Типи нарізних з'єднань труб для відводів повинні відповідати очікуваним тискам, бути змонтовані і випробувані на герметичність опресуванням на величину 1,25 від максимального тиску.
Відводи необхідно кріпити до бетонних або металевих стійок, при цьому не повинно бути поворотів і провисань. Спосіб кріплення відводу повинен виключати можливість виникнення місцевих напружень.
8.3. До фонтанної арматури повинні бути приєднані лінії для глушіння свердловини через трубний і затрубний простори.
Лінії глушіння повинні бути оснащені зворотними клапанами. Для нафтових свердловин з газовим фактором менше ніж 200 м 3/т довжина лінії складає 50 м. У всіх інших випадках довжина лінії глушіння повинна бути не менше ніж 100 м.
8.4. Запобіжний клапан установки (розривна діафрагма) повинен бути з'єднаний індивідуальним трубопроводом з факельною установкою через вузол уловлювання нафти, конденсату та інших рідин. При цьому повинен бути виключений зворотний перетік нафти, конденсату через вузол уловлювання при спрацьовуванні одного з клапанів. При вмісті сірководню в газі понад 8 % повинна бути змонтована спеціальна факельна система.
8.5. Перед освоєнням свердловини необхідно мати запас бурового розчину в кількості не менше двох об'ємів свердловини відповідної густини без урахування об'єму розчину, який перебуває у свердловині, а також запас матеріалів і хімічних реагентів відповідно до плану робіт на освоєння свердловини.
8.6. Не дозволяються гідродинамічні дослідження та освоєння свердловин без нейтралізації або спалення продукції свердловин.
8.7. Виклик притоку і гідродинамічні дослідження повинні виконуватись в світлий час доби під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника.
8.8. При спалюванні газу з наявністю сірководню повинні бути забезпечені умови, при яких концентрація шкідливих речовин у приземному шарі атмосфери населених пунктів чи виробничих об'єктів не перевищить санітарних норм.
8.9. На час виклику припливу із пласта та глушіння свердловини необхідно забезпечити:
а) постійне цілодобове чергування відповідальних осіб за графіком, затвердженим технічним керівником підприємства, відповідальним за проведення цих робіт;
б) цілодобове чергування транспорту для евакуації людей в разі аварійної ситуації;
в) постійну готовність до роботи цементувальних агрегатів;
г) готовність працівників до захисту в разі аварійного викиду.
8.10. За відсутності припливу освоєння свердловини проводиться з використанням:
а) природного або супутнього нафтового газу;
б) дво- і багатофазних пін, інертних до сірководню та вуглекислого газу;
в) піноутворювальних сумішей;
г) інертних газів;
ґ) рідини меншої густини, інертної до сірководню і вуглекислого газу.
За відсутності на усті свердловини газової шапки або після її стравлювання допускається закачування у свердловину з метою її освоєння поперемінно порцій води і повітря.
8.11. Не дозволяється при дослідженні і освоєнні свердловини підходити до устя, трубопроводів, розподільних пультів, сепараційних установок без ізолюючого дихального апарата.
8.12. Не дозволяється виконувати освоєння свердловин, розташованих у заплавних зонах рік, у період паводків.
8.13. Дріт, який застосовується під час спуску і підйому приладів для глибинних досліджень, повинен бути корозійностійким, цільним і мати сертифікат відповідності для роботи в таких умовах, оформлений згідно з ДСТУ 3413-96. При піднятті дріт повинен проходити через герметичний пристрій з нейтралізатором сірководню.
8.14. Перед відкриттям засувки на вузлі відводу, а також при спуску (піднятті) глибинного приладу до свердловини працівники, не пов'язані з цими операціями, мають бути віддалені на безпечну відстань у навітряний бік.
8.15. Відкривати засувки на вузлі відводу та витягати прилади з лубрикатора, розбирати їх необхідно в ізолюючих дихальних апаратах.
8.16. Після закінчення освоєння або дослідження свердловини прилади, апаратура, спецодяг повинні пройти спеціальну обробку з нейтралізації сірководню.
8.17. Після завершення робіт необхідно провести контроль повітря робочої зони на наявність сірководню і перевірку герметичності гирлової арматури.
9. Експлуатація і ремонт свердловин
9.1. Наземне обладнання повинне мати продувну та аварійну (для глушіння свердловини) лінії завдовжки не менше 100 м, опресовані з коефіцієнтом запасу, рівним 1,25 від очікуваного максимального тиску. Лінії повинні бути обладнані зворотними клапанами.
