Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности

      В соответствии с подпунктом 14) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан от 11 апреля 2014 года "О гражданской защите" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности.

      2. Комитету индустриального развития и промышленной безопасности Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан (Ержанову А.К.) обеспечить:

      1) в установленном законодательством порядке государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан, направление копии на официальное опубликование в периодических печатных изданиях и в информационно-правовой системе "Әділет" республиканского государственного предприятия на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан";

      3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов;

      4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1), 2) и 3) пункта 2 настоящего приказа.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на вице-министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан Рау А.П.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      "СОГЛАСОВАН":

      Министр национальной экономики

      Республики Казахстан

      ________________ Е. Досаев

      12 января 2015 года

      "СОГЛАСОВАН":

      Исполняющий обязанности

      Министра энергетики

      Республики Казахстан

      ________________ У. Карабалин

      "___" ___________ 2015 года

Правила
обеспечения промышленной безопасности
для опасных производственных объектов нефтяной и газовой
отраслей промышленности

Глава 1. Общие положения

      Сноска. Заголовок главы 1 в редакции приказа Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      1. Настоящие Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 14) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан от 11 апреля 2014 года "О гражданской защите" и определяют порядок обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности.

      2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

      1) авария – разрушение зданий, сооружений и (или) технических устройств, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ;

      2) аномально высокое пластовое давление – давление залежи с коэффициентом аномальности 1,5 и более гидростатического давления столба бурового раствора в скважине;

      3) наряд-допуск – задание на производство работ, оформляемое при проведении строительно-монтажных и (или) ремонтных работ на территории действующего предприятия, когда имеется или может возникнуть производственная опасность, исходящая от действующего предприятия;

      4) технологический регламент – документ, определяющий технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режимы и технологию производства продукции, безопасные условия работы, утверждаемый техническим руководителем;

      5) обвалование – сооружение в виде земляного вала или ограждающей стенки для защиты от разлива жидких опасных веществ.

Глава 2. Порядок обеспечения промышленной безопасности при разработке проектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

      Сноска. Заголовок главы 2 в редакции приказа Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      3. Каждой организацией, эксплуатирующей месторождения добычи нефти и газ разрабатывается проектная документация на обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (далее – проектная документация) и проектная документация на строительство скважин (далее – проект на строительство скважин).

Параграф 1. Порядок обеспечения промышленной безопасности при
проектировании объектов нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений

      4. Здания и сооружения с взрывопожароопасными процессами, выделяющими вредные и горючие вещества, источники возможных аварийных выбросов, проектируются с учетом преобладающего направления ветра, рельефа местности, климатических и сейсмических условий. Минимальные безопасные расстояния объектов обустройства нефтегазовых месторождений (далее – НГМ) от зданий и сооружений приведены в приложении 1 к настоящим Правилам.

      5. При проектировании опасного производственного объекта выбор оборудования и трубопроводов, производится в зависимости от коррозионно-агрессивных свойств транспортируемых веществ.

      6. В проектной документации разрабатываются мероприятия по предупреждению воздействия на оборудование, трубопроводы, персонал и население в селитебной зоне, опасных и вредных производственных факторов (далее – ОВПФ).

      7. В проектной документации должны указываться места и маршруты для сбора и эвакуации персонала, средства коллективной защиты (далее – СКЗ) работающих, станций контроля загазованности окружающей среды, постов газовой безопасности, ветровых указателей, контрольно-пропускных пунктов.

      8. Мероприятия в области промышленной безопасности при проектировании и строительстве объектов обустройства месторождения углеводородов должны обеспечивать меры по безопасному функционированию этих объектов, локализации и минимизации последствий возможных аварийных ситуаций и предусматривать:

      1) расположение объектов НГМ с учетом безопасных расстояний;

      2) обоснование выбору оборудования в части безопасной эксплуатации;

      3) систему сбора, подготовки и транспортирования продукции скважин, утилизацию вредных веществ и попутного газа;

      4) автоматизированную систему управления технологическим процессом (далее – АСУ ТП);

      5) систему противоаварийной защиты, блокировок, предохранительных и сигнальных устройств по предупреждению опасных и аварийных ситуаций;

      6) средства автоматизированной системы контроля воздушной среды и сигнализации, для раннего обнаружения опасных факторов;

      7) организацию постоянной производственной и автономной системы аварийной связи и оповещения;

      8) автоматизацию и телеметрический контроль объектов;

      9) обеспечение персонала индивидуальными и коллективными средствами защиты;

      10) нейтрализацию и утилизацию производственных отходов, горючих, вредных и токсичных веществ;

      11) условия безопасного бурения, освоения, испытаний, исследований, консервации и ликвидации скважин, объектов;

      12) методы и технологию испытаний;

      13) оценку вероятности возникновения опасных и аварийных ситуаций, с учетом показателей взрывопожароопасности объекта;

      14) применение методов неразрушающего контроля и антикоррозионной защиты оборудования, трубопроводов, металлических конструкций.

      9. Не допускается подземная прокладка трубопроводов в зданиях, сооружениях, помещениях.

      10. Производственные и бытовые объекты обеспечиваются вентиляцией, отоплением, водоснабжением и канализацией.

      11. Для производственных зданий и территории установок проектируются системы закрытой промышленной канализации для отвода технологических стоков, грунтовых и ливневых вод.

      По сети промышленной канализации должны предусматриваться гидравлические затворы расположенные в колодцах.

      12. Проектируемое оборудование, контрольно-измерительные приборы и автоматика (далее – КИПиА), устройства освещения, сигнализации и связи, предназначенные для использования во взрывоопасных зонах, предусматриваются во взрывозащищенном исполнении.

      13. Проектная документация, включающая применение инертных газов для вытеснения горючих паров и газов, агрессивных и токсичных жидкостей должна предусматривать способы и средства контроля за содержанием кислорода и предотвращение образования опасных концентраций в технологических средах.

      14. Проектная документация должна предусматривать исключение возможности необратимых техногенных изменений природной среды, в том числе и при аварийных выбросах вредных веществ, обоснование оценки надежности и безаварийности производственных процессов и оборудования, оценку риска возникновения и возможных последствий прогнозируемых аварийных ситуаций, решения, направленные на предотвращение, локализацию, ликвидацию аварий и защиту работающих и населения от опасных производственных факторов.

      15. До разработки проектной документации генеральным проектировщиком определяются размеры санитарно-защитных зон (далее – СЗЗ).

      16. В составе проектной документации на обустройство месторождения в полном объеме представляются расчеты предельно допустимых концентраций (далее – ПДК) вредных веществ на опасных производственных объектах.

      17. Расчеты и обоснование СЗЗ выполняются с учетом максимальных (по объему и длительности) прогнозируемых аварийных выбросов вредных веществ. На территории СЗЗ не допускается проживание населения, размещать спортивные сооружения, парки, школы, детские учреждения, лечебно-профилактические и оздоровительные учреждения общего пользования. При вахтовом методе работы на месторождении допускается размещаться работающим в вахтовых поселках.

      18. В проектной документации на обустройство месторождения обосновываются и определяются конкретные типы и количество приборов, материалов и оборудования, места (сооружения) для их хранения и подготовки к работе.

Параграф 2. Порядок обеспечения промышленной безопасности при
разработке проектов на строительство скважин

      19. В техническом задании на проектирование в числе параметров указывается содержание сероводорода в пластовом флюиде месторождения.

      20. В проектной документации дополнительно приводятся:

      1) краткий анализ фактического содержания сероводорода в отдельных скважинах;

      2) требования к коррозионной защите оборудования и труб;

      3) мероприятия по предупреждению возникновения нефтяных и газовых фонтанов.

      21. В случае обнаружения в пластовом флюиде первой разведочной скважины высокого содержания сероводорода дальнейшее углубление ее и бурение следующих разведочных скважин на этой площади допускается после установления СЗЗ.

      22. В проектах на строительство скважин должны дополнительно указываться:

      1) прочность обсадных колонн, колонны насосно-компрессорных труб (далее – НКТ) обеспечивающая возможность закрытия (герметизации) устья при открытом фонтане (далее – ОФ);

      2) методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния бурильных, ведущих, НКТ и элементов трубных колонн;

      3) типы колонных головок, методы их испытания и монтажа (без применения сварных соединений);

      4) типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации сероводорода в буровом растворе, расход реагентов для этих целей на весь процесс бурения скважин;

      5) методы контроля содержания сероводорода и реагента – нейтрализатора в буровом растворе;

      6) условия дополнительной обработки бурового раствора реагентом – нейтрализатором;

      7) методы и средства проветривания рабочей зоны площадки буровой, подвышечного пространства и помещений буровой, включая помещения насосного блока и очистки бурового раствора;

      8) мероприятия по защите людей и окружающей среды в процессе бурения, испытания и освоения скважины;

      9) методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны;

      10) технология отделения газа из бурового раствора с последующим отводом на сжигание;

      11) технология установки аварийного цементного моста;

      12) типы ингибиторов, их потребный объем;

      13) мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению нефтегазоводопроявлений;

      14) порядок сбора и хранения жидких продуктов в закрытых емкостях до нейтрализации и дальнейшей утилизации;

      15) метод контроля заполнения скважины при подъеме инструмента;

      16) метод контроля вытесненного из скважины раствора при спуске инструмента;

      17) тампонажные смеси, стойкие к действию сероводорода и отвечающие геолого-техническим условиям, для цементирования обсадных колонн;

      18) типовые схемы обвязки устья скважины ПВО или запорным оборудованием при строительстве, испытании и освоении.

Глава 3. Порядок обеспечения промышленной безопасности при строительстве и пуске объектов

      Сноска. Заголовок главы 3 в редакции приказа Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      23. Территория, отведенная под строительство производственных объектов застраивается в соответствии с проектной документацией.

      Территории горных отводов под нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения с высоким содержанием сероводорода застраивать производственными объектами, не связанными с добычей нефти, газа и газоконденсата, не допускается.

      Режимность и способы охраны территории строительства опасных производственных объектов устанавливаются организацией, осуществляющей строительство, а после ввода в эксплуатацию организацией эксплуатирующей объект.

      24. Строящиеся, ремонтируемые и эксплуатируемые опасные производственные объекты (буровые установки, скважины, групповые замерные установки, установки подготовки нефти и газа, резервуары, насосные и компрессорные станции, терминалы) обеспечиваются надежным и постоянным транспортным сообщением (подъезды, дороги) с базами материально-технического обеспечения и местами дислокации производственных служб организации, пожарными и аварийно-спасательными службами (далее – АСС).

      26. В помещениях, где находится персонал, должны вывешиваться утвержденные руководителем организации:

      1) технологическая схемы (мнемосхема) расположения оборудования и трубопроводов с указанием на них КИПиА, предохранительных, запорных регулировочных устройств, схема установки датчиков сероводорода и расположение точек контроля воздушной среды;

      2) схема объекта с указанием расположения аварийных складов, островков газовой безопасности, средств защиты работников, основных и запасных маршрутов движения людей и транспорта, направлений распространения и мест скопления сероводорода в воздухе в аварийной ситуации, средств связи и оповещения;

      3) схема оповещения с указанием номеров телефонов территориальных подразделений уполномоченных органов в области промышленной безопасности, гражданской защиты, медицинской службы и АСС;

      4) оперативная часть плана ликвидации аварии (далее – ПЛА).

      27. Знаками безопасности и надписями обеспечиваются производственные объекты, газоопасные места и прилегающая к ним территория (в том числе подъездные пути), трассы действующих газо-, нефте- и конденсатопроводов.

      28. На рабочих местах и территории опасного производственного объекта, где возможно воздействие ОВПФ устанавливаются предупредительные знаки и надписи, опасные участки работ ограждаются или обозначаются знаками безопасности и надписями.

      29. Производственные объекты и помещения располагаются с наветренной стороны по "розе ветров" по отношению к источнику возможного выделения сероводорода.

      30. Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток обеспечиваются освещением.

      31. Промышленная площадка, производственные помещения не должны иметь подвалов, заглублений, траншей и каналов.

      32. Не допускается проведение огневых работ в радиусе менее 50 метра от места применения и складирования материалов, содержащих легковоспламеняющиеся или взрывоопасные вещества и при отсутствии средств пожаротушения.

      33. Перед началом выполнения работ в местах, где имеется опасность загазованности и воздействия ОВПФ превышающих допустимые нормы, в том числе в изолированных помещениях, закрытых емкостях, колодцах, траншеях и шурфах, проводится анализ воздушной среды и оформляется наряд - допуск. При обнаружении загазованности производство работ в данном месте останавливается и возобновляется после устранения загазованности.

      34. Объекты, где требуется подъем работника на высоту до 0,75 метра, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 метра лестницами с перилами.

      35. В местах перехода людей над трубопроводами устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение, шириной не менее 0,65 метра, с перилами высотой не менее 1,0 метра.

      36. Производственные помещения, где возможен разлив жидкости, содержащей сероводород, оборудуются устройствами для смыва ее большим количеством воды и отвода в закрытую систему канализации.

      37. Помещения буровых установок, производственных объектов оборудуются постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией с автоматическим включением от датчиков сероводорода при достижении ПДК.

      38. В помещениях с периодическим пребыванием обслуживающего персонала устанавливаются газосигнализаторы и вентиляционные установки с ручным включением с наружной стороны помещения.

      39. Персонал, работающий в пределах месторождения, обеспечивается надежной двусторонней телефонной или радиосвязью.

      41. Геофизическое оборудование (лаборатории, подъемник) для исследования скважины устанавливают на расстоянии не менее 25 метра от устья скважины.

Глава 4. Порядок обеспечения промышленной безопасности при бурении скважин

      Сноска. Заголовок главы 4 в редакции приказа Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Ввод в эксплуатацию буровой установки

      42. Бурение скважины может быть начато при законченной монтажом буровой установке и приемке ее комиссией, назначенной приказом по предприятию. В работе комиссии принимает участие представитель территориального подразделения уполномоченного органа в области промышленной безопасности. Сообщение о дате работы комиссии направляется в территориальный уполномоченный орган в области промышленной безопасности за 5 календарных дней до начала работы комиссии.

