Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101

     225. Планирование процесса крепления  ствола  скважины  должно
проводиться на  основании  информации,  полученной  по  результатам
геофизических исследований  в  процессе  бурения  и/или  каротажных
работ.
     226. Применение  цемента   без   проведения   предварительного
лабораторного  анализа  для  условий  предстоящего   цементирования
колонны запрещается.
     227. Для  сохранения  естественной  проницаемости  пористых  и
пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные
растворы  должны  иметь  минимально  возможную  фильтрацию.   Общая
минерализация  тампонажных   растворов   должна   быть   близка   к
минерализации  буровых  растворов,   применяющихся   при   вскрытии
продуктивных горизонтов.
     228. Расчетная   продолжительность   процесса   цементирования
обсадной  колонны  не   должна   превышать   75%   времени   начала
загустевания тампонажного раствора по лабораторному анализу.
     229. Выбор тампонажных материалов и  растворов  на  их  основе
должен осуществляться с учетом следующих требований:
     тампонажный материал и сформированный из  него  камень  должны
соответствовать диапазону  статических  температур  в  скважине  по
всему интервалу цементирования;
     рецептура тампонажного раствора  подбирается  по  динамической
температуре  и  давлению,  ожидаемым  в   цементируемом   интервале
скважины;
     плотность тампонажного раствора должна быть не ниже  плотности
бурового  раствора.   Ограничением   верхнего   предела   плотности
тампонажного  раствора  при   прочих   равных   условиях   является
недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления
в процессе цементирования.
     Цементный  камень  при  наличии  в   цементируемом   интервале
агрессивных сред должен быть коррозионно-стойким к воздействию этих
сред.
     230. Обсадные  колонны  в  пределах  интервала  цементирования
должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура
и количество  которых  определяются  рабочим  проектом  на  бурение
скважины,  а  места  установки  уточняются  с  учетом  фактического
состояния ствола скважины по материалам ГИС.
     231. Режим спуска обсадных колонн и  гидравлическая  программа
цементирования  должны  рассчитываться   и   осуществляться   таким
образом,  чтобы  обеспечить  минимально  возможную   репрессию   на
продуктивные горизонты  и  не  допускать  осложнений,  связанных  с
гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна
обеспечиваться  непрерывная   приборная   регистрация   параметров,
характеризующих этот процесс.
     232. Направления  и  кондуктора  цементируются  до  устья.   В
нижележащей   части   стратиграфического   разреза   цементированию
подлежат:
     продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации
открытым забоем;
     продуктивные отложения,  не  подлежащие  эксплуатации,  в  том
числе с непромышленными запасами;
     истощенные горизонты;
     напорные водоносные  горизонты  с  коэффициентом  аномальности
более 1,3;
     водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или  планируемые
к разработке;
     горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;
     интервалы,  сложенные  пластичными   породами,   склонными   к
деформациям;
     интервалы, породы которых или продукты их  насыщения  способны
вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
     233. Высота подъема  тампонажного  раствора  по  длине  ствола
скважины  над  кровлей  продуктивных  горизонтов,  за   устройством
ступенчатого цементирования или узлом  соединения  секций  обсадных
колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в  нефтяных
и газовых скважинах должна составлять, соответственно, не менее 150
и 500 м.
     При   включении   в   состав   обсадных   колонн   межколонных
герметизирующих устройств они должны  располагаться  на  высоте  не
менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для  газовых  скважин  выше
башмака  предыдущей  обсадной  колонны,  устройства   ступеначатого
цементирования и узла соединения секций обсадных  колонн.  В  таких
случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой
расположения межколонного герметизирующего устройства.
     234. Разрыв   сплошности   цементного   камня   в   интервалах
цементирования  не  разрешается.   Исключения   составляют   случаи
встречного цементирования в условиях поглощения.
