5.5.13. У разі появи ознак підмиву опор роботодавець повинен організувати евакуацію людей, залишивши на СПБУ необхідну кількість членів екіпажу для усунення аварійної ситуації, згідно з планом ліквідації аварій.
5.6. Буріння свердловин із НПБУ
5.6.1. Між суднами, що здійснюють заведення якорів, і якірними постами НПБУ повинен здійснюватися радіозв'язок.
5.6.2. Після заведення якорів НПБУ повинна бути занурена баластуванням до необхідного робочого осідання та орієнтована в заданому положенні над устям свердловини.
5.6.3. Заборонено швартові операції, навантаження, розвантаження і переміщення вантажів під час баластування НПБУ.
5.6.4. У процесі бурових робіт під час орієнтації НПБУ бурові роботи повинні бути припинені.
5.7. Буріння свердловин із бурових суден
5.7.1. Під час буріння та виконання інших технологічних операцій необхідно здійснювати постійний контроль за положенням судна над свердловиною, горизонтальними переміщеннями судна і кутом нахилу морського стояка.
5.7.2. У разі посилення хвилювання моря і вітру, коли переміщення судна над точкою буріння виходить за допустимі межі, а також у разі появи дрейфуючих крижаних полів буріння необхідно припинити і провести розстикування морського стояка від устя для відходу БС та вжити заходів, щодо забезпечення повторного введення бурильного інструменту в свердловину в разі повернення БС на точку.
5.7.3. При перших ознаках газонафтоводопроявів необхідно герметизувати устя свердловини і вжити заходів щодо її глушіння.
5.7.4. На судні повинно бути організоване спостереження за можливими виникненнями грифонів. У випадку виникнення грифонів навколо розміщення БС і створення загрози для БС необхідно терміново вжити заходів щодо відходу БС з точки буріння.
5.7.5. За необхідності відходу від підводного устя свердловини у випадку, коли свердловиною розкриті пласти з аномально високим пластовим тиском (АВПТ) або продуктивні горизонти, герметизацію устя необхідно проводити за умови перебування бурильного інструменту в башмаку останньої обсадної колони.
5.8. Випробування свердловин
5.8.1. Роботи із випробування свердловини повинні проводитися згідно з вимогами НПАОП 11.1-1.01-08 та робочим проектом на спорудження свердловини.
5.8.2. Під час випробування свердловини поблизу МНГО повинно постійно чергувати пожежне судно.
5.8.3. За наявності блока спалювання перед початком випробування слід включити систему водяного зрошування (завіси) корпусу МНГО біля блока пальників і підпалити черговий факел пальників.
5.8.4. Продукцію випробування свердловин необхідно подавати у пристрій для спалювання, розташований із підвітряної сторони МНГО.
5.8.5. У разі відсутності на МНГО блока спалювання продукція випробування свердловини повинна бути направлена у спеціальні місткості.
VI. Облаштування, експлуатування і ремонт свердловин із підводним закінченням
1. Загальні положення
1.1. Устьове устаткування при підводному закінченні свердловини повинно забезпечувати вимірювання тиску і температури та передачу даних за допомогою морського кабелю або радіосигналу на берег, судно обслуговування чи МСП.
1.2. У разі виникнення аварійної ситуації повинна бути передбачена можливість автоматичного або за командою оператора приведення в дію глибинного внутрішньосвердловинного клапана-відсікача, що припинить подачу флюїду зі свердловини. Керування може здійснюватись за допомогою гідравлічного, електричного або електрогідравлічного пристрою.
1.3. З метою підводного розміщення устьового і технологічного устаткування свердловини необхідно передбачити встановлення донної опорної плити.
2. Монтаж блока підводного противикидного устаткування
2.1. Занурення блока ППУ і морського стояка необхідно проводити за умови вертикального переміщення ПБУ не більше ніж на 1,5 м.
2.2. Компенсатор бурильної колони для занурення морського стояка з ППУ і посадки компоновки на усті свердловини повинен бути заздалегідь відрегульований на підтримання 80 - 90 % ваги морського стояка.
2.3. Під час занурення блока ППУ через 8 - 10 м необхідно закріпити шлангокабель керування за допомогою хомутів до ліній глушіння і дроселювання або до натяжних канатів.
2.4. Після нарощування кожної секції проводити опресування ліній глушіння і дроселювання на тиск опресування ліній ППУ.
2.5. Посадку ППУ на підводне устя свердловини слід виконувати при включеному компенсаторі бурильної колони, контролюючи процес за допомогою підводної телевізійної камери.
2.6. Заборонено з'єднувати або роз'єднувати кабельні з'єднання, що перебувають під напругою.
2.7. Заборонено включати лампи над водою при функціональній перевірці складових частин підводної телевізійної системи.
2.8. Після приварювання перехідника з кільцем до колони у разі її заглиблення перехідник із кільцем повинен установлюватися на глибині від 3 м до 5 м нижче дна моря.
3. Занурення і збирання підводної фонтанної арматури
3.1. Установлення монтажної рами (з устаткуванням) на опорну плиту повинно здійснюватися за допомогою плавучого крана після закінчення бурових робіт.
3.2. Установлене фонтанне устаткування необхідно закривати захисним каркасом для запобігання механічним пошкодженням. Конструкція захисного каркаса має передбачити можливість водолазного обслуговування устьового устаткування.
3.3. 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.
3.4. На глибинах понад 60 м необхідно використовувати робототехнічні засоби з управлінням із НПБУ або БС.
3.5. 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.