      В случае неявки представителя территориального подразделения уполномоченного органа в области промышленной безопасности, комиссия осуществляет приемку буровой установки без его участия.

      43. Буровая установка до начала бурения укомплектовывается долотами, бурильными трубами, обсадными трубами под кондуктор и первой промежуточной колонной (если до ее спуска менее 30 суток), приспособлениями малой механизации, набором ручного инструмента, КИПиА, блокирующими и предохранительными устройствами, ловильным инструментом, противопожарным инвентарем, аварийной сигнализацией, переговорными устройствами, средствами защиты, а также запасом быстроизнашивающихся деталей и узлов, материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора под кондуктор и первую промежуточную колонну. Емкости для бурового раствора должны обеспечивать 2 кратный объем скважины.

      44. Буровая организация должна иметь в наличии проект на строительство скважины, геолого-технический наряд на производство буровых работ, основную техническую документацию на буровое оборудование, акты испытаний проведенных после окончания монтажных работ вышки согласно инструкции завода-изготовителя, эскиз компоновки низа бурильной колонны, схему монтажа бурового оборудования, схемы коммуникаций, электросетей и заземляющих устройств.

      45. Готовность к пуску оформляется актом ввода в эксплуатацию буровой установки по форме согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

Параграф 2. Бурение скважин

      46. Подготовительные работы к бурению скважины, оснастка талевой системы, бурение и оборудование шурфа проводятся в соответствии с настоящими Правилами.

      47. Бурение скважины начинается при наличии утвержденного проекта на строительство скважины, геолого-технического наряда и акта пусковой конференции.

      48. При восстановлении бездействующих скважин эксплуатационного фонда, реконструкции скважин, связанных с проводкой нового ствола с последующим изменением конструкции и ее назначения разрабатывается проект на строительство скважины.

      49. На буровой установке ведутся журналы:

      1) вахтовый;

      2) геологический;

      3) параметров бурового раствора;

      4) учета долива при спуско-подъемных операциях (далее − СПО) и расходов химических реагентов;

      5) учета моточасов работы дизелей;

      6) измерения бурильной колонны;

      7) отработки долот;

      8) наработки талевого каната;

      9) учета потребления технической воды и буровых промышленных стоков;

      10) контроля газо-воздушной среды.

      Допускается ведение журналов по подпунктам 5); 6); 7); 8); 9) в электронном формате.

      50. В процессе бурения скважины проводятся ее исследования по уточнению геологической характеристики, наличия водяных, нефтяных и газовых горизонтов, пластовых и поровых давлений по всем стратиграфическим горизонтам.

      51. В процессе бурения контролируются параметры:

      1) вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

      2) соответствие бурового раствора геолого-техническому наряду;

      3) расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;

      4) давление в манифольде буровых насосов;

      5) уровень раствора в приемных емкостях при бурении и на устье скважины при простое и СПО;

      6) крутящий момент на роторе;

      7) показания концентрации газов в буровом растворе.

      52. Способы и режимы бурения, типы долот должны выбираться с учетом геолого-технических условий проводки скважин и обеспечения качественных показателей по интервалам бурения и в целом по скважине.

      Выбор типов долот, способов и режимов бурения скважин осуществляются на основе данных, полученных при проводке геологических и близлежащих скважин (площадей).

      53. Перед вскрытием (за 50-100 метров) пластов с флюидами, содержащими сероводород, и на весь период их вскрытия:

      1) вокруг территории буровой (на подъездных путях, в местах возможного прохода на территорию буровой) устанавливаются знаки безопасности;

      2) проверяется исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств индивидуальной защиты (далее – СИЗ), средств индивидуальной защиты органов дыхания (далее – СИЗ ОД), СКЗ;

      3) обрабатывается буровой раствор нейтрализатором;

      4) проводится проверка знаний персоналом ПЛА и навыков применения СИЗ, оказания первой помощи, с регистрацией в журнале инструктажа;

      5) на буровой создается запас материалов и химических реагентов, нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

      6) определяются маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях. При поисковом, разведочном, оценочном бурении, дополнительно необходимо: установление станции геолого-технологических исследований (далее – ГТИ); организация круглосуточного дежурства представителей АСС, транспорта для эвакуации персонала; обеспечение наличия на буровой в постоянной готовности к работе цементировочных агрегатов; создание на буровой запаса цемента в объеме для установки цементного моста. Испытания цемента на сроки схватывания и прочность проводятся один раз в 10 дней.

      54. Перед вскрытием продуктивных горизонтов производится проверка готовности к ликвидации газонефтеводопроявления (далее – ГНВП), устанавливаются предупредительные плакаты и знаки безопасности.

      55. Члены вахты ежесменно проверяют состояние безопасности своих рабочих мест, бурильщик оформляет записи в вахтовом журнале.

      56. Руководитель бригады составляет суточный отчет.

      57. Бурильщик в процессе работы контролирует показания приборов, исправность технических средств и действия работников по соблюдению Правил. При обнаружении нарушений сообщает руководителю работ и принимает меры по обеспечению безопасности оборудования, процессов и действий персонала по указаниям руководителя работ.

      58. При аварийной ситуации вводится в действие ПЛА, производится герметизация устья и эвакуация персонала незадействованного в ликвидации аварии.

      59. Буровая установка обеспечивается замкнутой циркуляционной системой бурового раствора, системой сбора сточных вод и шлама, исключающих загрязнение окружающей среды.

      60. Площадка для буровой установки планируется с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в сторону отстойных емкостей.

      61. На рабочей площадке должны устанавливаться стационарные или передвижные мостки и стеллажи с упорами. Размеры стеллажей определяются из условия возможности безопасной укладки труб и штанг, для данной скважины.

      62. Длина приемного мостка по настилу должна быть не менее 14,0 метров, ширина не менее 2,0 метров, высота не более 0,5 метра. Применение гладкого металла не допускается. Стеллажи устанавливаются с условием укладки труб и штанг без деформации, должны иметь откидные металлические стойки, предохраняющие трубы от раскатывания и иметь не менее двух проходов на приемный мост на каждую сторону с лестницами с перилами.

      63. Площадка обеспечивается знаками безопасности, освещением и ограждением опасной зоны. Перед началом бурения проверяется техническое состояние породоразрушающего инструмента, забойного двигателя, компоновки бурильной колонны, КИПиА. При обнаружении неисправности бурение не допускается.

      64. Бурение шурфа под ведущую (рабочую) трубу производится с использованием специального устройства. Высота верхней части шурфа над уровнем настила рабочей площадки составляет 0,5-0,8 метра. Не допускается устанавливать ведущую трубу в шурф с упором ее на дно.

      Для установки ведущей трубы применяются устройства механизации.

      65. Тормозной рычаг обеспечивается фиксатором. При ручной подаче применяется страховочное устройство, закрепленное с настилом площадки бурильщика.

      66. В процессе бурения не допускается снимать ограждение, отключать блокировки и предохранительные устройства.

      67. При бурении не допускается превышать допустимые нагрузки и давление циркуляции бурового раствора.

      68. Контроль технологического процесса производится с регистрацией режима бурения и показаний концентрации газов в буровом растворе на диаграммах. Параметры бурового раствора и время замера указываются в журнале параметров бурового раствора.

      69. При невозможности соблюдения режима бурения, обнаружения признаков опасной ситуации и нарушения безопасности, бурильщик оповещает руководителя работ. Последующие действия работники выполняют согласно его указаниям.

      При остановке работ принимаются меры по предупреждению аварий.

      70. При длительной остановке бурения по указанию руководителя объекта бурильный инструмент поднимается в интервал спущенной обсадной колонны с герметизацией устья.

      Для предупреждения осложнений в открытом стволе производятся периодические шаблонирование, промывка и проработка с регистрацией в журнале измерения бурильной колонны.

      71. В процессе бурения скважины осуществляется контроль за траекторией ствола скважины. Объем и периодичность измерений определяется горно-геологическими условиями бурения, проектом на строительство скважины и фактической траекторией ствола скважины. При бурении вертикальных скважин отклонение от вертикали не должно превышать 3-5 градусов.

      72. Бурение направленных и горизонтальных стволов проводятся с применением системы телеметрического контроля.

      73. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость проходки ограничивается до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

      74. При аварийных ситуациях на скважинах, находящихся в бурении, когда применение методов ликвидации не эффективно, осуществляется забуривание второго и последующих стволов.

      75. Вскрытие пластов с сероводородом производится после проверки и установления готовности оборудования, персонала к работе, проверки выполнения мероприятий по защите персонала и населения в зоне возможной загазованности при возникновении ГНВП или опасной ситуации.

      Результаты проверки оформляются актом с указанием состояния и готовности объекта и персонала к вскрытию горизонтов с сероводородом.

      При бурении пластов, содержащих сероводород, контролируется наличие сероводорода и сульфидов в промывочной жидкости. При обнаружении сероводорода обрабатываются буровой раствор нейтрализатором, выполняются мероприятия по безопасности.

      76. Бурение продуктивных горизонтов производится с установкой в компоновке шаровых кранов в антикоррозионном исполнении, при наличии запасного крана и обратных клапанов с устройством для открытия.

      На мостках находится опрессованная труба, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующая верхней секции бурильной колонны. Труба окрашена в красный цвет с установленным шаровым краном, находящимся в открытом положении.

      77. Для раннего обнаружения ГНВП должен осуществляется контроль прямых и косвенных признаков по показателям:

      1) концентрация газов, наличие сульфидов и плотность промывочной жидкости;

      2) механическая скорость бурения и давления в нагнетательной линии;

      3) уровень промывочной жидкости в скважине при остановке циркуляции;

      4) уровень промывочной жидкости в приемных емкостях;

      5) расход и объем циркуляции промывочной жидкости;

      6) изменение нагрузки при бурении скважины.

      78. При ГНВП устье скважины герметизируется, и дальнейшие работы ведутся в соответствии с ПЛА. Первичные действия буровой вахты при обнаружении ГНВП и возникновении ОФ при строительстве нефтяных и газовых скважин приведены в приложении 3 к настоящим Правилам.

      79. При вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением, а также при наличии сероводорода (с объемным содержанием до шести процентов) на устье скважины устанавливаются не менее трех превенторов, в том числе один универсальный.

      При вскрытии пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более шести процентов устанавливаются не менее четырех превенторов, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный.

      80. Проведение каких-либо экспериментальных и опытных работ при бурении и освоении продуктивного пласта допускается по программе, утвержденной техническим руководителем организации.

      81. При опробовании скважины устанавливается контрольно-пропускной режим, исключающий возможность прохода на территорию посторонних лиц и транспортных средств.

      82. Перед извлечением керна из керноприемника, персонал не связанный с этой работой удаляется с приемного моста.

      83. Персонал, выполняющий работу по извлечению и обработке керна, обеспечивается изолирующими противогазами и резиновыми перчатками.

      84. Образцы керна укладываются в герметичные контейнеры, изготовленные из сероводородостойких материалов.

      85. Кернохранилище оборудуется стационарным газосигнализатором и системой вентиляции.

      85-1. При выполнении работ по приготовлению и обработке бурового раствора (промывочной жидкости) применяются средства защиты, обеспечивающие безопасность персонала от воздействия химических реагентов.

      85-2. Плотность бурового раствора (если она не вызывается необходимостью обеспечения устойчивости стенок скважины) в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) на величину:

      1) 10-15% - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200м включительно), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2);

      2) 5-10% - для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500м включительно), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см2);

      3) 4-7% - для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа (35 кгс/см2).

      85-3. Не допускается отклонение плотности находящегося в циркуляции бурового раствора более, чем на ±20 кгс/см3 (0,02 г/см3).

      85-4. Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора контролируются специалистами авторского надзора за строительством скважин.

      85-5. В процессе бурения и промывки скважины параметры (свойства) бурового раствора контролируются с периодичностью - плотность и вязкость через 10-15 минут, температура, фильтрация, содержание песка, содержание коллоидной фазы, рН, СНС1/10 и реологические показатели (эффективная вязкость и динамическое сопротивление сдвига) – каждые 4 часа. При разбуривании газовых горизонтов плотность бурового раствора, выходящего из скважины, и после дегазатора измеряется через каждые 5 минут, остальные показатели с периодичностью, указанной выше. При отсутствии на буровой газокаротажной станции два раза в смену проводится контроль бурового раствора на насыщенность его газом. Параметры бурового раствора записываются в журнале.

      85-6. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то необходимо принять меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и другие) и их устранению.

      85-7. Не допускается повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора с длительными перерывами на заготовку новых. Утяжеление бурового раствора производится при циркуляции его в процессе всего цикла.

      85-8. Максимальное допустимое давление при циркуляции бурового раствора не превышает величину давления гидроразрыва пласта и поглощения.

Параграф 3. Конструкция скважин

      86. Конструкция скважины должна обеспечивать:

      3) условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

      6) максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины;

      7) проведение испытания на прочность и герметичность;

      8) на месторождениях с наличием сероводорода, вредных и агрессивных веществ применяются обсадные трубы, тампонажные цементы и материалы, устойчивые к воздействию коррозии и сульфидно-коррозионному растрескиванию;

      9) соответствие фактическим геолого-техническим условиям строительства и эксплуатации скважин.

      87. Оптимальное число обсадных колонн, глубина их спуска определяется количеством зон несовместимыми с условиями бурения по градиентам пластовых давлений и давлений гидроразрыва (прочности и устойчивости пород, зон с интенсивными поглощениями).

      Башмак последней колонны (до спуска эксплуатационной колонны), перекрывающей породы, склонные к текучести или к пластическим деформациям, устанавливать ниже их подошвы.

      До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов предусматривается спуск как минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород при герметизации устья.

      88. Разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадных колонн выбираются максимально обеспечивающими беспрепятственный спуск каждой колонны до глубины предусмотренной проектом на строительство скважины и качественное их цементирование.