     235. Общая проектная высота подъема тампонажного  раствора  за
обсадными колоннами должна обеспечивать:
     превышение в процессе  ожидания  затвердевания  цемента  (ОЗЦ)
гидростатических давлений составного  столба  бурового  раствора  и
жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых
флюидосодержащих горизонтов;
     исключение  гидроразрыва  пород  или   развитие   интенсивного
поглощения раствора;
     возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для
установки колонной головки.
     При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями  нижние
и промежуточные  ступени  и  секции  обсадных  колонн  должны  быть
зацементированы по всей длине.
     236. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон
поглощения, пройденных без выхода циркуляции,  производится  подъем
тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с  последующим
(после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное
пространство.  Запрещается  приступать  к  спуску   технических   и
эксплуатационных  колонн  в  скважину,   осложненную   поглощениями
бурового  раствора  с  одновременным  флюидопроявлением,   осыпями,
обвалами, затяжками и посадками бурильной  колонны,  до  ликвидации
осложнений.
     237. Обсадную колонну на время  ОЗЦ  необходимо  оставлять  на
весу.
     238. Цементировочная головка до  ввода  ее  в  эксплуатацию  и
далее с периодичностью, установленной  документацией  изготовителя,
должна  быть  опрессована  давлением,  в   1,5   раза   превышающим
максимальное  расчетное   рабочее   давление   при   цементировании
скважины.
     239. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до  начала
процесса  должны  быть  опрессованы  на  полуторакратное  ожидаемое
рабочее давление. Порядок работ по  цементированию  устанавливается
планом  работ,  разработанным   исполнителем   тампонажных   работ,
согласованным буровым подрядчиком и утвержденным пользователем недр
(заказчиком).
     240. В целях обеспечения безопасности производства  работ  при
креплении скважин  агрегаты  необходимо  устанавливать  на  заранее
подготовленной площадке,  при  этом  должны  соблюдаться  следующие
расстояния:
     от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее  10
м;
     от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м;
     между  цементировочными  агрегатами   и   цементосмесительными
машинами - не менее 1,5 м.
     Кабины  передвижных  агрегатов  должны  быть   расположены   в
противоположную от цементируемой скважины сторону.
     241. Для определения фактического состояния  цементного  камня
за  обсадными  колоннами  проводятся  геофизические   исследования.
Применение иных способов исследования состояния цементного камня за
обсадными колоннами должно быть обосновано  в  рабочем  проекте  на
бурение скважины.
     242. Отчеты  по  результатам  спуска  обсадной  колонны  и  ее
цементирования   (акты,   диаграммы,   меры   колонн,    результаты
геофизических и иных исследований о состоянии  цементного  камня  и
другие документы) включаются в  дело  (паспорт)  скважины,  которое
хранится на протяжении всего периода ее эксплуатации.

      XIX. Требования к проведению испытаний крепи скважин на
                           герметичность

     243. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны,
несущие на себе  противовыбросовое  оборудование,  после  установки
цементных  мостов  для  изоляции   опробованных   объектов,   после
окончания ОЗЦ должны  подвергаться  испытанию  на  герметичность  и
качество  цементирования.   Все   расчетные   параметры   испытаний
устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.
     Разрешается проведение  испытаний  на  герметичность  обсадных
колонн в  момент  посадки  продавочной  пробки  на  цементировочный
клапан  обратный  дроссельный  (ЦКОД)  и   созданием   необходимого
давления при помощи цементировочного агрегата.
     244. Испытание   кондукторов   и   промежуточных   колонн   на
герметичность проводится опрессовкой  с  заполнением  их  водой  от
устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым  раствором,
которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
     Эксплуатационная   колонна   испытывается   на   герметичность
опрессовкой  с  предварительной  заменой   бурового   раствора   на
техническую воду (в том числе минерализованную).  В  скважинах,  на
устье которых избыточного давления может не быть,  эксплуатационная
колонна  дополнительно   должна   испытываться   на   герметичность
снижением уровня воды до динамического уровня при  механизированной
добыче нефти.
