2.2. Не дозволяється перебування на технологічних об'єктах облаштування газових та нафтових родовищ, що містять сірководень, без засобів індивідуального захисту.
2.3. Не рідше одного разу на місяць на об'єктах повинні проводитись навчально-тренувальні заняття з обслуговувальним персоналом з ліквідації аварійних ситуацій згідно з ПЛАС.
2.4. Персонал сторонніх організацій, який залучається до робіт на газонебезпечних об'єктах, повинен пройти інструктаж з питань безпеки в обсязі, затвердженому технічним керівником нафтогазодобувного (бурового) підприємства, та мати засоби індивідуального захисту.
2.5. Працівники, які безпосередньо виконують роботи в умовах можливого виділення токсичних речовин, повинні знати їх властивості, дію на організм людини, симптоми отруєння та прийоми надання долікарняної допомоги потерпілим.
2.6. При прийнятті на роботу всі без винятку працівники повинні проходити додаткове навчання і перевірку знань вимог безпеки з урахуванням специфіки виробництва за програмою, погодженою з територіальним органом Держгірпромнагляду.
2.7. Перед початком роботи керівник зобов'язаний ознайомити працівників з погодними умовами і умовами виходу з небезпечної зони в аварійній ситуації.
2.8. Працівники, що виконують роботи, пов'язані з можливим виділенням сірководню, повинні бути забезпечені газоаналізуючими приладами для здійснення експрес-аналізу на наявність сірководню в повітрі робочої зони. Члени бригади повинні бути забезпечені засобами індивідуального захисту, знати їх будову і вміти користуватись ними.
2.9. Аналіз газоповітряного середовища на вміст сірководню повинен здійснюватись працівниками, які пройшли навчання та атестовані в установленому порядку (не менше двох осіб).
3.1. Не дозволяється споруджувати на території гірничих відводів нафтових, газових та газоконденсатних родовищ з умістом сірководню будівлі та споруди, не пов'язані з видобуванням нафти і газу.
3.2. Приміщення для приготування і приймання їжі, відпочинку вахти, вузол зв'язку тощо розміщуються на відстані не менше 200 м від устя свердловини.
3.3. На території бурових і промплощадок повинні бути встановлені пристрої (конус, флюгер та ін.) для визначення напрямку вітру і покажчики сторін світу. У темний час доби пристрої необхідно освітлювати.
3.4. В операторній та інших приміщеннях, де перебуває експлуатаційний персонал, повинні бути вивішені:
а) технологічна схема розташування обладнання і трубопроводів із зазначенням на них КВПіА, запобіжних, запірних, регулювальних пристроїв, а також схеми встановлення датчиків сірководню і розташування точок контролю повітряного середовища;
б) схема об'єкта із зазначенням розташування аварійних складів, пунктів збору, острівців газової безпеки, основних і запасних маршрутів руху людей і транспорту, переважних напрямків поширення і місць можливого скупчення сірководню в аварійній ситуації, засобів зв'язку і оповіщення;
в) схема оповіщення із зазначенням номерів телефонів газорятувальної та інших аварійних служб, державної пожежної безпеки, медсанчастини;
г) оперативна частина ПЛАС.
3.5. Відкриті ділянки циркуляційної системи повинні розташовуватись поза межами приміщення насосної.
3.6. Приміщення виробничих об'єктів повинні бути обладнані постійно діючою припливно-витяжною вентиляцією з механічним спонуканням.
У приміщеннях з періодичним перебуванням обслуговувального персоналу повинні бути встановлені газосигналізатори і вентиляційні установки з ручним вмиканням із зовнішнього боку приміщення.
3.7. Виробничий персонал повинен бути забезпечений телефонним або радіозв'язком з диспетчером підприємства, а працівники безпосередньо на газонебезпечному об'єкті - додатковим телефонним зв'язком.
3.8. Газонебезпечні місця, а також траси діючих трубопроводів позначаються знаками безпеки.
3.9. Не дозволяється наявність підвалів, заглиблень, не засипаних порожнин тощо на промплощадках та у виробничих приміщеннях.
3.10. Не дозволяється розміщення будівель та споруд замкнутим чи напівзамкнутим контуром. Виходи з будівель не повинні направлятись у бік обладнання і установок, де можливе виділення токсичних речовин.
