Страница 5: НПАОП 11.1-1.15-13. Правила безпеки під час виконання робіт з розвідування та розроблення родовищ нафти і газу в акваторіях чорного та азовського морів (32236)

плиту повинно здійснюватися за допомогою плавучого крана після закінчення бурових робіт.

1. Установлене фонтанне устаткування необхідно закривати захисним каркасом для запобігання механічним пошкодженням. Конструкція захисного каркаса має передбачити можливість водолазного обслуговування устьового устаткування.
2. 1. Збирання ПГС і обв'язки необхідно здійснювати на береговій базі і після гідравлічного випробування єдиним блоком за участю водолазів- операторів на «водолазній» глибині моря монтувати на донній опорній плиті.
   2. На глибинах понад 60 м необхідно використовувати робототехнічні засоби з управлінням із НПБУ або БС.
   3. Під час формування підводного устя і приєднання викидних трубопроводів та тяг управління до устя свердловини необхідно передбачити відповідну компенсацію теплового розширення трубопроводу і тяг управління.
3. Організаціяканалів зв'язку системи керування підводним

закінченням свердловини

1. При віддалі в межах 2-3 км необхідно використовувати електрогідравлічні системи керування ПГУ свердловин.
2. 1. У разі експлуатації свердловин із тиском понад 100 МПа і температурою близько 150 0С необхідно використовувати повністю електричні системи управління ПГУ.
3. Ремонт і дослідження свердловин з підводним закінченням
4. 1. Допуск до вибою приладів необхідно здійснювати за допомогою:

стального каната, який спускається із судна обслуговування або із бурового судна всередині розтягнутого за допомогою натяжного пристрою стояка (райзера), що кріпиться до верхньої частини фонтанної арматури;

гідравлічного просування інструментів із палуби судна обслуговування або ПБУ через викидний трубопровід і клапани фонтанної арматури.

1. Ремонт устьового обладнання на малих глибинах дозволяється виконувати водолазам згідно з НПАОП 45.24-1.06-81, на глибинах понад 60 м - маніпуляторами.
2. Укладання і під'єднання шлангокабелю
3. 1. Під час укладання кабелю опорна морська геодезична мережа повинна складатися не менше ніж із трьох опорних пунктів.

Опорні пункти можуть бути розташовані на узбережжі, водній поверхні, у товщі води і на морському дні.

1. Після укладення кабелю між двома рейдовими бочками сигнально-технологічні буї разом із якорями і бриделями повинні по черзі переставлятися на трасу між подальшими рейдовими бочками.
2. Автоматизація процесу видобування
3. 1. Обслуговування ПГУ відкритого типу повинні проводити в ручному режимі оператори-водолази або дистанційно - з поверхні, за допомогою блока дистанційного керування з використанням гідравлічної, електрогідравлічної чи електричної системи.
   2. Пульт керування устьовим устаткуванням під час видобування вуглеводнів і протиаварійного захисту повинен установлюватися на судні обслуговування, технологічній платформі (чи на МСП) або на березі.
   3. Свердловина повинна бути обладнана внутрішньосвердловинним клапаном-відсікачем, що автоматично відсікає свердловину у разі виникнення аварійної ситуації.
   4. Система керування фонтанною арматурою повинна передбачати можливість дистанційного керування.
   5. Подачу сигналів в аварійній ситуації необхідно здійснювати по спеціальній кабельній лінії (шлангокабелю) із судна обслуговування.
4. Вимогидо устаткування свердловин, розташованих в

акваторіях морів з льодовим покриттям

1. Фонтанну арматуру свердловини в акваторіях морів з можливим льодовим покриттям необхідно розміщувати у заглибленнях на дні моря або використовувати спеціальні вставки (кесони).
2. 1. У разі утворення повного льодового покриття і неможливості виконання робіт із судна обслуговування свердловина повинна бути дистанційно відключена і не експлуатуватися до настання сприятливих погодних умов.
3. Експлуатування нафтових і газових родовищ
4. Загальні положення
5. 1. Допускається одночасне буріння нових і експлуатування видобувних свердловин на МСП.
   2. Обслуговування видобувних свердловин на МСП повинні здійснювати не менше ніж два оператори.
6. Видобування нафти і газу
7. 1. Газові свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, на

кущових МСП повинні бути обладнані внутрішньосвердловинним клапаном- відсікачем і фонтанною арматурою з надкорінною засувкою з дистанційним керуванням.

Нафтові свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, на кущових МСП повинні бути обладнані пакером, циркуляційним клапаном, внутрішньосвердловинним клапаном-відсікачем та фонтанною арматурою з дистанційним керуванням.