     245. В процессе испытания  колонн  на  герметичность  способом
опрессовки  создаваемое  внутреннее  давление   на   трубы   должно
превышать не менее чем на 10% возможное давление,  возникающее  при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при
опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной,
если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более  чем
           2
на 5 кгс/см   (0,5 МПа).  Присутствие  представителя  заказчика  на
опрессовке обязательно.  Результаты  опрессовки  оформляются  актом
комиссии, в состав которой  включается  представитель  заказчика  и
противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).
     246. После разбуривания цементного  стакана  и  выхода  из-под
башмака  на  1-3  м  производится  опрессовка   прибашмачной   зоны
открытого ствола скважины.
     Давление опрессовки  определяется  необходимостью  обеспечения
герметичности цементной крепи  за  башмаком  колонны  при  закрытии
устья скважины во время открытого фонтанирования.
     Результаты опрессовки оформляются  актом  комиссии,  в  состав
которой  включается  представитель  заказчика  и   противофонтанной
службы (противофонтанной военизированной части).
     247. В  газовых  и  газоконденсатных  скважинах,  а  также   в
                                          3
нефтяных скважинах с высоким (более 200  м /т)  газовым   фактором,
газонагнетательных скважинах с ожидаемым  избыточным  давлением  на
                      2
устье более 100 кгс/см   (10 МПа) приустьевая часть колонны  вместе
с  колонной   головкой   после   опрессовки   водой   дополнительно
опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии  с
рабочим проектом.
     248. Способ, параметры и  технология  опрессовки  межколонного
пространства   устанавливаются   рабочим   проектом.    Межколонное
пространство  на   устье   скважины   опрессовывается   водой   или
незамерзающей жидкостью  на  давление,  не  превышающее  остаточную
прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня
заколонного  пространства.   Межколонное   пространство   считается
герметичным, если в течение 30 (тридцати) минут давление опрессовки
                                       2
снизилось не  более  чем  на  5  кгс/см    (0,5  МПа).  Присутствие
представителя заказчика на опрессовке обязательно.
     Разрешается по согласованию с пользователем недр  (заказчиком)
производить опрессовку межколонного пространства воздухом.
     Результаты опрессовки оформляются  актом  комиссии,  в  состав
которой  включается  представитель  заказчика  и   противофонтанной
службы (противофонтанной военизированной части).
     249. Во всех случаях плотность опрессовочной  жидкости  должна
быть достаточной для компенсации избыточных  наружных  давлений  до
уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним
давлением.

    XX. Требования к монтажу и эксплуатации противовыбросового
                        оборудования (ПВО)

     250. Буровые организации должны  разрабатывать  инструкции  по
монтажу  и  эксплуатации   ПВО   в   соответствии   с   применяемым
оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу,
техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.
     251. На кондуктор, промежуточные  колонны,  ниже  которых  при
бурении возможно  вскрытие  газонефтеводопроявляющих  отложений,  а
также на эксплуатационную  колонну  при  проведении  в  ней  работ,
связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других  работ  со
вскрытым  продуктивным  пластом  устанавливается  противовыбросовое
оборудование. Обсадные колонны должны  быть  обвязаны  между  собой
колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно  быть
не менее давления опрессовки  обсадной  колонны  на  герметичность,
рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий  полной
замены  в  скважине  бурового  раствора   пластовым   флюидом   или
газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при  ликвидации
открытого фонтана.
     Температурный режим эксплуатации колонной головки должен  быть
не ниже значений проектных решений.
     252. Превенторная установка, манифольд (линии  дросселирования
и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления
дросселем,  сепаратор  (трапно-факельная  установка)  выбираются  в
зависимости от  конкретных  горно-геологических  условий  с  учетом
возможности выполнения следующих технологических операций:
     герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне  и
без нее;
     вымыва  пластового  флюида,  поступившего   в   скважину,   на
поверхность;
     подвески колонны бурильных труб на  плашках  превентора  после
его закрытия;
     срезания бурильной колонны;
     контроля состояния скважины во время глушения;
     расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;
     спуска или  подъема  части  или  всей  бурильной  колонны  при
загерметизированном устье скважины.