3.11. На території промплощадок не дозволяється підземне прокладання трубопроводів, які транспортують токсичні речовини. Не дозволяється розміщення з'єднань надземних трубопроводів, у тому числі і зварних, у недоступних для огляду місцях.
3.12. Виробничі об'єкти, під'їзні дороги до них повинні бути позначені знаками безпеки.
3.13. Не дозволяється злив токсичних речовин у систему каналізації без нейтралізації.
4.1. Технологічне обладнання, що експлуатується в сірководневому середовищі, повинне вибиратися з урахуванням параметрів технологічних процесів і корозійно-агресивного середовища. Використання обладнання в стандартному і корозійностійкому виконанні регламентується таблицями 3, 4.
У паспортах на корозійностійке обладнання повинні бути гарантії підприємства-виробника щодо можливості його застосування в агресивному середовищі. Крім того, повинен бути забезпечений його інгібіторний захист.
4.2. Ємнісне обладнання з рідинами, що містять сірководень, повинне бути оснащене сигналізатором верхнього граничного рівня, пристроєм для дистанційного заміру рівня рідини та нижнім пробовідбірником. Ємності циркуляційної системи бурової установки повинні бути обладнані відповідно до вимог підпункту "е" пункту 2.1 глави 2 розділу V цих Правил.
Таблиця 3
Сфери застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Рабс), парціального тиску сірководню (PH2S) та його концентрації (CH2S) для багатофазного флюїду "нафта-газ-вода" з газовим фактором менше 890 нм3/м3
|
Виконання обладнання |
Рабс <1,83 · 106 Па (18,6 кгс/см2) |
Рабс > 1,83 · 106 Па (18,6 кгс/см2) |
|||||
|
CH2S < 4 % (об) |
4 % < CH2S < 15 % |
CH2S > 15 % (об) |
CH2S < 0,02 % (об) |
CH2S > 0,02 % (об) |
|||
|
PH2S < 7,3 · 104 Па |
PH2S > 7,3 · 104 Па |
PH2S < 345 Па |
PH2S > 345 Па |
||||
|
Стандартне |
+ |
+ |
- |
- |
+ |
- |
- |
|
Стійке до СКР |
- |
- |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
Таблиця 4
Сфери застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Рабс), парціального тиску сірководню (PH2S) та його концентрації (CH2S) для вологого газу або обводненої нафти з газовим фактором більше 890 нм3/м3
|
Виконання обладнання |
Рабс < 450 кПа (4,6 кгс/см2) |
Рабс > 450 кПа (4,6 кгс/см2) |
|||
|
CH2S < 10 % (об) |
CH2S > 10 % (об) |
CH2S < 0,75 % (об) |
CH2S > 0,75 % (об) |
||
|
PH2S < 345 Па |
PH2S > 345 Па |
||||
|
Стандартне |
+ |
- |
+ |
- |
- |
|
Стійке до СКР |
|
+ |
- |
+ |
+ |
4.3. Для захисту від корозії технологічного обладнання і трубопроводів систем видобування, збору, підготовки і транспорту нафти, газу і конденсату, експлуатаційної і ліфтової колон, внутрішньосвердловинного та іншого обладнання, яке експлуатується в умовах впливу сірководню, повинні застосовуватись інгібітори корозії, спеціальні покриття і технологічні методи зменшення корозійної активності продукції.
4.4. Маніфольд противикидного обладнання, бурильні труби, ліфтові труби, трубопроводи, що перебували в контакті із сірководнем, після їх демонтажу перед повторним використанням повинні бути піддані дефектоскопії, опресовані і перевірені на герметичність.
4.5. Відповідність якості труб обсадних і ліфтових колон технічним умовам та їх стійкість до СКР під напругою повинна підтверджуватись сертифікатом.
4.6. Використовуване на об'єктах обладнання і апаратура, які безпосередньо контактують із сірководневим середовищем, повинні бути в антикорозійному виконанні.
4.7. Герметичність фланцевих з'єднань, арматури, люків, апаратів, рознімних частин обладнання тощо необхідно перевіряти індикаторним папером.
4.8. Газ, що містить сірководень, не дозволяється стравлювати в атмосферу без спалення або нейтралізації.
4.9. Внутрішня поверхня експлуатаційної колони та внутрішня і зовнішня поверхня ліфтової колони вище пакера, а також свердловинне обладнання, технологічні апарати, трубопроводи та інше обладнання, яке експлуатується в умовах корозійно-активного середовища, повинні оброблятися інгібітором корозії та інгібітором гідратоутворення.