      89. Выбор обсадных труб проводится с учетом избыточных ожидаемых наружных и внутренних давлений, осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида, как на стадиях строительства, так и при эксплуатации скважины.

      90. При бурении вертикальных скважин роторным способом через 50-60 рейсов бурильной колонны, наклонно-направленных и горизонтальных скважин через 40-50 рейсов бурильной колонны, измерять износ обсадной колонны геофизическими методами с целью определения ее остаточного ресурса.

      91. Прочность обсадных колонн с устьевым оборудованием и противовыбросовым оборудованием (далее – ПВО) должны обеспечивать безопасность при:

      1) герметизации устья и задавке скважины при ликвидации ГНВП, выброса, ОФ;

      2) воздействие гидростатического и динамического давления бурового раствора, максимальной плотности находящейся в колонне;

      3) воздействие максимальных сминающих нагрузок при ГНВП, ОФ, зон поглощения и текучести;

      4) воздействие вертикальных нагрузок на растяжение и смятие.

      92. Конструкция устья скважины и колонной головки с целью предупреждения и ликвидации аварий и ГНВП предусматривают:

      1) подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на стадиях работы скважины (колонны), и подвеску колонны бурильных труб на ПВО;

      2) контроль за флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

      3) возможность аварийной задавки скважины.

Параграф 4. Крепление ствола скважины

      93. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску, спуск и цементирование обсадных колонн проводится по плану организации работ (далее – ПОР). К ПОР прилагаются исходные данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, акт готовности буровой установки к спуску колонны.

      94. Перед спуском обсадной колонны в стволе скважины производится комплекс электрометрических и исследовательских работ для осуществления технологического процесса крепления. Проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии ГНВП или поглощении бурового раствора до их ликвидации не допускается.

      95. Расчет обсадных колонн на прочность производится под максимальным ожидаемым избыточным давлением, определяемым с учетом глубины замещения раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью при ГНВП или ОФ.

      Для остальных скважин глубина замещения устанавливается с учетом степени надежности для каждой группы скважин при составлении проекта на строительство скважины.

      96. Проектом на строительство скважины предусматривается подъем тампонажного раствора:

      1) за кондуктором – до устья скважины;

      2) за промежуточными колоннами – с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 метров;

      3) за эксплуатационными колоннами:

      4) нефтяных скважин – с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 метров;

      5) для газовых и нагнетательных скважин – до устья.

      При использовании в газовых и нагнетательных скважинах обсадных труб с узлом герметизации резьбовых соединений типа "металл-металл" осуществляется подъем цемента в башмак предыдущей колонны не менее 100 метров.

      Направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.

      97. Минимальная высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн составляет не менее 150-300 метров для нефтяных и 500 метров для газовых скважин.

      98. Максимальная длина не цементируемой верхней части колонны принимается из расчета полной ее разгрузки при оборудовании устья скважины колонной головкой.

      99. Устройства ступенчатого цементирования и стыки секций обсадных колонн должны располагаться:

      1) в обсаженном стволе скважины предыдущей колонной выше башмака ее не менее, чем на 50 метров; то же относится к "голове" потайной колонны;

      2) в необсаженной части скважины – в интервале устойчивых пород с диаметром ствола, близким к номинальному, ниже верхней границе интервала не менее 30-50 метров и выше нижней границы не менее 50-75 метров.

      100. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей флюидосодержащих пластов при закачке в один прием бывает не более той, при которой:

      1) обеспечивается превышение не менее чем на 2 процента гидростатического давления составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над максимальным пластовым давлением;

      2) исключается возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора в конце продавки;

      3) обеспечивается прочность колонны при разгрузке на цементное кольцо для установки колонной головки.

      101. Не допускается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации осложнений.

      102. Перед спуском и цементированием обсадных колонн руководитель работ, бурильщик и специалисты проводят проверку технического состояния буровой вышки (мачты), основания, лебедки, талевой системы, спуско-подъемного оборудования и инструмента, силового привода, состояние приемного моста, площадки, нумерации и укладки труб, настила, наличие ограждений, блокировок и страховочных устройств, исправность КИПиА буровой установки и станции контроля цементирования, готовность цементировочных агрегатов, наличие цемента и химических реагентов, наличие средств освещения, безопасные зоны и расстояния расположения техники и персонала, установка знаков безопасности, назначение руководителей и исполнителей работ, установление режима и графика работ, наличие индивидуальных и коллективных средств для защиты персонала, введение пропускного режима на территорию объекта.

      По результатам проверки составляется акт готовности объекта к спуску и цементированию обсадной колонны.

      При обнаружении неисправности оборудования, производится ее устранение до начала работ по спуску и цементированию.

      При отклонении от ПОР оповещается руководитель работ, технический руководитель организации и дальнейшие действия выполняются по их указанию, принимаются дополнительные меры по обеспечению безопасности.

      103. Проверку на герметичность промежуточной колонны и ПВО производится в присутствии представителя АСС, а эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры – в присутствии АСС и заказчика с последующим оформлением акта.

      104. До спуска обсадной колонны производится шаблонирование и подготовка ствола скважины согласно ПОР.

      105. Спуск обсадных колонн производится с использованием средств механизации, спайдера, элеваторов соответствующей грузоподъемности и ключей.

      106. Предохранительные кольца и ниппели отвинчиваются ключами и укладываются за пределами рабочей зоны площадки.

      107. Перед спуском производится проверка шаблоном каждой обсадной трубы, состояние резьбы и наружной поверхности. При несоответствии труба бракуется с нанесением метки краской.

      Не допускается находиться у нижней части обсадной трубы при шаблонировании.

      108. При спуске бурильщик контролирует полный наворот резьбы каждой обсадной трубы, показания индикатора веса, долив скважины, объем и параметры вытесняемого бурового раствора, показания концентрации газов в буровом растворе.

      109. После спуска обсадных труб производится подготовка площадки и устья для тампонажной техники.

      Для безопасного обслуживания цементировочных агрегатов, цементно-смесительных машин, станции контроля цементирования устанавливаются расстояния:

      1) от устья скважины до блок-манифольдов не менее 10-12 метров;

      2) от блока – манифольдов до цементировочного агрегата не менее 5-10 метров;

      3) между цементировочным агрегатом и цементно-смесительной машиной не менее 1,5 метра.

      Кабины передвижных агрегатов располагаются в направлении от устья скважины.

      110. Цементировочная головка до установки на колонну опрессовывается с постепенным повышением давления, превышающим максимальное, расчетное давление для цементирования скважины, с коэффициентом безопасности 1,5 кратно и выдержкой не менее 5 минут.

      111. Трубопроводы и манифольды от цементировочного агрегата до цементировочной головки опрессовываются на максимальное давление, ожидаемое в процессе цементирования скважин, с коэффициентом безопасности 1,5 кратно и выдержкой не менее 5 минут.

      112. Скважину допускается цементировать при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, манометра на цементировочной головке.

      113. Цементирование скважин производится в дневное время. При цементировании скважины в вечернее и ночное время установленные агрегаты на площадке освещаются. Каждый цементировочный агрегат имеет индивидуальное освещение.

      114. Расчетная продолжительность цементирования определяется из условия не более 75 процентов времени начала затвердевания тампонажного раствора.

      115. Перед цементированием производится лабораторный анализ тампонажной смеси и определяется время начала затвердевания на образцах с записью в журнале параметров бурового раствора.

      116. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования рассчитываются и осуществляются с условием минимальной возможной репрессии на продуктивные горизонты и предупреждения осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением.

      В процессе цементирования обеспечивается регистрация параметров, с записью в журнале параметров бурового раствора.

      117. Высота верхней части обсадной колонны определяется согласно схеме оборудования устья и конструкции колонной головки, с учетом возможности ведения аварийных работ при ликвидации ОФ.

      118. После спуска обсадной колонны, цементирования, испытания на прочность и герметичность составляются акты с заключениями геофизических исследований состояния обсадной колонны и цементного кольца.

      119. Территория объекта и площадки после завершения работ по креплению скважин приводятся в безопасное состояние.

Параграф 5. Реконструкция скважин

      120. Перед реконструкцией скважин нефтегазодобывающей организацией с привлечением представителей АСС, научно-исследовательских и проектных организаций устанавливается их техническое и безопасное состояние.

      121. Основанием для принятия решения о реконструкции скважины являются результаты предварительного исследования технического состояния, оценки надежности и безопасности используемой части ствола в процессе реконструкции и последующей эксплуатации. Результаты принятого решения оформляются протоколом комиссии.

      122. Реконструкция, и бурение новых стволов в аварийных, законсервированных скважинах должны производится в соответствии с требованиями настоящих Правил.

      123. Выбор и монтаж буровой установки, комплектации техническими средствами, ПВО, оснащенность КИПиА устанавливаются применительно к видам планируемых ремонтно-восстановительных работ и операций с учетом обеспечения безопасности в процессе работ.

      После завершения монтажа ввод установки в эксплуатацию производится комиссией.

      124. Перед началом работ по забуриванию нового ствола, перетоки в затрубном пространстве и межколонное давление, выявленные при исследовании скважины, ликвидируются.

      125. Для зарезки нового ствола в обсадной колонне устанавливается цементный мост с отклонителем. Наличие и прочность моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента, не превышающей предельно допустимую нагрузку на цементный камень. Цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным ПВО на максимальное давление при возникновении и ликвидации ГНВП.

      126. Бурение новых стволов производятся при осуществлении постоянного контроля в соответствии с ПОР и проектом на строительство скважины.

      127. Пространственное положение нового ствола исключает возможность отрицательного воздействия на скважины месторождения (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные в зоне проектной траектории профиля скважины.

Глава 5. Порядок обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации объектов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

      Сноска. Заголовок главы 5 в редакции приказа Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Порядок обеспечения промышленной безопасности при
эксплуатации опасных производственных объектов

      128. Территория предприятий и размещение на ней зданий, сооружений и различных производственных объектов должны обеспечивать безопасную эксплуатацию НГМ.

      Лотки, траншеи, котлованы и углубления, обеспечиваются защитным покрытием или ограждением высотой не менее 1 метра. Лотки соединяются с канализацией через гидрозатворы с уклоном в сторону канализационного колодца.

      129. Здания и помещения расположенные на объектах НГМ обеспечиваются постоянно действующей системой приточно-вытяжной вентиляции.

      130. Помещения и производственные площадки НГМ обеспечиваются системой контроля состояния воздушной среды и аварийной сигнализации.

      131. Производственные здания, сооружения, помещения, установки, склады обеспечиваются запасными выходами и пожарным инвентарем.

      132. Не допускается загромождение и загрязнение дорог, подъездов, проездов, лестничных клеток, аварийных выходов из зданий и помещений объектов НГМ и проходов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации.

      133. Производственные здания и площадки территории опасных объектов, где расположено оборудование, обеспечивают техническими и технологическими средствами для подвода пара, воды, воздуха, азота, реагентов для безопасной эксплуатации, обслуживания и ремонта оборудования, трубопроводов, резервуаров.

      135. Производственные помещения содержатся в чистоте и безопасном состоянии. Не допускается применять для очистки полов и площадок горючие и легковоспламеняющиеся жидкости. Использованный обтирочный материал и отходы собираются в металлические контейнеры с крышками, установленные вне помещения и ежесменно удаляются в специально отведенные места.

      136. Материалы, оборудование для временного хранения размещаются в отведенных для этой цели помещениях и на площадках, в установленном количестве.

      137. Смазочные материалы в производственных помещениях допускается хранить в количестве не более суточной потребности, в металлической закрытой таре.

      Не допускается хранить в производственных помещениях легковоспламеняющиеся и вредные вещества.

      138. Полы производственных помещений имеют пожаробезопасное покрытие, уклон к канализационным колодцам и содержатся в исправном состоянии.

      139. На территории установки и в производственных помещениях, где возможны контакты работающих с вредными и агрессивными веществами (кислоты, щелочи и едкие реагенты), производится устройство крана с регулировкой подачи воды для промывания пораженных частей тела.

      140. Не допускается сушить одежду, обувь в производственных помещениях, хранить горючие материалы на поверхностях трубопроводов, аппаратов и приборов отопления.

      141. При размещении задвижек и арматуры в колодцах, лотках и углублениях предусматривается дистанционное управление (удлиненные штоки или штурвалы управления, электропневмоприводы) и обеспечивается безопасный доступ для технического обслуживания, ремонта или замены арматуры.

      142. Дороги, тротуары, переезды и проходы содержатся в чистоте и исправности, обеспечиваются указателями и дорожными знаками, включая высоту проезда под эстакадами.

      На территории объектов в местах, где не допускается проезд транспорта, устанавливаются запрещающие дорожные знаки.

      143. Не допускается движение по территории опасных объектов НГМ транспорта и спецтехники без искрогасителей.

      144. В местах пересечения дорог и тротуаров с железнодорожными путями устраиваются сплошные настилы на уровне рельсов и предусматриваются защитные устройства, знаки безопасности, звуковая и световая сигнализации и освещение.

      145. Не допускается проводить земляные, строительные и ремонтные работы на НГМ без письменного разрешения руководителя организации или объекта, наряда-допуска, схемы работ и согласования с представителями служб, имеющих на этом участке подземные и наземные коммуникации (линии связи, канализации, электричества, трубопроводы).

      146. Ремонтные работы, связанные с закрытием проезжей части дороги на опасном производственном объекте, согласовываются с руководителем объекта.

      147. На территории опасного производственного объекта и в опасных зонах, не допускается ведение огневых (за исключением специально отведенных мест) и газоопасных работ без наряда-допуска.

      148. После окончания ремонтно-строительных работ территорию установки, планируют, очищают и благоустраивают. Пуск объекта до окончания планировки, благоустройства и очистки территории от строительного мусора не допускается.