     253. Выбор типа  противовыбросового  оборудования  и  колонной
головки, схема установки и обвязки противовыбросового оборудования,
блоков  глушения   и   дросселирования   осуществляется   проектной
организацией   и   согласовывается   с   противофонтанной   службой
(противофонтанной  военизированной  частью), буровой организацией и
заказчиком.   При   этом   следует   руководствоваться   следующими
положениями:
     при  вскрытии  скважины  изученного   разреза   с   нормальным
пластовым  давлением,  представленного  нефтяными  и  водяными   (с
растворенным  газом)  пластами,   после   спуска   кондуктора   или
промежуточной  колонны  на   устье   устанавливается   превенторная
установка,  обеспечивающая  герметизацию  скважины  при   спущенной
колонне и без нее (один плашечный превентор  с  трубными  плашками,
один  плашечный   превентор  с  глухими  плашками  и  универсальный
превентор);
     три или четыре превентора, в  том  числе  один  универсальный,
устанавливаются  на  скважине  при  вскрытии  газовых,  нефтяных  и
водяных  горизонтов  с  аномально  высоким   пластовым   давлением.
Необходимость  установки  превентора  со  срезающими  плашками  при
                                                                  2
ожидаемом избыточном давлении на устье  скважины  ниже  350 кгс/см
(35  МПа)  и  объемном  содержании  сернистого   водорода   до   6%
определяется  организацией  по  согласованию   с   противофонтанной
службой  (противофонтанной  военизированной   частью)   исходя   из
характеристики пласта (состав  флюида,  пористость,  проницаемость,
дебит и др.);
     четыре превентора, в том числе один  превентор  со  срезающими
плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
     а) вскрытия пластов с аномально  высоким  пластовым  давлением
(то есть давлением, превышающим гидростатическое  давление  воды  в
1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода  более  6%,  а
также с наличием сернистого водорода до 6% и  избыточным  давлением
                         2
на устье более 350 кгс/см  (35 МПа);
     б) использования  технологии  спуска  и   подъема   труб   при
избыточном давлении герметизированного устья;
     в) бурения всех морских скважин.
     В случаях  вскрытия  изученного  разреза  с  аномально  низким
пластовым  давлением,  представленного  нефтяными  и  водяными   (с
растворенным  газом)  пластами,  превенторная   сборка   может   не
устанавливаться, но обвязка устья скважины должна согласовываться с
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
     254. Линии  сбросов   на   факелы   от   блоков   глушения   и
дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и
направляться в сторону от  проезжих  дорог,  линий  электропередач,
котельных и других производственных и бытовых сооружений с  уклоном
от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь  длину
не более 1,5 м.
     Длина линий должна быть:
                                                         3
     для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200  м /т  -  не
менее 30 м;
                                                               3
     для нефтяных  скважин  с  газовым  фактором  более  200  м /т,
газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
     Линии и установленные на них задвижки должны иметь  внутренний
диаметр, одинаковый  с  внутренним  диаметром  отводов  крестовины;
после блока задвижек разрешается увеличение их  диаметра  не  более
чем на 30 мм.
     Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций
и сооружений, не относящихся к объектам буровой  установки,  должно
быть не менее 100 м для всех категорий скважин.
     Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и  ограниченных
площадок, длина линий от блоков глушения и  дросселирования  должна
устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком.
     Разрешается  направлять  линии  сброса  в   одну   сторону   с
использованием узлов и  деталей,  имеющих  паспорта  установленного
образца.