4.10. Контроль корозійного стану обладнання здійснюється:
а) установленням контрольних зразків (свідки корозії);
б) за показниками швидкості корозії;
в) із застосуванням ультразвукової і магнітної товщинометрії.
Методи, періодичність і місця контролю корозійного стану кожного виду обладнання встановлюються технічним керівником нафтогазодобувного підприємства.
4.11. При експлуатації засобів КВПіА і телемеханіки необхідно контролювати корозійний стан лічильників нафти, газу, конденсату, регулювальних та запірних клапанів, пристроїв для відбору проб.
5.1. Проект на будівництво та облаштування родовища розробляється з урахуванням вимог "Инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород", затвердженої Держгіртехнаглядом СРСР 05.12.77. Проект облаштування родовища повинен мати розділ "Охорона праці, забезпечення газової і пожежної безпеки під час будівництва і експлуатації виробничих об'єктів", що містить основні організаційні, технічні рішення щодо забезпечення газо- і пожежобезпеки виробничого персоналу та населення, яке проживає в зоні можливої загазованості.
5.2. У проекті облаштування родовища повинні бути передбачені місця розташування острівців газової безпеки, засобів колективного захисту працівників і населення, станцій контролю загазованості навколишнього середовища, постів газової безпеки, вітрових конусів, контрольно-пропускних пунктів.
5.3. Проектні рішення повинні передбачати раціональне використання природних ресурсів, виключення можливості незворотних техногенних змін природного середовища, у тому числі і при можливих аварійних викидах шкідливих речовин, обґрунтування оцінки надійності і безаварійності виробничих процесів і обладнання, оцінку ризику виникнення і можливих наслідків прогнозованих аварійних ситуацій, пов'язаних з викидом шкідливих речовин, а також рішення, спрямовані на запобігання, локалізацію, ліквідацію аварій і захист працівників та населення від небезпечних виробничих факторів.
5.4. У проектній документації повинні бути в повному обсязі представлені розрахунки і обґрунтування розмірів буферної зони газонебезпечних об'єктів, що виключають можливість перевищення на її межах встановлених Міністерством охорони здоров'я України значень токсичних доз шкідливих речовин у приземному шарі атмосферного повітря при різних метеорологічних умовах.
Розрахунки і обґрунтування буферної зони повинні бути виконані спеціалізованою організацією з урахуванням максимальних (за обсягом і тривалістю) прогнозованих аварійних викидів шкідливих речовин. На території буферної зони не дозволяється проживання населення. При вахтовому методі працівникам на родовищі дозволяється розміщатись у вахтових селищах, розташованих у буферній зоні, за умови виконання всіх проектних рішень щодо облаштування родовища.
5.5. За кожним з основних організаційно-технічних рішень, спрямованих на забезпечення газової безпеки персоналу і населення на період можливих аварійних викидів, у проектній документації повинні бути обґрунтовані та визначені конкретні типи і кількість необхідних приладів, матеріалів і обладнання, а також місця (споруди) для їх зберігання і підготовки до роботи.
5.6. При виявленні в пластовому флюїді першої розвідувальної свердловини сірководню, що не передбачалося проектом, подальше будівництво свердловини повинно проводитись з дотриманням вимог цього розділу Правил.
5.7. У технічному завданні на проектування облаштування родовищ повинні обумовлюватися наявність та кількість токсичних речовин у пластових флюїдах.
Проект розробки родовища повинен додатково включати:
а) вимоги до інгібіторного захисту обладнання і труб;
б) основні рішення щодо охорони надр;
в) компонентний склад пластового флюїду та наявність в ньому токсичних та корозійно-активних компонентів;
г) вимоги до використання супутніх продуктів (сірководень, конденсат, гелій та ін.).
5.8. У проектах на будівництво свердловин додатково повинні бути надані:
а) умови розрахунку обсадних і насосно-компресорних (ліфтових) колон, виходячи з граничної напруги сталей труб, що прийнята не вище 0,75 від межі текучості;
б) конструкції свердловин з врахуванням наявності токсичних речовин в пластових флюїдах;
в) методи та періодичність перевірки зношення і контролю корозійного стану бурильних, ведучих, НКТ і елементів трубних колон;