      149. На территории опасного объекта устанавливаются плакаты по безопасному ведению работ, предупредительные надписи "Взрывоопасно", "Огнеопасно", "Курить воспрещается", "Вход посторонним не допускается".

      151. Не допускается оставлять и хранить отходы производства в помещениях и на территории опасных производственных объектов в неустановленных местах.

      152. В случае разлива на территории объекта и в производственных помещениях нефти, легковоспламеняющихся и вредных веществ, принимаются меры, исключающие их воспламенение, ограничивают доступ персонала.

      153. Место разлива засыпается абсорбентом с тщательной очисткой и удалением остатков нефтепродукта и вредных веществ за пределы производственной зоны в отведенные места для утилизации.

      154. Трубопроводы закрепляются на эстакады и опоры на скользящие крепления для погашения гидродинамического воздействия.

      155. Металлические предметы на площадки и полы производственных помещений и сооружений опускаются плавно, без ударов для исключения искрообразования.

      156. На территории объектов, установок, резервуарных парков, сливо-наливных устройствах и в производственных помещениях ИТР проводятся мероприятия по безопасности:

      1) проверка технического состояния и готовность систем безопасности, наличие рабочего давления воды, пара и реагентов в системах, проверяется не реже одного раза в смену;

      2) наружный осмотр и проверка исправности вентиляционных установок перед началом каждой смены;

      3) осмотр и проверка состояния КИПиА и предохранительных устройств не реже одного раза в смену.

      157. Результаты проверок записываются в вахтовом журнале под роспись с указанием сроков устранения нарушений.

      158. Отбор проб воздуха, нефти и газа, в том числе с наличием сероводорода, меркаптанов и вредных веществ, производится в присутствии дублера. График проведения отбора и анализа проб утверждается техническим руководителем.

      Содержание вредных веществ, паров и газов в воздухе рабочей зоны производственных помещений и площадок ограничивается ПДК и предельно допустимые взрывные концентрации (далее – ПДВК) вредных веществ, паров и газов в воздухе рабочей зоны производственных помещений и площадок указан в приложении 5 к настоящим Правилам и работы выполняются с использованием средств индивидуальной и коллективной защиты.

      159. Освещенность территории, площадок, дорог НГМ обеспечивается не ниже установленных норм указанных в приложении 6 к настоящим Правилам.

      160. При производстве работ, где возможно образование взрывоопасной смеси газов и паров с воздухом, применяется искробезопасный инструмент, а режущий стальной инструмент обильно смазывается консистентными смазками.

      161. Не допускается использование аварийных и газоспасательных средств, для целей, не связанных с их прямым назначением.

      162. На рабочих местах около средств сигнализации и связи вывешиваются таблички с указанием порядка подачи аварийных сигналов, оповещения и вызова руководства объекта, АСС, пожарной и медицинской службы.

      163. Не допускается работать и находиться во взрывопожароопасных помещениях и на площадках в обуви со стальными гвоздями или подковками.

      166. При ожогах, травмах, отравлениях или повреждениях здоровья, первый обнаруживший сообщает об этом руководству объекта, в медпункт и АСС и проводит оказание первой медицинской помощи пострадавшему.

      167. На опасных объектах НГМ вокруг открытых емкостей, котлованов и траншей устанавливаются ограждения закрывающие доступ со всех сторон и предупреждающие знаки.

      168. После завершения строительных и ремонтных работ производится восстановление рекультивация и благоустройство территории в соответствии с проектной документацией.

      169. На объектах нефтегазовой отрасли руководителем организации обеспечивается:

      1) наличие утвержденной руководителем организации проектной и эксплуатационной документации, технологических регламентов;

      2) наличие пусковой и строительной документации;

      3) наличие декларации безопасности и ПЛА;

      4) соответствие квалификации персонала объекта;

      5) соответствие объекта требованиям настоящих Правил и проектной документации;

      6) подготовленность объекта и персонала объекта к ликвидации опасных аварийных ситуаций;

      7) организация обслуживания объекта АСС, с учетом назначения и характеристики объекта;

      8) пуско-наладочные работы и испытания оборудования с применением горючих и опасных веществ, проводятся в соответствии с документацией завода-изготовителя.

      170. Площадка для автоматизированных групповых замерных установок (далее – АГЗУ) должна располагаться с учетом преобладающего направления ветра, на твердом покрытие высотой 15 сантиметров от планировочной отметки, уклоном для отвода осадков и бордюрным ограждением высотой не менее 20 сантиметров.

      На площадке и наружной стене помещения устанавливаются предупреждающие и запрещающие надписи, и знаки о взрывоопасности, загазованности, ветроуказатель с освещением.

      171. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков газосигнализаторов определяются по свойствам взрывоопасных смесей, возможных на рабочих местах, концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин.

      172. Щитовое помещение и замерно-переключающую установку (далее – ЗПУ) размещают в одном направлении, по оси на расстоянии не менее 10 метров.

      Щитовое помещение устанавливается с наветренной стороны, при этом его дверь находится к входу в помещение ЗПУ, и размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.

      173. Производственные помещения с опасностью выделения газов и паров нефти, обеспечиваются приточно-вытяжной вентиляцией и отоплением.

      В помещениях, где возможно выделение сероводорода устанавливается вентиляционная система, сблокированная со стационарными газоанализаторами.

      В помещении ЗПУ производительность общеобменной вентиляции составляет 10-кратный, а при работе с сероводородсодержащей продукцией, 12-кратный воздухообмен в час.

      Вентиляционная система обеспечивается устройствами, исключающими рециркуляцию воздушного потока в помещении.

      174. АГЗУ обеспечивается молниезащитой и заземлением.

      175. Размещение производственного оборудования, приборов, средств автоматики и их взаимное расположение в помещении АГЗУ, ЗПУ и электрощитовом помещении предусматривает свободный доступ и безопасное обслуживание.

      Освещенность помещения ЗПУ и электрощитового помещения составляет не менее 30 люкс, КИПиА не менее 50 люкс.

      176. Выполнение электротехническим персоналом операций на действующих электрических установках и в электрических сетях, а также работниками действий по управлению электрическим приводом и электрическими аппаратами, использование переносных электроламп, электроинструмента, производится с использованием защитных средств.

      177. Перед использованием защитные средства проверяются по сроку испытания, соответствию напряжению, отсутствию повреждений.

      178. Двери электроустановок должны находятся в закрытом состоянии и оборудоваться механическими блокировками.

      179. Работы в электроустановках производятся после выполнения организационно-технических мероприятий.

      180. Электрические установки и оборудование нумеруются и обозначаются в соответствии с технологической и электрической схемой, находящейся в диспетчерской и на рабочем месте.

      181. Для определения технического состояния заземляющего устройства с составлением протокола замера и акта проверки производится:

      1) внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

      2) проверка соединения между заземлителем и заземляемыми элементами, выявление обрывов и нарушения контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством, проверка состояния предохранительных устройств;

      3) измерение сопротивления заземляющего устройства;

      4) проверка электрической цепи "фаза-ноль";

      5) выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства, находящегося в земле;

      6) проверка надежности соединений естественных заземлителей.

      183. Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования, нефтегазовой отрасли должно производится в соответствии с документацией завода-изготовителя и настоящими Правилами.

      184. Оборудование, предназначенное для нефтегазовой отрасли, должно выбираться недропользователем и проектной организацией в соответствии с климатическими и сейсмическими условиями территории, правилами взрывобезопасности, характеристикой углеводородов, технологических процессов и должно обеспечивать прочность, герметичность, коррозионную устойчивость и безопасную эксплуатацию.

      185. Оборудование во взрывопожароопасных зонах используется при соблюдении условий:

      1) взрывобезопасное исполнение;

      2) исправное состояние средств (приборов) контроля, управления, блокировки, сигнализации, входящих в систему противоаварийной и противопожарной защиты, АСУ ТП опасного объекта НГМ;

      3) наличие технической документации завода-изготовителя на государственном и/или русском языках.

      186. При индивидуальном изготовлении технических устройств (или оборудований) разрабатывается конструкторская документация в соответствии с техническим заданием, утвержденным заказчиком.

      187. Механизмы, детали, приспособления и элементы оборудования, с потенциальным источником опасности для работающих, поверхности ограждающих и защитных устройств окрашиваются в сигнальные цвета.

      190. На металлических частях оборудования, с опасностью воздействия электрического тока, устанавливаются видимые элементы для присоединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается знак "Заземление".

      191. Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного или модернизированного оборудования осуществляется комиссией.

      192. Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством предприятия с участием соответствующих специалистов.

      193. При обнаружении в процессе монтажа, пуска, технического освидетельствования или эксплуатации, несоответствия оборудования настоящим Правилам принимаются меры по их устранению.

      194. Дальнейшие работы и эксплуатация допускается после устранения выявленных несоответствий по указанию технического руководителя предприятия.

      195. Пуск в работу или остановка оборудования (аппаратов, участков трубопроводов) осуществляется с выполнением мер безопасности по предотвращению образования в технологической системе взрывоопасных смесей (продувка инертным газом, паром, контроль за эффективностью продувки), гидратообразования или замерзания жидкостей.

      196. Движущиеся и вращающиеся части оборудования, аппаратов, механизмов ограждаются или закрываются в кожухи, оснащаются системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими их пуск в работу.

      197. Ограждения и кожухи обеспечиваются безопасными и надежными креплениями, исключающими возможность непреднамеренного соприкосновения работающего с ограждаемым элементом. Открывать или снимать ограждения допускается только после полной остановки оборудования или механизма и установки на пусковом устройстве таблички "Не включать, работают люди" и знаков безопасности. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки на место и надежного закрепления всех частей ограждения, по указанию руководителя работ.

      199. До ввода в эксплуатацию оборудования объекты нефтегазовой отрасли предприятием обеспечиваются:

      1) лицами контроля обеспечивающими безопасную эксплуатацию оборудований и производственным контролем;

      2) созданием и поддержанием безопасных условий эксплуатации опасного объекта;

      3) комплектацией и допуском к эксплуатации, обслуживанию и ремонту оборудования, персонала имеющего соответствующую квалификацию, состояние здоровья и производственную подготовку;

      4) нормативно-технической документацией по перечню, утвержденному техническим руководителем организации;

      5) инструкциями по безопасной эксплуатации оборудования;

      6) исправными средствами автоматизации и механизации, системой производственного управления и контроля технологических процессов;

      7) своевременным проведением диагностики, испытаний, технического освидетельствования оборудования;

      8) контролем безопасного состояния зданий, сооружений, территории, рабочих мест;

      9) системами наблюдения, противоаварийной защиты, связи, оповещения и поддержки действий в случае аварии;

      10) средствами индивидуальной и коллективной защиты.

      200. В помещениях, на производственных площадках, в СЗЗ, где возможно выделение в воздух опасных и вредных паров, газов и пыли, в случаях изменений (отклонений) технологических процессов, должен осуществляться контроль воздушной среды, с использованием стационарных и переносных газоанализаторов.

      201. Данные о состоянии воздушной среды фиксируются на рабочем месте, на границе СЗЗ, вахтовом поселке и населенных пунктах и передаются на диспетчерский пульт, с регистрацией в журнале контроля воздушной среды.

      202. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды содержатся в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя.

      203. Системы контроля, противоаварийной и противопожарной защиты обеспечиваются резервным энергоснабжением и связью с диспетчерским пунктом.

      204. В диспетчерских пунктах устанавливаются приборы, позволяющие контролировать и регистрировать технологические параметры и загазованность воздушной среды.

      205. Ревизия и поверка КИПиА, блокировочных и сигнализирующих систем, производятся метрологической службой по графикам, утвержденным техническим руководителем организации.

      206. Установка и эксплуатация КИПиА при отсутствии пломбы или (и) штампа метрологической службы, с просроченным сроком поверки не допускается.

      207. Манометры выбираются с условием, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров устанавливается рабочая зона допустимого рабочего давления. Диаметр циферблата манометра, расположенного на расстоянии от 2 до 5 метров от площадки для наблюдения, составляет не менее 160 миллиметров, угол наклона не более 45 градусов.

      208. КИПиА с электропитанием и щиты управления подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения (электропитания).

      209. КИПиА расположенные на щитах управления диспетчерского пункта, обозначаются в соответствии с технологическим регламентом.

      210. Для безопасной эксплуатации при отрицательной температуре воздуха предусматривается обогрев и утепление производственных помещений, оборудования, трубопроводов, арматуры, предохранительных устройств и КИПиА.

      211. Оборудования установок, резервуарных парков, терминалов, технологические трубопроводы, арматура, обратные и предохранительные клапана должны изолироваться в соответствии с условиями эксплуатации и температурным режимом, указанным в технической документации завода-изготовителя.

      212. В период низких температур перед пуском оборудования, трубопроводов, арматуры производится проверка их технического состояния на отсутствие замерзания участков и ледяных пробок во внутренней полости и в системе КИПиА.

      213. Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими элементами и участками не допускается.

      214. Разогрев ледяной пробки производится паром или горячей водой, начиная от окончания замороженного участка. Не допускается отогревание замерзших трубопроводов, аппаратов при закрытой задвижке и с применением открытого огня.

      215. Пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия запорной арматуры не допускается.

      216. После отключения аппаратов, емкостей, трубопроводов, водопроводов и паропроводов производится слив жидкости в дренажную систему с продувкой паром или инертным газом.

      217. При подготовке нефти с большой вязкостью, высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов предусматривается:

      1) поддержание вязкости и температуры нефти в трубопроводах, технологических аппаратах, емкостях и резервуарах;

      2) теплозащита и обогрев оборудования, аппаратов, емкостей, резервуаров и трубопроводов теплоспутниками;

      3) непрерывность технологических процессов.

      218. После окончания технологического процесса оборудование и трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью промываются маловязким не застывающим нефтепродуктом.

      219. Взрывоопасные объекты разработки НГМ, обеспечиваются рабочим и аварийным освещением и переносными светильниками, напряжением не более 12 Вольт во взрывозащищенном исполнении и оборудованными защитной сеткой от механических повреждений.

