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.
9.1. 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.
10.1. 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 нм3 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.
11.1. 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.
12.1. 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.
12.2. Ізолюючі дихальні апарати повинні застосовуватись обслуговувальним персоналом при виконанні операцій, передбачених технологією проведення робіт в умовах можливого виділення сірководню, а також при виникненні аварійної ситуації. При роботі в ємностях та колодязях допускається застосування шлангових протигазів.
12.3. Дихальні апарати повинні бути підібрані за розмірами. До кожного апарата додається паспорт і прикріплюється етикетка із зазначенням прізвища та ініціалів працівника. Необхідно проводити регулярний огляд, перевірку і сервісне обслуговування дихальних апаратів відповідно до графіка, складеного згідно з вимогами підприємства-виробника. Усі дані заносяться у реєстраційний журнал обслуговування дихальних апаратів.
12.4. Газозахисні засоби необхідно перевіряти відповідно до інструкцій з експлуатації підприємств-виробників у лабораторії газорятувальної служби.
12.5. На газонебезпечному об'єкті повинен бути аварійний запас газозахисних засобів, кількість і типи яких визначаються з урахуванням чисельності працівників, віддаленості об'єкта та специфіки виконуваних робіт.
13.1. При ліквідації свердловин, у які не спущені експлуатаційні колони, в інтервалах залягання пластів з умістом токсичних речовин установлюються цементні мости. Цементний міст повинен перекривати потужність пласта не менше ніж на 100 м вище покрівлі пласта.
13.2. У башмак останньої проміжної колони ліквідованої свердловини встановлюється цементний міст заввишки не менше 200 м.
13.3. Цемент для встановлення цементних мостів повинен бути корозійностійким і відповідати геолого-технічним умовам.
13.4. Рідина, якою заповнюється стовбур свердловини, повинна бути оброблена інгібітором корозії та нейтралізатором.
13.5. Наявність та міцність цементних мостів, установлених у відкритому стовбурі свердловини, перевіряється шляхом розвантаження бурильного інструменту. Величина навантаження встановлюється, виходячи з допустимого питомого тиску на цементний камінь. За результатами перевірки цементного моста на міцність та герметичність складається акт.
13.6. Устя ліквідованої свердловини, у геологічному розрізі якої присутні вуглеводні, агресивні компоненти або високонапірні пластові води (з коефіцієнтом аномальності 1,1 і більше), облаштовується наземним репером у вигляді цементної тумби, яка встановлюється на експлуатаційну колону (за її відсутності - на технічну колону або кондуктор), заповнену на глибину не менше 2 м цементною пробкою. Під цементною пробкою повинен проходити заглушений зверху за допомогою зварювання патрубок з установленим вентилем для забезпечення контролю за тиском у колоні.
13.7. Для запобігання замерзанню верхня частина стовбура ліквідованої свердловини на глибину 5 м заповнюється незамерзаючою рідиною (соляровим маслом, нафтою, розчином хлористого кальцію).