1. При багаторядному розташуванні свердловин на платформі забороняється прокладання трубопроводів від видобувних свердловин між рядами свердловин.
2. 1. Трубопроводи повинні бути жорстко закріплені і мати відповідне маркування тиску і розпізнавальне забарвлення.
   2. З метою попередження проявів статичної електрики наповнення через трубопровід місткостей зберігання пально-мастильних матеріалів необхідно забезпечити «під рівень».
3. Збирання, зберігання і транспортування нафти та газу
4. 1. У випадках виникнення на об'єктах збору, підготовки і транспортування нафти і газу аварійних ситуацій технологічні процеси повинні бути негайно зупинені.
   2. Зібрані флюїди із запобіжних клапанів на технологічному устаткуванні слід направляти у спеціальну місткість (каплезбірник).
   3. Продування, розряджування та прокачування комунікацій і свердловин слід здійснювати через блок продування з насосним відкачуванням рідини. Г аз продування повинен подаватися в газовідвід.
   4. У разі вмісту сірководню в природному газі понад 0,6 % об. заборонено експлуатування свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання.
   5. Конструкція фонтанної арматури повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від датчиків високого і низького тиску, що встановлені на вході в шлейф.
5. Підготування нафти і газу
6. 1. На спеціально обладнаних нафтозбірних МНГС допускається

здійснюватисепарацію газу від рідини, вимірювання дебіту свердловин,

насосне відкачування газонасиченої рідини, дозування в потік газу і рідини хімічних реагентів, а також здійснювати термохімічну деемульсацію нафти і газового конденсату та осушення газу від вологи.

1. Об'єкти групових установок на пунктах комплексної підготовки газу і нафти, технологічний процес яких пов'язаний із застосуванням вогню, повинні розташовуватися на максимально можливій відстані (не менше 15 м) від апаратів, що містять газ, легкозаймисту чи горючу рідину, а також від видобувних свердловин і свердловин, що буряться.
2. Транспортування нафти і газу
3. 1. Продувальний кран насоса для перекачування нафти повинен бути обладнаний трубкою для скидання нафти у збірну місткість.
   2. Електропривод насоса, що перекачує нафту, повинен мати дистанційне аварійне відключення.
4. Капітальний і підземний ремонт свердловин
5. 1. Капітальний та підземний ремонт свердловин на МНГО проводиться відповідно до вимог НПАОП 11.1-1.01-08.
   2. Дозволяється проведення поточних і капітальних ремонтів

свердловинбез їх попереднього глушіння на родовищах із гірничо-

геологічними умовами, що унеможливлюють самочинне надходження пластового флюїду до устя свердловини.

1. У разі виявлення газонафтопроявів устя свердловини повинно бути загерметизовано, а бригада повинна діяти відповідно до плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС).
2. 1. Чищення піщаних пробок желонкою у фонтанних свердловинах, свердловинах із можливими газонафтопроявами, а також у свердловинах, що мають у продукції сірководень, забороняється.
   2. Поводження з техногенно-підсиленими джерелами природного походження у вигляді нафтогазодобувного обладнання, забрудненого природними радіонуклідами, повинно відповідати вимогам Норм радіаційної безпеки України (НРБУ-97), затверджених постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01 грудня 1997 року № 62 (ДГН 6.6.1-6.5.00198), та ДСП 6.177-2005-09-02 «Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України», затверджених наказом МОЗ України від 02 лютого 2005 року № 54 (ДСП 6.177-2005-09-02).
3. Промислово-геофізичні роботи
4. Загальні вимоги безпеки
5. 1. Заборонено проводити промислово-геофізичні роботи у свердловинах із газопроявами й інтервалами поглинання промивальної рідини.
   2. Роботодавець під час використання джерел іонізуючого випромінювання (далі - ДІВ) повинен забезпечити дотримання Вимог та умов безпеки (ліцензійних умов) провадження діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання та Вимог до звіту про аналіз безпеки провадження діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, затверджених наказом Державного комітету ядерного регулювання України від 02 грудня 2002 року № 125, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 17 грудня 2002 року за № 978/7266 та за № 979/7267 (далі НП 306.5.05/2.0652002), та забезпечення радіаційної безпеки для працівників згідно з Нормами радіаційної безпеки України (НРБУ-97), затвердженими наказом МОЗ України від 14 липня 1997 року № 208, введеними в дію постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01 січня 1997 року № 62 (ДГН 6.6.1-
6. 98), та Основними санітарними правилами забезпечення радіаційної безпеки України, затвердженими наказом Міністерства охорони здоров’я України від 02 лютого 2005 року № 54, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 20 травня 2005 року за № 552/10832 (ДСП 6.177-2005-0902).
7. Проведення прострілювально-вибухових робіт
8. 1. Перфорацію необхідно здійснювати на рідині, гідростатичний тиск якої в свердловині повинен відповідати вимогам НПАОП 11.1-1.01-08 на розкриття цього об’єкта.
   2. Вибухові матеріали необхідно завозити на МНГО безпосередньо перед прострілювально-вибуховими роботами у кількості, що необхідна для виконання робіт, згідно з чинним законодавством.