      220. Устройства и методы защиты от коррозии оборудования, аппаратов, резервуаров, трубопроводов и сооружений проектируются и эксплуатируются в соответствии с технической документацией изготовителя. При подготовке продукции с наличием сероводорода оборудование и трубопроводы изготавливаются из коррозионно-устойчивых материалов.

      221. Подземные трубопроводы протяженностью более 3 километров и диаметром свыше 219 миллиметров и резервуары для сбора нефти обеспечиваются устройствами электрохимической защиты от коррозии.

      222. Защитная окраска и изоляция оборудования и трубопроводов производится после технического освидетельствования и испытания.

      223. За состоянием трубопроводов и оборудования устанавливается контроль методом периодического осмотра, определения толщины стенок и величины износа в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем. Результаты проверки записываются в паспорт.

      224. Действия персонала при возникновении аварийных ситуаций указывается в ПЛА.

      225. Отвод газов производится в газосборную систему или на факельную установку.

      226. Углеводородные газы после очистки и нейтрализации вредных веществ подлежат утилизации.

      227. Не допускается выпуск в атмосферу газа с наличием сероводорода и вредных веществ без их нейтрализации и сжигания.

      228. При аварийном сжигании газа производится контроль ПДК вредных веществ, в приземном слое атмосферы и на поверхности земли в производственной, СЗЗ объекта с регистрацией в журнале контроля воздушной среды.

      229. Предохранительные устройства и клапаны, запорная и регулирующая арматура от избыточного давления в сосудах, аппаратах, колоннах, резервуарах, котлах, трубопроводах должна эксплуатироваться в соответствии с паспортными характеристиками.

      230. При превышении допустимой нормы применяются глушители шума, дистанционное управление, звукоизолирующие кабины и средства защиты органов слуха, ограничение времени пребывания в опасной зоне.

      231. Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности, а также при нагрузках и давлениях выше паспортных не допускается.

      232. При вскрытии продуктивных горизонтов за 100 метров в процессе бурения составляется акт готовности буровой установки с участием представителя АСС. При осложнениях в скважине составляется ПОР и утверждается руководителем организации. Копия ПОР направляется в АСС.

Параграф 2. Автоматизация технологических процессов

      233. Для обеспечения безопасной эксплуатации разработки НГМ предусматривается:

      1) максимальный уровень автоматизации оборудования, технологических процессов, противоаварийной и противопожарной защиты исключающий постоянное пребывание персонала на взрывопожароопасных участках и обеспечивающий получение и регистрацию информации о техническом состоянии объекта, технологических параметров разработки НГМ;

      2) многоуровневая система блокировок, предохранительных и сигнальных устройств, срабатывающих при возникновении опасных и аварийных ситуаций;

      3) автоматизированный контроль воздушной среды и раннее обнаружение негерметичности, загазованности в рабочей зоне, опасности вредного воздействия на людей и окружающую среду;

      4) автономная система аварийной связи и оповещения, оперативное информирование персонала и населения о возможной опасности.

      235. АСУ ТП с наличием сероводорода предусматривает:

      1) автоматическое и ручное отключение скважины, аппарата, оборудования, технологической линии, установки, в аварийной ситуации, с переводом технологических сред в газосборную систему и на факельную линию;

      2) дистанционную остановку технологической линии, установки, оборудования с пульта дежурного оператора и перевод в безопасное состояние исключающее выделение сероводорода;

      3) дистанционный контроль и непрерывную автоматическую регистрацию основных параметров технологического процесса;

      4) автоматическое регулирование давления технологической среды в допустимых пределах безопасности;

      5) автоматическую звуковую и световую сигнализацию при изменении технологических параметров от установленных допустимых значений, загазованности воздушной среды, обнаружении сероводорода с подачей предупредительных сигналов оповещения на месте установки датчиков и на пульте оператора.

      236. Приборы и средства автоматизации эксплуатируются в соответствии с технической документацией изготовителя, технологическими и климатическими условиями.

      237. При приемке объектов разработки НГМ в эксплуатацию проводится испытание автоматических систем контроля, управления, противоаварийной и противопожарной защиты с указанием в акте результатов испытания по каждому объекту и технологическому процессу.

      238. Для автоматизации объектов НГМ предусматриваются пункты контроля и управления:

      1) пост оператора для контроля и обслуживания скважин, отдельных установок, и оборудования на устьевых площадках;

      2) операторный пункт для контроля и обслуживания технологических процессов добычи, сбора, транспортировки, подготовки продукции скважин;

      3) диспетчерский пункт по подготовке углеводородной продукции;

      4) центральный диспетчерский пункт для нефтегазодобывающей организации.

      239. В пунктах управления предусматривается аппаратура, обеспечивающая функции:

      1) аварийную сигнализацию о возникновении опасных аварийных режимов и срабатывание автоматической защиты по каждому блоку технологического комплекса;

      2) измерение параметров технологических процессов и сигнализация об отклонении от установленного режима;

      3) автоматическое регулирование технологических параметров;

      4) дистанционное управление технологическими блоками, агрегатами, запорной арматурой, исполнительными устройствами и механизмами;

      5) регистрацию и передачу информации исполнителям работ и по уровню управления объектами разработки НГМ.

      240. Операторные и диспетчерские пункты размещаются в наиболее безопасных местах имеющих соответствующие коммуникации, энергоснабжения, связи, телеметрии, жизнеобеспечения, охрану и защиту от внешнего воздействия в опасных и аварийных ситуациях.

      241. В составе диспетчерских пунктов предусматриваются помещения:

      1) диспетчерская для размещения пультов управления, щитов и аппаратуры, требующей постоянного наблюдения и контроля;

      2) аппаратная для размещения приборов и устройств не требующая постоянного контроля диспетчерской службы;

      3) для обработки и хранения информации;

      4) мастерская (лаборатория) для ремонта и наладки КИПиА;

      5) для работы оперативного и дежурного персонала;

      6) вспомогательные, служебные, охранные и бытовые помещения.

      Оперативные и диспетчерские пункты относятся к электроприемникам первой категории с резервным электроснабжением.

Параграф 3. Замерные установки продукции скважин

      243. Проектирование замерных установок для объектов НГМ производится с учетом принятой схемы разработки, физико-химических свойств продукции и производительности скважин.

      244. Технические характеристики АГЗУ должны соответствовать конкретными условиями работы и безопасной эксплуатации НГМ, согласно технической документации завода-изготовителя.

      245. Для месторождений с наличием сероводорода предусматривается антикоррозионное исполнение и ингибирование продукции скважин, нейтрализация и утилизация вредных веществ.

      246. Перед входом в помещение ЗПУ и началом работ включается вентиляция, производится внешний осмотр электрощитового помещения и оборудования, визуально проверяется состояние заземления, фланцевые соединения обратных клапанов, включая аварийную емкость.

      247. Обслуживающий персонал входит в помещение ЗПУ и приступает к работе после 20 минутной работы вентиляции.

      248. Работы производятся при условии соответствия ПДК, ПДВК, а на объектах с опасностью выделения сероводорода и вредных веществ в присутствии второго работника (дублера) имеющего при себе СИЗ ОД и находящегося с наружной стороны помещения.

      249. Вентиляция работает непрерывно в течение всего времени пребывания персонала в помещении.

Параграф 4. Насосные станции

      250. Насосная станция предназначается для:

      1) перекачки продукции скважин от дожимной насосной станции (далее – ДНС);

      2) технологические перекачки на установке подготовки нефти (далее – УПН);

      3) внутрирезервуарные перекачки;

      4) перекачка товарной нефти от УПН.

      251. Для перекачивающих насосов, предусматривается дистанционное отключение и установка на линиях входа и нагнетания запорных или отсекающих устройств, с дистанционным управлением.

      252. Уплотнения насосов должны обеспечивать герметичность в течение производственного процесса для данной технологической среды.

      253. В технологической схеме насосной станции предусматривается установка резервных насосов с автоматическим включением в случае отказа основных насосов.

      255. Все насосы обеспечиваются поддонами и дренажными устройствами для отвода дренируемого продукта в закрытую систему утилизации, с выводом сигнала верхнего уровня в операторное помещение (диспетчерский пункт).

      256. При очистке и продувке насосов жидкости отводятся за пределы помещений по трубопроводам в герметичную емкость, а углеводородные пары и газы в газосборную систему. Расположение трубопроводов производится с учетом безопасного обслуживания.

      257. На трубопроводах, указывается назначение и направление движения потока жидкости, на насосах обозначение и нумерация согласно технологической схеме, на насосах и электродвигателях направление вращения в режиме нагнетания.

      258. Арматуру на насосы выбирают по условному давлению в соответствии с паспортом насоса и характеристикой трубопровода. На нагнетательной линии центробежного насоса устанавливается манометр и обратный клапан, а на нагнетательной линии поршневого насоса устанавливается манометр с предохранителем (гасителем) пульсации и предохранительный клапан.

      259. Выступающие детали движущихся частей насосов (шпонки валов) и вращающихся соединений должны быть закрыты кожухами по всей окружности и длине вращения. Не допускается пуск в работу и эксплуатация насосов при отсутствии ограждения на вращающихся частях.

      260. При эксплуатации насосов обеспечивается контроль давления нагнетания и параметров, характеризующих его техническое состояние. Не допускается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную поверку КИПиА.

      261. Смазка движущихся частей, устранение пропусков в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе не допускаются.

      262. Смазка движущихся частей работающего насоса допускается при наличии соответствующих приспособлений, обеспечивающих безопасные условия работы. Подшипники насосов регулярно смазываются. Не допускается перегрев подшипников выше установленной нормы. Температура подшипников контролируется.

      263. Для смазки насоса и арматуры применяются незамерзающие масла.

      264. Для охлаждения корпусов подшипников и герметизаторов применяются незамерзающие жидкости (антифриз). В случае использования в качестве охлаждающей жидкости воды температурой до 30 градусов Цельсия для контроля за стоком применяются открытые воронки или смотровые устройства, соединенные с канализацией.

      265. При эксплуатации насосов обеспечивается постоянный контроль за герметичностью оборудования.

      266. При обнаружении неисправности, нарушающей безопасный режим работы насоса, производится его остановка и ремонт в соответствии с технической документацией изготовителя.

      267. Пропуски сальников насосов и в соединениях трубопроводов устраняются.

      268. Ремонт насоса во время его работы не допускается. Резервный насос находится в постоянной готовности к пуску. Перед переключением с работающего насоса на резервный, проверяются правильность открытия соответствующих задвижек и подготовленность насоса к пуску. На резервном насосе вывешивается плакат "Осторожно, автоматический запуск оборудования".

      269. Для отключения насосов от всасывающих и напорных коллекторов используют задвижки.

      270. При остановке насоса, трубопроводы, подающие жидкость для охлаждения герметизаторов насоса перекрывают.

      271. Полы и лотки в насосных помещениях промываются водой с использованием моющих средств.

      272. Сточные воды, содержащие горючие и вредные вещества, перед отводом в производственную канализацию очищаются.

      273. Не допускается размещать оборудования в проходах для эвакуации персонала.

      274. При перекачке застывающих нефтепродуктов, соблюдаются условия:

      1) непрерывности работы технологического процесса перекачки;

      2) теплоизоляция и обогрев насосов и трубопроводов;

      3) наличие систем продувки и дренажа насосов и трубопроводов.

      275. Планово-предупредительный ремонт (далее – ППР) насосов, установленных на открытых площадках, проводится в теплое время года или с устройством обогреваемых временных укрытий.

      276. В помещение и на открытой площадке насосной устанавливаются стационарные газосигнализаторы, а также датчики контроля довзрывных концентраций с выводом показаний на пульт оператора.

      277. Помещение насосной оборудуется не менее двумя выходами, двери и окна должны открываться наружу. Устройство порогов в дверных проемах не допускается.

      278. Помещение насосной оборудуется принудительной приточно-вытяжной вентиляцией в искробезопасной выполнений.

      279. Не допускается хранить в насосной легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.

      280. При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность открытия и закрытия соответствующих задвижек. Не допускается пуск поршневых насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии.

      281. Насос, подлежащий разборке, должен быть отсоединен от электродвигателя и отключен от трубопроводов закрытием задвижек и установкой заглушек.

      282. Вне помещений (зданий) насосной на всасывающем и нагнетательном трубопроводе должны быть установлены запорные арматуры.

      283. Помещение насосной оборудуются стационарными грузоподъемными устройствами.

Параграф 5. Дожимные насосные станции

      284. При эксплуатации ДНС разрабатывается технологический регламент. Рекомендации по разработке технологического регламента приведены в приложении 7 к настоящим Правилам.

      285. Для безопасной эксплуатации на ДНС в зависимости от схемы разработки месторождения должны предусматриваться:

      1) компоновка аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в технологическом модуле;

      2) сепарация нефти с предварительным отбором газа;

      3) учет нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и участкам;

      4) предварительное обезвоживание продукции скважин и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах, обеспечивающих закачку воды в продуктивные пласты без дополнительной обработки.

      286. Состав ДНС и характеристика оборудования должны соответствовать конкретными условиями работы и безопасной эксплуатации НГМ.

      287. Насосные установки, технологические емкости, трубопроводы и резервуары эксплуатируются с учетом состава пластового флюида, давления сепарации и настоящими Правилами.

      288. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.

      289. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов трубопроводов.

      290. ДНС предусматривается в блочном, взрывобезопасном исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.

      291. Отвод газа для аварийного сжигания осуществляется на факельную установку.

Параграф 6. Сепарационные установки

      292. При проектировании, размещении и эксплуатации сепарационных установок должны учитываться характеристика месторождения и продукция скважин, рельеф местности, преобладающее направление ветра и климатические условия, инфраструктура объектов разработки НГМ.

      293. Для сепарации продукции скважин применяются, как правило, блочные автоматизированные установки.