9.2. При вмісті сірководню в природному газі понад 0,6 % об. не дозволяється експлуатація свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання, що включає:
а) посадковий ніпель для приймального клапана і глухої пробки;
б) пакер для ізоляції експлуатаційної колони, клапан циркуляційний, клапан інгібіторний, устьовий клапан-відсікач, вибійний клапан-відсікач.
Після встановлення пакер підлягає випробуванню на герметичність, а затрубний простір свердловини над пакером заповнюється розчином інгібітору корозії.
У розвідувальних свердловинах допускаються освоєння і дослідження свердловин без вибійного свердловинного обладнання при обов'язковому добавлянні інгібітору в експлуатаційну та ліфтову колони. Експлуатація свердловини повинна здійснюватись по ліфтових трубах.
9.3. При вмісті сірководню в природному газі понад 0,6 % об. конструкція фонтанної арматури повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від пілотів високого і низького тиску, які встановлені на вході в шлейф.
Керування центральною засувкою, першими від устя бічними засувками, установленими на струнах фонтанної арматури, пригирловим клапан-відсікачем повинне бути дистанційним. Пульт керування засувками виноситься на безпечну відстань (не менше 25 м від устя).
9.4. У процесі експлуатації повинна періодично проводитись перевірка клапан-відсікача на спрацьовування відповідно до технічної документації підприємства-виробника та технічного регламенту, затвердженого технічним керівником нафтогазодобувного підприємства.
9.5. Свердловини і шлейфи необхідно оглядати щодня при об'їзді мобільною бригадою в складі не менше двох операторів, що мають при собі дихальні апарати, засоби контролю повітря і зв'язку. Результати оглядів повинні реєструватись у спеціальному журналі.
9.6. При виявленні в устьовій арматурі витоку нафти, газу, що містить сірководень, свердловину необхідно негайно закрити за допомогою відповідної засувки чи пригирлового клапан-відсікача з пульта керування. При виявленні витоку сірководню з викидної лінії свердловини необхідно закрити з пульта керування засувку на викидній лінії, а також вхідну засувку на замірному пристрої, оперативно повідомити про це керівника об'єкта і працівників газорятувальних служб.
9.7. У процесі експлуатації свердловин повинен вестись постійний контроль за наявністю тиску в міжколонному просторі згідно з графіками огляду. Результати огляду повинні реєструватися у спеціальних журналах.
При виявленні тиску в міжколонному просторі повинні бути проведені необхідні дослідження і вжиті оперативні заходи для виявлення і усунення причини перетоку. За результатами досліджень вирішується питання про можливість експлуатації свердловини.
9.8. Перед початком ремонтних робіт (зміни устьової арматури, ремонту підземного обладнання та ін.), які пов'язані з розгерметизацією устя, у свердловини повинна бути закачана рідина з густиною згідно з підпунктом 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил, оброблена нейтралізатором сірководню. Будь-який ремонт на свердловині необхідно проводити відповідно до затвердженого плану.
9.9. На устя фонтанної свердловини на період ремонту необхідно встановити противикидне обладнання. До складу його повинен входити превентор із зрізуючими плашками. Промивальний агрегат під час ремонту фонтанної свердловини повинен бути постійно підключений до затрубного простору свердловини.
Схема обладнання устя свердловини погоджується з територіальним органом Держгірпромнагляду.
9.10. З появою ознак нафтогазопрояву ремонтні роботи на свердловині повинні бути негайно припинені і вжиті заходи щодо ліквідації ускладнення.
9.11. Не дозволяється залишати відкритим устя свердловини під час перерв у роботі з переобладнання устя (заміни хрестовин, противикидного обладнання, фонтанної арматури тощо).
9.12. Система автоматизації добувних свердловин і присвердловинного обладнання повинна забезпечувати:
а) подачу реагенту до свердловини і припинення його подачі при можливих аварійних ситуаціях, сигналізацію про аварійні відхилення технологічних параметрів;
б) автоматичне відключення свердловин при порушенні режиму.
10. Збір і підготовка нафти, газу і газового конденсату
10.1. На підприємствах складається і затверджується технічним керівником графік проведення перевірки герметичності фланцевих з'єднань, арматури, люків та інших джерел можливих виділень сірководню.
10.2. Для перекачування сірководневміщуючих середовищ повинні використовуватись насоси з подвійним торцевим ущільненням або з електромагнітними муфтами.
10.3. Стічні води установок підготовки нафти, газу і газового конденсату повинні піддаватись очищенню, а при вмісті сірководню та інших шкідливих речовин вище ГДК - нейтралізації.
10.4. До розкриття і розгерметизації технологічного обладнання необхідно здійснювати заходи щодо дезактивації пірофорних відкладень.