Після закінчення ПВР невикористані вибухові матеріали повинні бути терміново вивезені з МНГО морським транспортом.

1. Допускається тимчасове зберігання вибухових матеріалів на МНГО на час проведення ПВР у переносних контейнерах, розміщених на майданчику. Майданчик необхідно обладнати спеціальним пристосуванням для аварійного скидання контейнерів із вибуховими матеріалами у море. Контейнери повинні бути захищені від сонячного проміння й атмосферних опадів.
2. 1. Місцезнаходження заряджених прострілювальних апаратів і вибухових матеріалів повинно бути захищене. На огорожі слід вивісити знак небезпеки.
   2. Під час перфорації необхідно встановити нагляд за рівнем рідини на усті свердловини. Якщо в процесі перфорації починається поглинання, свердловину необхідно долити до устя. Якщо поглинання продовжується, перфораційні роботи припинити, вилучити зі свердловини кабель і перфоратори та почати спуск бурильних труб. У разі виникнення газопроявів під час спуску труб необхідно загерметизувати устя свердловини.
   3. Перед проведенням робіт з перфорації експлуатаційної колони устя свердловини повинно бути обладнано ОП та лубрикатором.
   4. Перед ПВР корпуси каротажної лабораторії та каротажного підйомника повинні бути з’єднані з контуром заземлення МСП.
   5. У період ПВР усі роботи у небезпечній зоні слід припинити на час установлення вибухових матеріалів у прострілювальні апарати і торпеди та їх спуск у свердловину на глибину нижче 50 м від морського дна.
   6. Прострілювальна апаратура, а також торпеда, що не спрацювала, і вибуховий матеріал, що залишився не вилучений, у разі неможливості їх знищення на місці, повинні бути перевезені за допомогою морського транспорту на берег із подальшим знищенням. Дроти, приєднані до вибухових матеріалів, повинні бути «накоротко» замкнуті.
   7. У разі виявлення прямих ознак ГНВП в процесі перфорації й неможливості підйому каротажного кабелю із свердловини його необхідно перерубати і загерметизувати устя свердловини глухими плашками превентора.
3. Попередження і ліквідування ГНВП та відкритих газових і нафтових фонтанах
4. Профілактика ГНВП і відкритого фонтанування
5. 1. Роботодавець зобов’язаний проводити профілактичні роботи з попередження ГНВП і відкритого фонтанування відповідно до вимог НПАОП 11.1-1.01-08.
   2. У разі прямих ознак ГНВП необхідно загерметизувати устя свердловини.
   3. Заборонено закривати плашковий превентор на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках на викидних лініях.
   4. Заборонено залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. У разі вимушеного простою свердловину слід загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками превентора.
   5. Під час буріння в акваторії моря на МНГО замість подвійного об’єму запасу рідини допускається зберігання матеріалів і технічних засобів, що забезпечують приготування необхідного об’єму розчину безпосередньо на МНГО в установлені терміни.
   6. У разі ГНВП на одній із свердловин, що буряться, усі роботи на інших бурових установках повинні бути припинені та вжиті заходи щодо можливих ускладнень.
   7. У випадку одночасного буріння, поточного (капітального) ремонту та експлуатації свердловин під час ГНВП необхідно повідомити експлуатаційну службу на МСП про вжиття заходів щодо припинення (за необхідності) видобування нафти на робочих свердловинах, а також бригаду поточного (капітального) ремонту свердловин про необхідність припинення робіт.
   8. Персонал установки, який не бере участі в аварійних роботах, повинен бути евакуйований.
   9. Роботи з монтажу, опресування й експлуатації устьового і противикидного обладнання необхідно виконувати з дотримуванням вимог НПАОП 11.1-1.01-08.
   10. На МНГО допускається застосування факела для спалювання газу в аварійних ситуаціях. Теплове випромінювання факела не повинно перевищувати допустимі значення для обслуговувального персоналу і технологічного устаткування.
   11. Блок підводного противикидного устаткування (ППУ) і його маніфольд повинні бути опресовані на усті свердловини з колонною головкою на робочий тиск (що становить 1,1 величини від максимально очікуваного тиску на усті) із використанням пробки опресовування.