      294. В составе сепарационных установок, в зависимости от принятой технологии добычи и подготовки нефти, газа и газоконденсата предусматриваются: блок распределения потока пластового флюида, блок сепараторов, блок предварительного отбора газа (депульсатор), выносной каплеуловитель, газосборная система, факельная система аварийного сжигания газа и емкости для сбора продукции скважин.

      295. Установка, пуск и эксплуатация сепарационных установок работающих под давлением производится в соответствии с технической документацией изготовителя.

      296. Сепарационная установка обеспечивается техническим паспортом и схемой, с указанием места расположения предохранительных клапанов, запорной и регулирующей арматуры, КИПиА, дренажной системы.

      297. Системы контроля и управления процессом сепарации предусматриваются в герметичном, взрывозащищенном исполнении и рассчитываются на применение в условиях вибрации, образования гидратов, отложений парафина, солей или устанавливаются в условиях исключающих прямой контакт с пластовым флюидом.

      298. Для технологической среды с наличием сероводорода и агрессивных веществ, применяются сепараторы в антикоррозионном исполнении.

      299. Техническое освидетельствование гидроциклонного сепаратора производится перед пуском в эксплуатацию, после реконструкции и производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией внутреннего пространства.

      300. Сепараторы обеспечиваются КИПиА для контроля давления во внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством для продувки паром или инертным газом, слива жидкости.

      301. Предохранительные устройства проверяются по графику в соответствии с технической документацией изготовителя. При обнаружении неисправности выполняются действия предусмотренные ПЛА. Не допускается установка перед предохранительными устройствами запорной арматуры, эксплуатация сепараторов при неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты.

      302. Сепараторы оснащаются системой дистанционного управления и контроля, противоаварийной и противопожарной защиты, предохранительными клапанами, указателями уровня и устройством для автоматического слива нефти в соответствии с технической документацией изготовителя.

      303. При очистке и продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии открывается постепенно и плавно.

Параграф 7. Деэмульсация нефти в трубопроводах

      304. Давление на насосе, подающем деэмульгатор для трубной деэмульсации, создает давление превышающее давления в системе трубопровода.

      305. На линии подачи деэмульгатора в месте соединения с трубопроводом с нефтью устанавливается запорное устройство.

      306. Для сбора воды, отделившейся в процессе деэмульсации, предусматриваются очистные сооружения или оборудование для утилизации сточных вод.

      307. Система канализации обеспечивает безопасный отвод объема отделившейся воды.

Параграф 8. Установки предварительного сброса пластовых вод

      308. Оборудование, аппаратура и трубопроводы установки предварительного сброса пластовых вод обеспечиваются антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией.

      309. Для безопасной эксплуатации установки предварительного сброса пластовых вод непосредственно на НГМ, защита оборудования, аппаратов от превышения давления предусматривается установкой системы предохранительных клапанов в соответствии с технической документацией изготовителя.

Параграф 9. Система заводнения

      310. Метод заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадочное, очаговое, блоковое, комбинированное, равномерное, цикличное), объемы закачки, давления нагнетания воды, количество нагнетательных скважин и их расположение, ввод фонда нагнетательных скважин для разработки месторождения, требования к качеству закачиваемой воды принимаются в соответствии с принятой технологической схемой разработки конкретного месторождения.

      311. Для систем заводнения предусматриваются схемы:

      1) блочная или кустовая насосная станция, блок напорного манифольда, индивидуальные высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам, скважины;

      2) высоконапорный водовод к водораспределительным пунктам, высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам.

      312. В зависимости от принятой схемы заводнения предусматриваются сооружения:

      1) кустовые (блочные) насосные станции;

      2) блочные напорные манифольды (коллекторы);

      3) высоконапорные водоводы;

      4) водораспределительные пункты;

      5) обустройство устья нагнетательных скважин.

      313. В систему заводнения допускается включать сооружения водоснабжения (водозаборы, насосные станции, водоочистные сооружения, подводящие водоводы к кустовым насосным станциям), когда они используются только для данного объекта.

      314. Система заводнения обеспечивается резервом производительности в размере до 15 процентов от максимального объема закачки воды.

      315. В кустовых насосных станциях предусматривается установка резервных насосных агрегатов.

      316. На всасывающих и напорных линиях насосов предусматривается установка приборов для измерения давления, а на каждом высоконапорном водоводе от блока напорного манифольда и водораспределительного пункта к нагнетательным скважинам установку расходомера.

      317. Монтаж и демонтаж оборудования производится с помощью грузоподъемных механизмов.

      318. За рабочее давление в высоконапорных водоводах принимается максимальное давление, создаваемое насосами при расчетной производительности, с учетом гидростатического давления и разности геодезических отметок рельефа местности.

      319. Испытательное давление для оборудования устья, насосных установок, арматуры и линейной части водоводов составляет рабочее давление (далее – Рраб) умноженное на коэфициент 1,25, для трубопроводов прокладываемых внутри кустовой насосной станции, блока напорного манифольда и водораспределительного пункта на коэфициент 1,5, где Рраб. – рабочее давление, указанное в технической документации изготовителя.

      320. Для оборудования и трубопроводов системы заводнения предусматривается теплоизоляция и обогрев при отрицательных температурах.

      321. Глубина прокладки трубопроводов, транспортирующих пластовые воды, принимается в зависимости от плотности (минерализации) воды, гидрологических и климатических условий. При определении глубины учитывается возможность уменьшения минерализации пластовой воды, водонасыщенность и набухание грунтов, глубина промерзания грунта.

      322. Расстояние между трубопроводами в одной траншее составляет не менее 0,5 метра.

      323. Для применения передвижных спускоподъемных агрегатов при ремонте нагнетательных скважин предусматривается площадка для установки и крепления мачты (вышки) и приемных стеллажей.

Параграф 10. Эксплуатация трубчатых печей
и огневых подогревателей блочных установок

      324. Тип и характеристика трубчатых печей и огневых подогревателей, условия безопасной эксплуатации указываются технической документации изготовителя.

      325. На входе потока продукта в печь и на выходе устанавливается запорная арматура.

      326. На многопоточных трубчатых печах после запорной арматуры на каждом потоке устанавливается обратный клапан.

      327. На трубопроводах, подводящих продукт в печь, после арматуры, указанной в предыдущем пункте, дополнительно устанавливается запорная арматура с дистанционным управлением. Для многопоточных трубчатых печей запорная арматура с дистанционным управлением устанавливается на общем потоке, на входе в печь (до разветвления потока).

      328. При применении многопоточных печей предусматриваются устройства для равномерного распределения продукта по потокам и установка отдельных регуляторов расхода топлива, управление задвижками распределения потока производится из безопасного места.

      329. Для продувки нагревательного устройства (змеевика) предусматривается подвод азота или водяного пара. На трубопроводе подвода азота или пара перед их подключением к змеевику устанавливается обратный клапан и два запорных устройства, между ними предусматривается установка продувочного вентиля в атмосферу для контроля за герметичностью запорной арматуры и слива конденсата.

      330. Вторая задвижка по потоку пара или азота устанавливается с дистанционным управлением. Обратный клапан устанавливается после второй задвижки и непосредственно в месте врезки трубопровода пара или азота в змеевик.

      331. Для многопоточных печей предусматривается подвод азота или водяного пара для продувки трубопровода на каждом потоке.

      332. На трубопроводе подводящим топливный газ устанавливается:

      1) сепаратор и подогреватель для исключения поступления конденсата в топливную камеру;

      2) манометр, замерная диафрагма, быстродействующий отсекающий клапан и регулятор давления газа;

      3) после отключающего устройства, непосредственно перед форсунками, манометр и линия продувки системы топливного газа с отводом на свечу и факел.

      333. Продувочные свечи выводятся в безопасное место. Высота свечи составляет не менее 2 метров. Свеча устанавливается с огнепреградителем. Запорная арматура на свечах не устанавливается.

      334. Системой автоматики предусматривается блокировка (отсечка топлива):

      1) при понижении давления топлива установленного предела;

      2) при уменьшении общего расхода продукта в печь ниже установленного предела;

      3) при повышении температуры дымовых газов на выходе из печи выше допустимых пределов;

      4) при погасании пламени в топке.

      335. Трубчатые печи обеспечиваются сигнализацией, срабатывающей при прекращении подачи жидкого или газообразного топлива к форсункам или отклонения от установленных допустимых технологических параметров.

      336. Печи и подогреватели обеспечиваются системами газовой безопасности и средствами газовой завесы безопасной работы.

      338. В процессе эксплуатации должен обеспечиваться контроль за техническим состоянием нагревательных устройств, трубопроводов, арматуры, блокировки элементов конструкции печи и технологическими параметрами.

      339. Эксплуатация при наличии деформаций и повреждений на трубах, конструкции печи, неисправных КИПиА и комплектующих изделий, системы противоаварийной и противопожарной защиты не допускается.

      340. Не допускается держать открытыми камеры нагрева во время работы печи.

      341. Регулировка арматуры, предохранительных и обратных клапанов, герметизаторов, нажимных болтов производится согласно технической документации изготовителя.

      342. При эксплуатации обеспечивается регламентный режим горения в камерах печи, при равномерной нагрузке форсунок и одинаковой длине пламени.

      343. При наблюдении за горением форсунок персонал использует СИЗ, защитные очки и находится сбоку от смотрового устройства.

      344. Перед розжигом печей проверять наличие тяги в топке огнем (факелом) не допускается.

      345. Не допускается зажигать форсунки печи без предварительной продувки камеры сгорания. Продувка производится согласно технической документацией изготовителя.

      346. Зажигание форсунки производится в соответствии с технической документацией изготовителя.

      347. Применять для зажигания легковоспламеняющиеся жидкости и способы, не предусмотренные технической документацией изготовителя не допускается.

      348. При попадании в форсунки вместе с газом конденсата, перекрыть вентили подачи газа на печь и слить конденсат.

      349. Перед выполнением ремонтных работ производится проверка тяги и производится замер воздушной среды в печи.

      350. Перед зажиганием форсунок производится:

      1) открытие люков и проверка топочной камеры;

      2) проверка герметичности рабочих и контрольных вентилей на всех форсунках, состояния КИПиА, регулирующих устройств и блокировок;

      3) слив конденсата из топливной линии;

      4) продувка топливного трубопровода по схеме;

      5) продувка камеры.

      351. При нарушении горения форсунок топливная линия отключается запорным вентилем, продувается газовая линия и определяется причина нарушения, после устранения производится продувка камеры азотом или паром и повторный розжиг. Причина неисправности записывается в вахтовом журнале и сообщается лицу контроля.

      352. Не допускается эксплуатация печей подогрева при негерметичности системы нагрева, неисправности КИПиА, предохранительных устройств, регулирующих устройств, блокировок, пропусков соединений обвязки печи.

      353. На трубопроводах подачи газа на неработающих форсунках устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале установки и снятия заглушек.

      354. К эксплуатации печей (трубчатых печей на газовом топливе) допускается персонал, имеющий соответствующую квалификацию и допуск по безопасной эксплуатации газового оборудования.

Параграф 11. Эксплуатация печей с беспламенными
панельными горелками

      355. Исключен приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      356. Перед розжигом панельных горелок, проверяется давление газа в коллекторах.

      357. Для розжига панельных горелок применяется устройство с дистанционным включением.

      358. При эксплуатации печи контролируется температура наружных стенок распределительных камер горелок и при ее повышении температуры выше рабочих параметров горелку отключают.

      359. При нарушении стабильного горения отключают горелку топливопровода и прочищают сопло.

Параграф 12. Резервуарный парк

      360. Исключен приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      361. Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по ПОР в соответствии с технической документацией завода-изготовителя.

      362. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на прочность и герметичность, проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

      363. Планировка территории размещения резервуаров предусматривает устройство твердого покрытия, обвалований, ограждений, дорог, переходов, коммуникаций, освещения в соответствии с правилами безопасности. При разборке обвалования, возникающей в связи с прокладкой или ремонтом коммуникаций, после окончания этих работ производится восстановление обвалования.

      364. Для входа на территорию резервуарного парка через обвалования или ограждения устанавливают лестницы-переходы с перилами, для отдельно стоящего резервуара – не менее двух, для группы резервуаров – не менее четырех.

      Не допускается переходить через обвалование в других местах.

      365. Территория резервуарных парков содержится в чистоте. Не допускается загрязнение территории нефтепродуктами, отходами. В пределах охранной зоны удаляется растительность.

      366. На территории резервуарного парка в темное время суток допускается пользоваться взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными) напряжением 12 Вольт.

      Включение и выключение светильников производится вне обвалования резервуарного парка.

      367. Освещение и электрооборудование применяются во взрывопожаробезопасном исполнении.

      368. Не допускается складировать горючие материалы на территории резервуарной площадки. Земляные выработки и траншеи для проведения ремонтных работ ограждают, а после окончания работ засыпают с планировкой площадки.

      369. Не допускается на территории и в охранной зоне резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров курение и применение открытого огня.

      370. На территории и резервуарах размещают предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, запрете курения и использовании открытого огня на объекте.

      371. Верхняя площадка резервуара, имеет перила высотой не менее 1,25 метра, с бортом не менее 0,15 метра, примыкающие к перилам лестницы.

      372. Для обслуживания дыхательных и предохранительных клапанов, люков и другой арматуры, расположенных на крыше резервуара, должны быть устроены металлические площадки, соединенные между собой металлическими переходами шириной не менее 0,6 метра площадки и переходы должны иметь перила высотой не менее 1,25 метра, с бортом – не менее 0,15 метра.

      373. Правильность работы предохранительных, дыхательных и гидравлических клапанов проверяют по графику, утвержденному техническим руководителем объекта резервуарного парка.

      374. За исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше, проводится постоянный контроль. Площадки и ступени лестницы содержатся в чистоте, очищаются деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила безопасности, установленные для работ на высоте.

      Не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования, и производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара. Во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).

      375. Проезд транспорта в опасной зоне резервуаров допускается по оформленному разрешению, выданному руководителем объекта, при наличии искрогасителя на выхлопной трубе и с ограничением скорости до 5 километров в час.

