;
     
     агрегат должен быть оснащен гидравлическими опорными домкратами с механическими замками и фундаментными балками под них;
     
     агрегат должен быть оснащен укрытием рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверями с каждой стороны платформы, двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки. Укрытие рабочей площадки верхового рабочего следует производить с использованием материала типа "хайпрен арктик";
     
     кронблок должен иметь 1 ролик под канат диаметром 13 мм вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром 10 мм для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа;
     

     агрегат должен иметь звуковую и визуальную сигнализацию выдвижения и посадки второй секции мачты;
     
     пневмосистема агрегата должна быть оснащена осушителем воздуха;
     
     тормозная система лебедки должна иметь систему охлаждения;
     
     мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания ролика кабеля ЭЦН;
     
     агрегат должен обеспечивать возможность вертикальной установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для работы с насосно-компрессорными, бурильными трубами диаметром 60, 73, 89 мм и насосными штангами диаметром 19, 22, 25 мм при установке их за "палец" балкона.
     
     Администрация предприятия на основе настоящих Правил должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригад по всем видам работ и операций.
     
     3.12.4. Рабочие места, оборудование и зона проведения работ должны быть обеспечены электроосвещением в соответствии с требованиями ПТБЭ [54], ПЭЭП [55], ПУЭ [62].
     
     3.12.15. Проведение работ по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт не допускается при ветре со скоростью 15 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане (с видимостью менее 50 м), в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ.
     
     3.12.16. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более (если меньшая скорость ветра не предусмотрена инструкцией по эксплуатации подъемного агрегата), во время ливня, сильного снегопада, тумана с видимостью менее 50 м, неполного состава вахты запрещаются.
     
     3.13.4.4. УКПГ и другие установки должны иметь автоматическое и механизированное регулирование и управление технологическими процессами. Для питания пневматических систем этих установок необходимо использовать осушенный и очищенный воздух, пригодный по качеству и параметрам для использования в работе КИПиА.
     
     3.13.6.5. К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном "Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства", утвержденными Госгортехнадзором России от 30.10.98 N 63 [49].
     
     3.13.6.27. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с природным газом должно быть проведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 1 кгс/см в месте его подачи. Вытеснение воздуха газом можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2% по показаниям газоанализатора.
     
     

4. ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ В
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

     
     
     4.2.3. Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье скважины.
     
     4.2.6. Конструкции приборных головок должны обеспечивать присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры.
     
     Защитный колпак кабельной головки должен конструктивно выполняться в виде, обеспечивающем его захват ловильным инструментом.
     
     Ловильный инструмент под все типы применяемых головок и кабеля должен входить в комплект геофизической аппаратуры.
     
     4.3.14. При испытании скважины испытателем пластов на бурильных трубах с выводом пластового флюида на поверхность необходимо:
     
     опрессовать обсадную колонну с противовыбросовым оборудованием в соответствии с требованиями "Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность" [26];
     
     рассчитать колонну бурильных труб на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;
     
     оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, спрессовав их на давление, превышающее на 10% ожидаемое в процессе операции;
     
     провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линией превенторной установки;
     
     обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину;
     
     согласовать схему обвязки устья с территориальными органами Госгортехнадзора России;
     
     оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора;
     
     обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида активную вентиляцию.
     
     

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫХ АКТОВ И НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НАСТОЯЩИХ ПРАВИЛ

     
     
     17. ГОСТ 2.601-95. Эксплуатационные документы.
     
     21. Инструкция о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. Госгортехнадзор России, 22.03.2000.
     
     23. Исключить.
     
     26. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Госгортехнадзор России, N 10-13/137, 11.03.98.
     
     28. Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли. Минтопэнерго России, Госгортехнадзор России, 22.06.95.
     
     29. Инструкция по применению неразрушающего способа испытания буровых вышек в промысловых условиях. МАИ, Госгортехнадзор России, 21.06.96.
     
     43. Исключить.
     
     45. Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России. Госгортехнадзор России, N 2, 11.01.99.
     
     46. Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования для магистрального трубопроводного транспорта и технологических процессов. РД 08-343-00. Госгортехнадзор России, N 4, 08.02.2000.
     
     49. Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства. Госгортехнадзор России, N 63, 30.10.98.
     
     55. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. Главгосэнергонадзор, 31.03.92.
     
     56. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. ПБ 10-14-92. Госгортехнадзор России, N 41, 30.12.92.
     
     64. СНиП 2.21/2.11.567-96, 31.10.96.
     
     79. Типовые отраслевые нормы бесплатной выдачи спецодежды. Минтруд РФ, N 67, 16.12.97.
     
     80. Гражданский кодекс РФ, 22.12.95.
     
     81. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98. Госгортехнадзор России, N 80, 31.12.98.
     
     82. Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин. ВНИИТнефть, Госгортехнадзор России, N 10-03/15, 13.02.99 г.
     

     83. Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин. РД 08-195-98. Госгортехнадзор России, N 16, 24.03.98.
     
     84. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. Минстрой России, N 18-64, 30.06.95.
     
     85. О недрах. Федеральный закон, N 27-ФЗ, 03.03.95.
     
     86. Об экологической экспертизе. Федеральный закон, N 174-ФЗ, 23.11.95 г.
     
     87. Порядок разработки декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации. МЧС России, Госгортехнадзор России, N 222/59, 04.04.96.
     
     88. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. Госгортехнадзор России, N 64, 06.11.98 (Минюст России, 08.12.98, регистрационный N 1656).
     
     89. Рекомендации по экологическому сопровождению инвестиционно-строительных проектов. Госстрой России, 01.06.98, Госкомитет РФ по охране окружающей среды, N 13-1-25/839, 19.06.98.
     
     90. Рекомендации по выбору резьбовых соединений обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, используемых при строительстве наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин. ВНИИТнефть, 1999 г.
     
     91. Рекомендации по разработке проектно-сметной документации на строительство скважин. 14.02.99. Согласовано с Госгортехнадзором России, N 10-03/797.
     
     92. Требования безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности. РД 08-272-99. Госгортехнадзор России, N 19, 17.03.99.
     
     93. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-87.
     
     
     
Текст документа сверен по:
официальное издание
М.: НПО ОБТ, 2001