     255. На скважинах, где ожидаемое давление на  устье  превышает
          2
700 кгс/см   (70  МПа),  устанавливается  заводской  блок  с  тремя
регулируемыми дросселями - два с  дистанционным  и  один  с  ручным
управлением.
     Во всех остальных случаях установка регулируемых  дросселей  с
дистанционным управлением производится в зависимости от  конкретных
условий и  решается  руководством  организации  при  утверждении  в
установленном порядке схемы обвязки и установки  противовыбросового
оборудования.
     256. Манометры, устанавливаемые на  блоках  дросселирования  и
глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений,  на  30%
превышающий  давление  совместной  опрессовки  обсадной  колонны  и
противовыбросового оборудования.
     Система   нагнетания   гидроаккумулятора    должна    включать
устройство автоматического отключения насоса при достижении  в  ней
номинального рабочего давления.
     257. Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов
и  деталей  заводского  изготовления  отечественной  или  импортной
поставки.
     Разрешается   применение   отдельных    узлов    и    деталей,
изготовленных на базах производственного обслуживания организации в
соответствии   с   техническими   условиями,    согласованными    с
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью).
Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.
     258. Для управления превенторами и гидравлическими  задвижками
устанавливаются основной и вспомогательный пульты.
     Основной пульт управления - на расстоянии не  менее  10  м  от
устья скважины в удобном и безопасном месте.
     Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика.  Он
включается  в  режим   оперативной   готовности   перед   вскрытием
продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
     Маслопроводы   системы   гидроуправления   ПВО   должны   быть
опрессованы  согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными
и защищены от возможных повреждений.
     В конструкции  пульта  управления  должна  быть  предусмотрена
звуковая или  световая  сигнализация  при  падении  уровня  рабочей
жидкости в баке ниже допустимого.
     В системе гидравлического управления  должна  быть  обеспечена
возможность выпуска воздуха.
     259. Штурвалы для ручной фиксации  плашек  превенторов  должны
быть установлены в  легкодоступном  месте,  иметь  взрывобезопасное
освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки
направления вращения штурвалов,  количество  оборотов,  необходимых
для закрытия превенторов, метки, совмещение которых  с  метками  на
спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер
плашек.
     На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка  с
указанием допустимого  давления  для  устья  скважины,  допустимого
давления для самого слабого участка скважины и плотности  раствора,
по которой это давление определено.
     Каждая буровая установка должна быть обеспечена  светильниками
напряжением  12 В  и  аварийным  освещением  этого  же  напряжения.
Аварийное освещение устанавливается под буровой для освещения  ПВО,
в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пульта  управления
превенторами, у щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке
дросселирования и у аварийного блока задвижек.
     260. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и  газом,  на
буровой необходимо иметь два шаровых  крана.  Один  устанавливается
между ведущей трубой и ее  предохранительным  переводником,  второй
является  запасным.  В  случае   использования   верхнего   привода
автоматический  шаровой  кран  с  возможностью  ручного  управления
должен включаться в его состав.
     При вскрытии газовых пластов с  аномально  высоким  давлением,
горизонтов, содержащих сернистый водород, на  буровой  должны  быть
три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом, второй - между рабочей  трубой  и  ее  предохранительным
переводником, третий является запасным.
     Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
     Помимо  шаровых  кранов,  на  буровой  необходимо  иметь   два
обратных клапана с приспособлением  для  установки  их  в  открытом
положении. Один кран является рабочим, второй - резервным.
     Краны шаровые и  клапаны  обратные  должны  иметь  технические
паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.
     Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится  один
раз в 6 месяцев.
     Учет наработки кранов шаровых и клапанов  обратных  ведется  в
течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания.
     261. Превенторы вместе с крестовинами и коренными  задвижками,
манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования)  до  установки  на
устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное
в техническом паспорте. После  ремонта,  связанного  со  сваркой  и
токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на  пробное
давление.