Перед оглядом і ремонтом ємності й апарати повинні бути пропарені й промиті водою для запобігання самозайманню пірофорних відкладень. Дезактивація пірофорних сполучень повинна включати заходи з застосуванням пінних систем на основі ПАР або інших методів, що відмивають стінки апаратів від цих сполучень.
10.5. До роботи всередині ємності й апарата дозволяється приступати за умови, якщо вміст у них сірководню, нафтових газів і пари нафти не перевищує ГДК, і лише в дихальних апаратах.
Порядок безпечного проведення робіт з очищення, дезактивації пірофорних відкладень, огляду і ремонту такого обладнання визначається інструкцією, затвердженою технічним керівником підприємства.
10.6. Щоб уникнути самозаймання пірофорних відкладень при ремонтних роботах, усі вузли, які розбираються, і деталі технологічного обладнання повинні бути змочені технічними мийними засобами.
10.7. За наявності на об'єктах видобування газо- і продуктопроводів з великим геометричним об'ємом необхідно секціонувати їх шляхом установлення автоматичних засувок, що забезпечують наявність у кожній секції при нормальному робочому режимі не більше 2000 - 4000 нм 3 сірководню.
10.8. Запірна арматура, установлена в колодязях, повинна мати дистанційне керування або пристрій для дистанційного відкриття.
10.9. Вертикальний факельний пристрій розміщується на відстані не ближче ніж 200 м від промплощадки УКПГ. Висота факела повинна бути не менше ніж 35 м. Територія навколо факельного пристрою в радіусі 50 м повинна бути спланована та огороджена.
11. Контроль повітряного середовища
11.1. На установках, у приміщеннях та на промплощадках, де можливе виділення сірководню в повітря робочої зони (бурова установка, добувна свердловина, установки з виміру дебіту нафти і газу та ін.), повинен здійснюватись постійний контроль повітряного середовища і сигналізація небезпечних концентрацій сірководню.
11.2. Контроль за станом повітряного середовища на території промислових об'єктів повинен бути автоматичним з виведенням показів датчиків на диспетчерський пункт.
11.3. Місця встановлення датчиків стаціонарних автоматичних газосигналізаторів визначаються проектом облаштування родовища з урахуванням густини газів, параметрів обладнання, що застосовується, його розміщення та рекомендацій постачальників.
На бурових установках датчики повинні бути розміщені біля основи бурової вишки, ротора, на початку жолобної системи, біля вібросит, у насосному приміщенні (2 одиниці), біля приймальних ємностей (2 одиниці) та в службовому приміщенні.
11.4. Стаціонарні газосигналізатори повинні мати звуковий і світловий сигнали з виходом на диспетчерський пункт (пульт керування) та за місцем установлення датчиків, проходити перевірку перед монтажем, а також державну перевірку в процесі експлуатації у встановлені терміни.
11.5. Контроль повітряного середовища в населених пунктах, які розташовані в охоронній зоні об'єктів добування нафти і газу, необхідно здійснювати в стаціонарних точках і пересувними лабораторіями відповідно до графіка, затвердженого технічним керівником підприємства.
Результати аналізів повинні заноситись:
а) до журналу реєстрації аналізів;
б) до карти проб (фіксуються необхідні дані відбору проб: місце, процес, напрямок і сила вітру, інші метеорологічні умови та ін.).
11.6. Виміри концентрації сірководню газоаналізаторами на об'єкті повинні проводитись за графіком підприємства, а в аварійних ситуаціях - газорятувальною службою із занесенням результатів вимірів до журналу (форма журналу контролю повітря на вміст сірководню наведена в додатку 12).
11.7. При виявленні в повітрі робочої зони сірководню вище ГДК необхідно негайно:
а) надягнути ізолюючий дихальний апарат (протигаз);
б) сповістити керівника робіт (об'єкта) і людей, які перебувають у небезпечній зоні;
в) ужити першочергових заходів щодо ліквідації загазованості відповідно до ПЛАС;
г) особам, які не пов'язані з ужиттям першочергових заходів, необхідно залишити небезпечну зону і направитись до місця збору, установленого планом евакуації.
Подальші роботи з ліквідації аварії проводяться спеціально підготовленим персоналом із залученням працівників бригади і фахівців.
12. Засоби індивідуального захисту
12.1. Кількість і типи засобів індивідуального захисту органів дихання на кожному об'єкті повинні визначатися з урахуванням специфіки робіт і галузевих норм забезпечення працівників спецодягом, спецвзуттям та іншими ЗІЗ. Засоби колективного та індивідуального захисту працівників будівельних та інших організацій, які розташовані в межах буферних зон, та порядок забезпечення ними на випадок аварійного викиду газу визначаються проектом.