      376. Резервуар обеспечивается газоуравнительной системой, дыхательными и предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения перелива, средствами автоматики и телеметрии, КИПиА, противопожарным оборудованием, приемораздаточными устройствами, зачистными устройствами, вентиляционными устройствами, люками, лестницами, площадками и ограждениями, технической документацией изготовителя.

      377. Арматура с дистанционным и телеметрическим управлением устанавливается в соответствии с технической документацией изготовителя.

      378. Назначение и обозначение запорной арматуры и других устройств для управления резервуаром и безопасного обслуживания указывают на технологической схеме.

      379. Переключение задвижек при автоматическом или ручном управлении производится в соответствии со схемой управления.

      Запорная арматура и устройства обеспечиваются указателями их положения и обозначениями, соответствующими технологической схеме.

      380. На резервуаре несмываемой краской наносится обозначение и номер, соответствующий технологической схеме, отметки и значение максимального уровня наполнения резервуара (около уровнемера и на крыше около замерного люка).

      381. Номер и обозначение заглубленного резервуара указываются на установленной табличке.

      382. Резервуары обеспечиваются сигнализаторами предельного уровня жидкости и аварийной сигнализацией.

      383. На каждый резервуар составляют паспорт, в котором указывают сведения:

      1) максимальный и минимальный уровни жидкости в резервуаре (в сантиметрах);

      2) максимально допустимая температура подогрева жидкости в резервуаре (в градусах Цельсия);

      3) тип, количество и пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов;

      максимальная производительность наполнения и опорожнения резервуара (в кубических метрах в час);

      4) максимальный и минимальный допустимый уровень нефти при включенных пароводоподогревателях (в сантиметрах);

      5) дата ввода в эксплуатацию;

      6) нормативный срок службы.

      384. Резервуары оборудуются заземлением. Сопротивление заземляющего устройства резервуаров измеряют один раз в год в период наименьшей проводимости грунта. Резервуары обеспечиваются защитой от статического электричества, ее исправность проверяется по графику, утвержденному техническим руководителем организации.

      385. Внешний осмотр заземляющих устройств проводится вместе с осмотром оборудования емкостей (резервуаров).

      386. Дыхательная арматура, предохранительные и сигнальные устройства, КИПиА устанавливаются на резервуаре, в соответствии с допустимым избыточным и разреженным давлением.

      387. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускную способность дыхательных клапанов.

      388. Резервуары оснащаются не примерзающими дыхательными клапанами и системами обогрева в соответствии с технической документацией изготовителя.

      389. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, потеков и потения на сварных швах и теле резервуара, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы ограждений, лестниц, площадок, до их устранения.

      390. При расположении внутри резервуара парового или теплового нагревателя предусматривается устройство для отвода жидкости. Нагреватели закрепляют на опорах, соединение труб производится только сваркой.

      391. Нефть в резервуарах подогревают теплоносителем, подаваемым в нагреватель. Уровень нефти над нагревателем поддерживается не менее 0,5 метра. Перед пуском теплоносителя проверяются проходимость нагревателя, удаляют конденсат.

      392. Задвижки при пуске теплоносителя открывают постепенно. Герметичность подогревателей контролируют по расходу и давлению теплоносителя.

      393. Температура подогрева устанавливается ниже температуры кипения нефти.

      Температура нагревания контролируется, данные записываются в вахтовом журнале.

      При заполнении резервуара нефтью, для подогрева или длительного хранения, ее уровень не превышает 95 процентов высоты емкости.

      394. Отогрев арматуры резервуаров производится паром или горячей водой.

      395. Подтоварную воду удаляют из резервуаров средствами, предусмотренными технической документацией изготовителя. Во время слива подтоварной воды, не допускается вытекание нефти с водой.

      Водоспускные задвижки и сифонные краны резервуаров утепляются изоляцией из негорючего материала.

      396. При открывании люков резервуаров, измерении уровня нефти, отборе проб нефтепродукта, при спуске подтоварной воды и других работах, связанных с вскрытием резервуара и его обвязки, обслуживающий персонал находится с боковой наветренной стороны от люка.

      Отбор проб производится двумя работниками в соответствии с технологическим регламентом.

      397. Работниками перед отбором проб и замером уровня нефти выполняются следующее:

      1) надеть хлопчатобумажную (антистатическую) специальную одежду и специальную обувь, проверить исправность СИЗ ОД и переносного газосигнализатора;

      2) проверить исправность устройств для замера уровня, отбора и переноса проб;

      3) провести совместно с лаборантом контроль воздушной среды переносным газоанализатором на месте работ до и после открытия люка;

      4) на крыше резервуара допускается передвижение по трапам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается;

      5) во время закачки и откачки нефти не допускается нахождение на крыше резервуара;

      6) отбор проб и замер уровня нефти в резервуаре производится при закрытой задвижке на газовой обвязке газоуравнительной системы;

      7) не допускается находиться над открытым люком во избежание отравления вредными парами и газами;

      8) при замере уровня нефти в резервуаре замерное устройство двигается по направляющей колодке, плавно, без рывков и ударов для исключения искрообразования;

      9) спуск и подъем замерного устройства производится в хлопчатобумажных перчатках;

      10) из пробоотборника пробы переливаются в герметичный сосуд;

      11) не допускается попадание в резервуар посторонних предметов;

      12) не допускается сливать нефть и нефтепродукты в резервуар через замерный люк;

      13) при открытии и закрытии крышки люка не допускаются ее удары;

      14) в ночное время работники используют аккумуляторные или батарейные светильники во взрывозащищенном исполнении и включают их за пределами обвалования или на расстоянии не менее 20 метров от резервуара;

      15) не допускается включение и выключение, ремонт и замена лампы светильников, батареи, аккумулятора в опасной зоне.

      398. Пробы допускается отбирать через замерный люк не раньше, чем через два часа после окончания закачки нефти в резервуар.

      399. Замерный люк на резервуарах обеспечивается герметичной крышкой с устройством для открывания и искробезопасным уплотнением.

      После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка закрывают, запрещая падения, удара и искрообразования.

      400. Основание резервуара защищается от размыва поверхностными водами, для чего обеспечивают постоянный отвод воды по канализации к очистным устройствам.

      401. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат техническому освидетельствованию и диагностике, позволяющим определить техническое состояние, вид ремонта, остаточный срок эксплуатации с выводом из эксплуатации.

      Очистка резервуара от отложений производится с применением специальных технических устройств.

      402. Отвод жидкости после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по отдельному трубопроводу в шламонакопители для утилизации и нейтрализации вредных веществ.

      403. Включение в работу резервуаров после освидетельствования, ревизий и ремонта производится на основании акта приемки с письменного разрешения технического руководителя.

      404. Если по замерам или другим данным обнаруживается, что нарушен нормальный режим наполнения или опорожнения резервуара, принимают меры по выяснению причины нарушения и его устранению. В аварийных случаях операции останавливают в соответствии с технологическим регламентом и ПЛА.

      405. Наполнение или опорожнение резервуара допускается после того, как обслуживающий персонал проверит соответствие положения задвижек, связанных с перекачкой. Открытие и закрытие задвижек производится плавно.

      Не допускается производить одновременные операции с задвижками по отключению и включению действующих резервуаров.

      406. Автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке производится при условии защиты трубопроводов от превышения давления.

      407. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

      408. Не допускается закачивать в резервуар продукт с упругостью паров превышающих технические характеристики резервуара.

      409. Эксплуатация подземных резервуаров производится в соответствии с технической документацией изготовителя.

      Световые люки во время эксплуатации закрывают крышками на прокладках. Открывать их допускается для вентиляции на время ремонта или очистки емкости.

      410. Высота вентиляционных труб составляет не менее 2 метров от уровня верхнего покрытия.

      411. Арматура, расположенная в камерах (шахтах) подземных емкостей, обеспечивается дистанционным управлением. Для спуска в камеру устанавливают стационарные металлические лестницы.

      Камеры обеспечиваются дефлектором.

      412. Резервуары имеют электрозащиту и молниеотводы, а также защиту от коррозии.

      413. Ремонтные, монтажные и строительные работы на территории резервуарного парка, связанные с применением огня (сварка, резка) должны производиться под руководством ответственного работника, с письменного разрешения технического руководителя предприятия.

      414. Работы внутри емкости должны производиться бригадой в составе не менее трех человек, один – производящий работы, двое – наблюдающих. Производить работы в одиночку, без наблюдающих, не допускается.

      415. Наблюдающие должны быть в таком же снаряжении, как у работающего в емкости, аппарате и быть готовыми оказать ему немедленную помощь.

      416. Во время производства работ внутри резервуара, емкости или аппарата наблюдающие должны находиться снаружи, вести непрерывное наблюдение за работающим, за исправным состоянием шланга воздуходувки, нахождением заборного патрубка в зоне чистого воздуха и не допускать перегибов шланга.

      417. Заборный патрубок шланга противогаза должен быть выведен в зону чистого воздуха по направлению, противоположному направлению ветра и закреплен. Шланг следует располагать таким образом, чтобы исключить опасность прекращения доступа воздуха из-за его перегибов, перекручиваний, пережатий.

      418. При работе в емкости надевается предохранительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему прочной сигнально-спасательной веревкой, свободный конец которой должен быть выведен наружу и находиться в руках у наблюдающего.

      419. При обнаружении каких-либо неисправностей (прокол шланга, остановка воздуходувки, обрыв спасательной веревки и тому подобное), а также при попытке работающего в емкости снять шлем-маску противогаза, работы внутри емкости должны быть немедленно приостановлены, а рабочий извлечен из емкости.

      420. Работы внутри емкости, аппарата с применением открытого огня допускаются только с письменного разрешения руководителя объекта.

      421. Трубопроводы УПН закрепляются с учетом воздействия вибрации для эффективного и безопасного отвода технологической среды в резервуар или аварийную емкость.

      Отвод нефти и нефтепродуктов в опасной ситуации производится в соответствии с технологическим регламентом.

      422. После окончания подготовительных мероприятий (пропарки, промывки и проветривания) по подготовке к вскрытию, проводится анализ воздуха внутри резервуара или аппарата на содержание углеводородов и кислорода с записью в наряде-допуске.

      423. Отбор воздуха для анализа из резервуаров с плавающей крышей или понтоном производится из нижней части резервуара под понтоном и из верхней – над понтоном.

      424. Трубопроводы, связанные с подлежащими вскрытию аппаратами, резервуарами и оборудованием, отсекают при помощи заглушек. При этом в журнале установки и снятия заглушек делают отметку о времени их установки и снятия, с указанием регистрационного номера заглушки.

      425. При подготовке аппаратов, резервуаров и оборудования к осмотру и очистке, сброс нефтепродуктов в промышленную канализацию не допускается.

      426. Люки на аппаратах вскрываются сверху вниз, чтобы через аппарат не создавался ток воздуха.

      427. Крышки люков оборудования, аппаратов, сосудов, резервуаров, емкостей открываются с применением средств механизации, предназначенных для безопасного открытия и фиксации.

      428. Резервуары и аппараты, нагретые в процессе подготовки, перед спуском в них людей, охлаждаются до температуры, не превышающей 30 градусов Цельсия.

      429. При проведении работ в резервуарах и аппаратах при температуре 30-50 градусов Цельсия (не выше) предусматриваются дополнительные меры безопасности: непрерывная продувка свежим воздухом, применение асбестовых костюмов, теплоизолирующей обуви, частые перерывы в работе, обеспечивающие безопасное проведение работ.

      430. Не допускается сброс с высоты вниз грязи, твердых отложений, извлекаемых из резервуаров и аппаратов во время их очистки.

      Для этой цели применяются устройства малой механизации.

Параграф 13. Узел учета нефти, газа, конденсата и воды

      431. Оборудование и приборы для учета нефти, газа, конденсата и воды должны соответствовать конкретными условиями работы и безопасной эксплуатации НГМ, согласно технической документации завода-изготовителя.

      432. Для безопасной эксплуатации приборов учета нефти и газа предусматриваются:

      1) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, стабилизаторами потока, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

      2) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы – влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

      3) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения.

      433. Приборы учета нефти и газа оснащаются средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.

      434. Очистка измерительных линий и фильтров, приборы учета нефти и газа производятся в дренажную емкость.

Параграф 14. Порядок обеспечения промышленной безопасности при
эксплуатации оборудований, механизмов, инструментов

      435. Оборудования и трубопроводы подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды. Области использования технических устройств в стандартном и устойчивом к сульфидно-коррозионному растрескиванию (далее – СКР) исполнениях указаны в приложении 8 к настоящим Правилам.

      436. В паспортах на устойчивое к СКР оборудование указываются гарантии организации-изготовителя на его применение в указанной среде.

      437. Технологическое оборудование (сепарационное и насосное оборудование, емкости) оснащается приборами контроля, регулирования процессов, системой блокировок, устройствами для отбора проб, штуцерами для ввода ингибиторов коррозии.

      438. Контроль состояния технологического оборудования, механизмов и трубопроводов осуществляется в соответствии с графиком ППР, разработанным на основании инструкций по эксплуатации завода-изготовителя.

      439. Емкости оборудуются сигнализатором верхнего предельного уровня, устройством для дистанционного замера уровня жидкости и пробоотборником.

      440. Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и НКТ, внутрискважинного оборудования и оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода, применяются ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции.

      441. Манифольды ПВО, бурильные трубы, трубопроводы, находившиеся ранее в контакте с сероводородом, перед их повторным использованием очищаются от отложений продуктов коррозии, подвергаются дефектоскопии, опрессовке.

      442. Ремонт оборудования, его узлов и деталей, после эксплуатации в условиях воздействия сероводорода, производится после их нейтрализации, промывки (пропаривания).

      443. Уровень взрывозащиты электрооборудования технологических установок (насосных и компрессорных), буровых установок и установок по ремонту скважин, размещенных во взрывоопасных зонах, соответствует классу взрывоопасной зоны, категории и группе взрывоопасной смеси.