     Превенторы со срезающими, трубными и глухими  плашками  должны
быть  опрессованы  на  стенде  на  рабочее  давление  при  закрытых
плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия  и
закрытия плашек.
     262. После   монтажа,   до  разбуривания  цементного  стакана,
превенторная установка до концевых  задвижек  манифольдов  высокого
давления  должна  быть  опрессована  водой  или  инертным  газом на
давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.
     Выкидные линии после концевых задвижек  опрессовываются  водой
на давление:
              2
     50 кгс/см   (5  МПа) -  для  противовыбросового  оборудования,
                                       2
рассчитанного на давление до 210 кгс/см  (21 МПа);
               2
     100 кгс/см   (10 МПа) - для  противовыбросового  оборудования,
                                         2
рассчитанного на давление выше 210 кгс/см  (21 МПа).
     Результаты опрессовки оформляются  актом  комиссии,  в  состав
которой  включается  представитель  заказчика  и   противофонтанной
службы (противофонтанной военизированной части).
     263. После  крепления  скважины  при  наличии  в   нижележащем
разрезе продуктивных или водонапорных  пластов  дальнейшее  бурение
скважины  разрешается  продолжать  после   монтажа   и   опрессовки
превенторной установки совместно с обсадной колонной  и  опрессовки
цементного кольца за обсадной колонной.
     264. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие  и
открытие.   Периодичность    проверки    устанавливается    буровой
организацией, но не реже одного раза в месяц.
     Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не
менее давления опрессовки колонны на  герметичность,  рассчитанного
на каждом этапе строительства скважины  исходя  из  условия  полной
замены  в  скважине   бурового   раствора   пластовым   флюидом   и
герметизации устья при открытом фонтанировании.
     265. При замене  вышедших  из  строя  деталей  превентора  или
одного  из  узлов  превенторной  сборки,  смене  плашек  на   устье
превенторную  установку  подвергают  дополнительной  опрессовке  на
величину давления испытания обсадной колонны.
     Результаты опрессовки оформляются актом.
     266. Плашки  превенторов,  установленных  на  устье  скважины,
должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.
     Глухие плашки  устанавливают  в  нижнем  превенторе,  когда  в
сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
     267. В случае, когда  используется  разноразмерная  компоновка
бурильного инструмента для бурения,  на  мостках  необходимо  иметь
специальную   опрессованную   стальную   трубу    с    прочностными
характеристиками,  соответствующими  верхней  секции   используемой
бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный
цвет  и  иметь  метку,  нанесенную  белой  масляной  краской,   при
совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на
300-400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной  трубы  должна
быть  6-9  м,  диаметр  должен  соответствовать   диаметру   плашек
превентора. На специальную трубу  должны  быть  навернуты  от  руки
переводники на другие диаметры труб, применяемые в  компоновке.  На
муфту трубы должен быть  навернут  и  закреплен  машинными  ключами
шаровой кран.
     268. При  спуске  обсадных  колонн  в  скважины  со  вскрытыми
высоконапорными   пластами    и    несоответствии    установленного
универсального  превентора  ожидаемым  устьевым  давлениям   плашки
одного  из  превенторов   заменяются   плашками,   соответствующими
диаметру спускаемой  обсадной  колонны,  или  на  приемных  мостках
должна  находиться   специальная   (стальная   с   соответствующими
прочностными характеристиками) бурильная труба с  переводником  под
обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные
на соответствующее давление.
     269. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к
установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой
должен быть сделан твердый настил.
     270. Все схемы  противовыбросовой  обвязки  устья  скважины  в
верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную  воронку
и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

      XXI. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого
                      фонтанирования скважин

     271. Требования настоящих Правил к рабочему проекту на бурение
скважин,  буровым  растворам,  конструкции  и  креплению   скважин,
монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают
возможность  трехстадийной   защиты   от   возникновения   открытых
фонтанов:
     первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида
в  скважину  за  счет  поддержания  достаточного  гидростатического
давления столба жидкости;
     вторая линия защиты -  предотвращение  поступления  пластового
флюида в скважину за счет использования гидростатического  давления
столба жидкости и противовыбросового оборудования;
     третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация
газонефтеводопроявлений   стандартными   методами   и   обеспечение
возможности возобновления первой линии защиты.