4. Організація каналів зв'язку системи керування підводним закінченням свердловини
4.1. При віддалі в межах 2 - 3 км необхідно використовувати електрогідравлічні системи керування ПГУ свердловин.
4.2. У разі експлуатації свердловин із тиском понад 100 МПа і температурою близько 150° C необхідно використовувати повністю електричні системи управління ПГУ.
5. Ремонт і дослідження свердловин з підводним закінченням
5.1. 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.
5.2. Ремонт устьового обладнання на малих глибинах дозволяється виконувати водолазам згідно з НПАОП 45.24-1.06-81, на глибинах понад 60 м - маніпуляторами.
6. Укладання і під'єднання шлангокабелю
6.1. 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.
6.2. 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.
7. Автоматизація процесу видобування
7.1. 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.
7.2. Пульт керування устьовим устаткуванням під час видобування вуглеводнів і протиаварійного захисту повинен установлюватися на судні обслуговування, технологічній платформі (чи на МСП) або на березі.
7.3. Свердловина повинна бути обладнана внутрішньосвердловинним клапаном-відсікачем, що автоматично відсікає свердловину у разі виникнення аварійної ситуації.
7.4. Система керування фонтанною арматурою повинна передбачати можливість дистанційного керування.
7.5. Подачу сигналів в аварійній ситуації необхідно здійснювати по спеціальній кабельній лінії (шлангокабелю) із судна обслуговування.
8. Вимоги до устаткування свердловин, розташованих в акваторіях морів з льодовим покриттям
8.1. Фонтанну арматуру свердловини в акваторіях морів з можливим льодовим покриттям необхідно розміщувати у заглибленнях на дні моря або використовувати спеціальні вставки (кесони).
8.2. 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.
VII. Експлуатування нафтових і газових родовищ
1. Загальні положення
1.1. Допускається одночасне буріння нових і експлуатування видобувних свердловин на МСП.
1.2. Обслуговування видобувних свердловин на МСП повинні здійснювати не менше ніж два оператори.
2. Видобування нафти і газу
2.1. 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.
2.2. При багаторядному розташуванні свердловин на платформі забороняється прокладання трубопроводів від видобувних свердловин між рядами свердловин.
2.3. Трубопроводи повинні бути жорстко закріплені і мати відповідне маркування тиску і розпізнавальне забарвлення.
2.4. 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
3.1. У випадках виникнення на об'єктах збору, підготовки і транспортування нафти і газу аварійних ситуацій технологічні процеси повинні бути негайно зупинені.
3.2. Зібрані флюїди із запобіжних клапанів на технологічному устаткуванні слід направляти у спеціальну місткість (каплезбірник).
3.3. Продування, розряджування та прокачування комунікацій і свердловин слід здійснювати через блок продування з насосним відкачуванням рідини. Газ продування повинен подаватися в газовідвід.
3.4. У разі вмісту сірководню в природному газі понад 0,6 % об. заборонено експлуатування свердловини фонтанним способом без вибійного свердловинного обладнання.
3.5. Конструкція фонтанної арматури повинна передбачати наявність автоматичних засувок з імпульсом від датчиків високого і низького тиску, що встановлені на вході в шлейф.
4. Підготування нафти і газу
4.1. На спеціально обладнаних нафтозбірних МНГС допускається здійснювати сепарацію 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.
4.2. 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.
5. Транспортування нафти і газу
5.1. Продувальний кран насоса для перекачування нафти повинен бути обладнаний трубкою для скидання нафти у збірну місткість.
5.2. Електропривод насоса, що перекачує нафту, повинен мати дистанційне аварійне відключення.
6. Капітальний і підземний ремонт свердловин
6.1. Капітальний та підземний ремонт свердловин на МНГО проводиться відповідно до вимог НПАОП 11.1-1.01-08.
6.2. Дозволяється проведення поточних і капітальних ремонтів свердловин без їх попереднього глушіння на родовищах із гірничо-геологічними умовами, що унеможливлюють самочинне надходження пластового флюїду до устя свердловини.
6.3. У разі виявлення газонафтопроявів устя свердловини повинно бути загерметизовано, а бригада повинна діяти відповідно до плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС).
6.4. Чищення піщаних пробок желонкою у фонтанних свердловинах, свердловинах із можливими газонафтопроявами, а також у свердловинах, що мають у продукції сірководень, забороняється.
6.5. 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 N 62 (ДГН 6.6.1-6.5.001-98), та ДСП 6.177-2005-09-02 "Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України", затверджених наказом МОЗ України від 02 лютого 2005 року N 54 (ДСП 6.177-2005-09-02).
VIII. Промислово-геофізичні роботи
1. Загальні вимоги безпеки
1.1. Заборонено проводити промислово-геофізичні роботи у свердловинах із газопроявами й інтервалами поглинання промивальної рідини.
1.2. 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 N 125, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 17 грудня 2002 року за N 978/7266 та за N 979/7267 (далі НП 306.5.05/2.065-2002), та забезпечення радіаційної безпеки для працівників згідно з Нормами радіаційної безпеки України (НРБУ-97), затвердженими наказом МОЗ України від 14 липня 1997 року N 208, введеними в дію постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01 січня 1997 року N 62 (ДГН 6.6.1-6.5.001-98), та Основними санітарними правилами забезпечення радіаційної безпеки України, затвердженими наказом Міністерства охорони здоров'я України від 02 лютого 2005 року N 54, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 20 травня 2005 року за N 552/10832 (ДСП 6.177-2005-09-02).