      444. Соответствие качества обсадных и НКТ техническим условиям, гарантирующим их стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением, подтверждается сертификатом. Проверка образцов труб на соответствие сертификату по химическому составу, производится в лабораторных условиях по специальной методике.

      445. Хранение, транспортировка, подготовка к эксплуатации обсадных, насосно-компрессорных, бурильных, ведущих труб и элементов трубных колонн производится в соответствии с рекомендациями изготовителя.

      446. Контроль коррозионного состояния оборудования и труб помимо визуального осмотра осуществляется:

      1) установкой контрольных образцов;

      2) по точкам для определения скорости коррозии;

      3) по узлам контроля коррозии;

      4) по водородным зондам;

      5) ультразвуковой и магнитной толщинометрией;

      6) дефектоскопии.

      447. Точки контроля коррозии для каждого вида оборудования и трубопроводов устанавливается руководителем организации на основании инструкции по эксплуатации завода изготовителя.

Параграф 15. Эксплуатация и ремонт скважин

      448. Конструкция и материалы уплотнительных элементов обеспечивают надежную изоляцию агрессивной среды при длительной эксплуатации скважины.

      449. Не допускается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования, включающего:

      1) ниппель посадочный для приемного клапана и глухой пробки;

      2) пакер для предохранения эксплуатационной колонны;

      3) оборудование, обеспечивающие безопасную остановку и закрытие скважины.

      450. После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости.

      451. В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при неукоснительном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн.

      454. В процессе эксплуатации периодически проводится проверка клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с технической документацией изготовителя.

      455. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание оформляются актом.

      456. Скважины и шлейфы осматриваются ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи. При наличии массовой доли серы в составе нефти менее 1,80 %, скважины и шлейфы осматриваются ежедневно оператором, имеющим при себе средства индивидуальной защиты органов дыхания, средства контроля воздуха и связи. Результаты осмотров регистрируются в вахтовом журнале.

      457. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сероводород, скважину закрывают с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сероводорода из выкидной линии скважины закрывают с пульта управления задвижку на выкидной линии, входную задвижку на замерном устройстве. Об этих случаях оперативно сообщают руководителю работ и работникам АСС.

      458. Ремонт на скважине проводится в соответствии с ПОР. Перед началом ремонтных работ с разгерметизацией устья, в скважину закачивается жидкость в соответствии с ПОР, обработанная нейтрализатором сероводорода.

      459. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, устанавливается ПВО в соответствии с пунктом 79 настоящих Правил.

      460. При появлении признаков нефтегазоводопроявления ремонтные работы на скважине прекращаются и принимаются меры по ликвидации осложнения.

      461. Возобновление работ допускается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазоводопроявления и принятия мер по предупреждению повторного проявления.

      462. КРС с применением бурового оборудования проводится согласно ПОР.

      463. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин, ПВО, фонтанной арматуры не допускается оставлять открытым устье скважины.

      464. В ожидании освоения скважины и пуска ее в эксплуатацию задвижки на струнах фонтанной арматуры и задвижка на рабочем отводе крестовины закрывается. Проводится постоянный контроль за давлением в затрубном пространстве.

      465. Для безопасности технологических процессов составляется график проверки герметичности оборудования, трубопроводов, резервуаров, фланцевых соединений, арматуры, люков и возможных источников выделений сероводорода, с утверждением техническим руководителем организации.

      466. Дренирование жидкости из аппаратов и емкостей производится в автоматическом режиме в герметичную систему.

      467. Насосы для перекачки продукции с содержанием сероводорода обеспечиваются герметичными уплотнениями в антикоррозионном исполнении.

      468. Насосные и компрессорные установки оборудуются устройствами для слива остатка перекачиваемой жидкости и применяемой для промывки или дегазации, исключающими опасность выделения сероводорода.

      469. При аварийных разливах нефти и воды содержащих сероводород, производится сбор в закрытую емкость для нейтрализации и последующей утилизации. Место разлива очищается и промывается нейтрализующими моющими средствами до удаления признаков вредных веществ с постоянным контролем ПДК, ПДВК и записью в вахтовом журнале. Работы выполняются с использованием СИЗ ОД.

      469-1. В процессе всего жизненного цикла скважины должен осуществляться контроль межколонного давления. Решение об эксплуатации скважины с межколонным давлением принимается руководителем организации на основании результатов исследований и оценки рисков, связанных с эксплуатацией скважины.

Параграф 16. Обустройство устья скважины

      470. Обустройство устьевой площадки скважин должно проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

      471. Тип и схема оборудования устья определяется и проектируется для каждой скважины в соответствии с ее назначением.

      472. Минимальные безопасные расстояния размещения объектов обустройства указаны в приложении 1 к настоящим Правилам.

      473. До установки оборудования на устье скважины производится опрессовка на давление, предусмотренное паспортом, а после окончания монтажных работ на устьевой площадке производится испытание и опрессовка устьевого оборудования скважины на давление опрессовки эксплуатационной колонны, с участием АСС, с составлением акта приемки. Время опрессовки не менее 10 минут.

      474. Оборудование устья, трубопроводы, установка замера и сепарации продукции скважины должны обеспечивать полную герметичность и возможность безопасного отключения скважины в аварийной ситуации, устойчивость от воздействия опасных и вредных веществ на период эксплуатации.

      Проверка технического состояния и осмотр производится по графику, утвержденному техническим руководителем организации с регистрацией в вахтовом журнале.

      475. В зависимости от назначения, расположения и способа эксплуатации скважины при обустройстве и разработке месторождения предусматриваются:

      1) оборудование устья скважины по утвержденной типовой схеме;

      2) приустьевая площадка с твердым покрытием и уклоном для стока и сбора технологической жидкости;

      3) бетонированная площадка для установки ремонтного агрегата, приемных мостков, емкостей оборудования;

      4) места для крепления оттяжек вышки и фонтанной арматуры;

      5) фундаменты под станок-качалку, крепление арматуры и трубопроводов;

      6) площадки для станций управления скважиной и наземного комплекса учета и сепарации продукции скважины;

      7) площадки для электрических установок и оборудования;

      8) система сбора технологической жидкости с лотками, поддонами, дренажной емкостью;

      9) устройство для ввода ингибиторов и реагентов;

      10) устройство для мониторинга окружающей среды;

      11) блоки для закачки воды и газа;

      12) устройство для защиты от молний и статического электричества;

      13) сетчатое ограждение устья скважины, высотой не менее 1,5 метра;

      14) при фонтанной добыче нефти производится обвалование устья скважины, радиусом не менее 50 метров, высотой не менее 0,75 метра.

      476. Регулирующая арматура (дроссели) и запорная арматура обеспечивается устройствами ручного и автоматического управления в соответствии с технической документацией изготовителя и обеспечивает возможность безопасной замены КИПиА без остановки скважины и наземного оборудования.

      478. При фонтанной и газлифтной эксплуатации на выкидных и нагнетательных линиях нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин устанавливается запорное оборудование, срабатывающее при разгерметизации трубопровода.

      479. При механизированной добыче на выкидной линии устанавливается электроконтактный манометр, автоматически отключающий электродвигатель привода наземного оборудования при разгерметизации трубопровода.

      480. При эксплуатации скважины производится проверка исправности клапанов-отсекателей по утвержденному графику с регистрацией в вахтовом журнале.

      481. Оборудование устья, станок-качалка, наземное оборудование, трубопроводы, коммуникации, электропривод и пусковые устройства окрашиваются, ограждаются и обеспечиваются знаками безопасности.

      482. При кустовом размещении скважин устьевая площадка проектируется с учетом безопасного обслуживания и подъезда технологического транспорта, механизации грузоподъемных работ.

      483. Газоопасные и грузоподъемные работы на устьевой площадке и в опасной зоне выполняются по наряду-допуску.

      484. Расстояние от устья скважины до буровых насосов на месторождениях с наличием сероводорода не менее 30 метров. Помещение насосной отделено от открытых участков циркуляционной системы сплошной переборкой (стеной).

      485. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущиеся частей с деталями вышки или мачты, фундамента и грунта.

      486. Для обслуживания электропривода и тормоза станка-качалки устанавливается площадка с ограждением.

      487. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсы подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

      488. Не допускается отогревать обвязку устья скважины и аппаратуры, а также трубопровод, находящийся под давлением, открытым огнем.

      489. Фланцевые соединение обвязок устья скважины и фонтанной арматуры должны монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнителях предусмотренных, техническими условиями завода изготовителя.

Параграф 17. Испытание, гидродинамические исследования
и освоение скважин

      490. Испытание и освоение скважины должны проводится после оборудования устья по утвержденной схеме, компоновки внутрискважинного оборудования с колонной НКТ, монтажа и опрессовки наземного оборудования.

      491. После окончания подготовительных работ проводится проверка готовности скважины с составлением акта. В состав комиссии включаются работники организаций проводившей работы, представители заказчика и АСС.

      492. Освоение и исследование скважин производится в присутствии ответственного лица.

      В ПОР указывается количество производственного персонала, мероприятия по обеспечению их безопасности, меры по предупреждению аварий, график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК. С ПОР знакомятся все работники, связанные с освоением и исследованием скважины.

      К ПОР прилагаются схемы и ситуационный план расположения оборудования, установок и механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварийной загазованности, указатели направлении ветра (флюгер), схема расположения объектов и близлежащих населенных пунктов.

      493. В случаях негерметичности устья, эксплуатационной и промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного давления, несоответствия интервалов цементирования должны приниматься меры по устранению дефектов до начала работ по испытанию и освоению.

      494. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия по предотвращению неконтролируемых ГНВП и ОФ, совместно с АСС составляется акт готовности скважины. Дальнейшие работы производятся по письменному разрешению руководителя организации.

      495. В комплексе работ по испытанию и освоению скважин ведется учет и сбор пластового флюида (нефть, конденсат, вода) в емкости.

      496. При наличии сероводорода и вредных и опасных компонентов, проводится их нейтрализация с утилизацией отходов.

      497. В ПЛА при испытании и освоении скважин предусматриваются мероприятия и безопасные действия персонала в случае возникновения опасных и аварийных ситуаций связанных с технологией работ, с возможной утечкой пластового флюида и отрицательного воздействия на окружающую среду, производственный персонал и население, находящееся в опасной зоне.

      498. Освоение скважин и связанные с ним работы производятся по ПОР, утвержденному организацией недропользователем с указанием руководителя работ, технологии, оборудования.

      499. В зависимости от объема и сложности работ, геологической характеристики объекта, состава пластового флюида, в ПОР предусматривается разработка технологического регламента.

      500. ПОР и технологический регламент доводятся до сведения исполнителей, контролируется руководителем работ. Отклонение от ПОР, технологического регламента не допускается.

      501. Работы по освоению и испытанию скважин начинаются при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ и обеспечении следующих условий:

      1) эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

      2) устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии со схемой;

      3) установлены сепаратор и емкости для сбора флюида. Применение гибких рукавов в обвязке устья сепаратора и емкостей не допускается;

      4) после принятия мер по устранению дефектов, в случаях установления негерметичности устья, эксплуатационной и промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного давления, несоответствие цементирования.

      502. Перед перфорацией колонны на устье устанавливается перфорационная задвижка, проверенная до установки на прочность и герметичность в открытом и закрытом состоянии опрессовкой на пробное давление фонтанной арматуры. На скважинах с фонтанной добычей перед перфорацией на устье устанавливается ПВО.

      503. Для замера давлений устанавливаются манометры с запорными и предохранительными устройствами, позволяющими производить замену без остановки скважины.

      504. Манометры и расходомеры устанавливаются в соответствии с утвержденной схемой оборудования устья скважины.

      505. Для управления и обслуживания арматуры на высоте устанавливается стационарная или передвижная площадка с лестницей.

      506. При неопределенном пластовом давлении перфорировать скважину допускается после заполнения промывочной жидкостью с плотностью применения при вскрытии пласта в процессе бурения.

      507. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия по предотвращению неконтролируемых ГНВП и ОФ, охране недр и окружающей среды, составляется акт готовности скважины к перфорации и выдается письменное разрешение руководителя работ.

      508. Во время перфорации устанавливается наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

      509. Фонтанная арматура до установки на устье скважины опрессовывается на величину пробного давления, а после установки – на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

      510. Фонтанная арматура соединяется с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод длиной не менее 100 метров от устья скважины и соединяется с факельной установкой с дистанционным розжигом. На факельной линии устанавливается огнепреградитель.

      511. Типы резьбовых соединений труб и отводов соответствуют ожидаемым давлениям, монтируются и испытываются на герметичность опрессовкой на величину 1,25 кратное от максимального давления.

      512. Отводы крепятся к бетонным или забетонированным металлическим стойкам, при этом не допускается поворотов и провисов. Способ крепления отвода исключает возможность возникновения местных напряжений. Диаметр отводов не менее 89 миллиметров.

      513. Перед опрессовкой установка освобождается от заполняющей среды и отключается от трубопроводов, соединяющих ее со скважиной при помощи заглушек.

      514. Перед освоением скважины буровая установка обеспечивается запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине.

      515. Не допускается освоение и исследование скважин при отсутствии оборудования для ингибирования, нейтрализации сероводорода и утилизации продукта.

      516. Вызов притока и исследования проводятся в светлое время при направлении ветра от ближайших населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов, под руководством лица контроля.

      517. Не допускается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек в период паводка.

      518. На время вызова притока из пластов и глушения обеспечивается:

      1) постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица контроля из числа ИТР;

      2) круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

      3) постоянная готовность к работе цементировочных агрегатов;

      4) готовность персонала, к действиям в случае аварийного выброса.

      519. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

      1) природного или попутного нефтяного газа;

      2) двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу;

      3) инертных (дымовых) газов с объемной долей кислорода не более 2 процента;

      4) жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.

      520. Использование воздуха для этих целей не допускается.