     Реализация  этих  возможностей  достигается   при   выполнении
дополнительных условий, устанавливаемых в настоящей главе Правил.
     272. Перед  вскрытием  пласта   или   нескольких   пластов   с
возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и  реализовать
мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
     инструктаж членов буровой бригады  по  практическим  действиям
при ликвидации газонефтеводопроявлений  согласно  плану  ликвидации
аварий (ПЛА), разработанному в соответствии  с  приложением  N 1  к
настоящим Правилам;
     проверку  состояния  буровой   установки,   противовыбросового
оборудования, инструмента и приспособлений;
     учебную  тревогу.  Дальнейшая  периодичность  учебных   тревог
устанавливается буровой организацией;
     проверку наличия в рабочих и  запасных  емкостях  необходимого
количества промывочной жидкости, а  также  необходимого  на  случай
ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления промывочной
жидкости в соответствии с рабочим проектом;
     оценку готовности объекта к оперативному  утяжелению  бурового
раствора, пополнению его запасов путем приготовления  или  доставки
на буровую.
     273. При  обнаружении  газонефтеводопроявлений  буровая  вахта
обязана загерметизировать устье  скважины,  информировать  об  этом
руководство   буровой    организации,    противофонтанную    службу
(противофонтанную   военизированную   часть)   и   действовать    в
соответствии с ПЛА. После герметизации должны быть сняты  показания
манометров на стояке  и  в  затрубном  пространстве,  время  начала
проявления, вес инструмента на крюке.
     274. После закрытия превенторов  при  газонефтеводопроявлениях
необходимо  установить  наблюдение  за   возможным   возникновением
грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях
и узлах противовыбросового оборудования.
     275. Для  предупреждения  газонефтеводопроявлений  и   обвалов
стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных  труб  следует
производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен
обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине  близким  к  ее
устью.   Предельно    допустимое    понижение    уровня    раствора
устанавливается рабочим проектом с учетом допусков  по  пункту  210
настоящих  Правил.  Свойства  бурового  раствора,   доливаемого   в
скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
     276. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб
и доливаемого раствора при их  подъеме  должны  контролироваться  и
сопоставляться с объемом  поднятого  или  спущенного  металла  труб
бурильной колонны. При разнице между объемом  доливаемого  бурового
                                                         3
раствора и объемом металла  поднятых  труб  более  0,5  м    подъем
должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией
по действию  вахты  при  прямых  и  косвенных  признаках  начала  и
развития газонефтеводопроявлений.
     Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня.
     277. Перед  и  после  вскрытия  пластов  с  аномально  высоким
пластовым  давлением  при  возобновлении  промывки  скважины  после
спускоподъемных  операций,  геофизических  исследований,  ремонтных
работ   и   простоев   начинать   контроль   плотности,   вязкости,
газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления
циркуляции.
     278. При   вскрытии   газоносных   горизонтов   и   дальнейшем
углублении скважины (до спуска очередной обсадной  колонны)  должен
проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
     Запрещается   производить   подъем   бурильной   колонны    до
выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
     279. При бурении в продуктивных пластах механическая  скорость
должна  ограничиваться  до  значений,  при  которых  обеспечивается
дегазация бурового раствора.
     280. Если  объемное  содержание  газа   в   буровом   растворе
превышает фоновое на 5% объемных, то должны приниматься меры по его
дегазации,  выявлению  причин  насыщения  раствора  газом   (работа
пласта, поступление газа с выбуренной породой,  вспенивание  и  так
далее) и их устранению.
     281. К  подъему  бурильной  колонны  из  скважины,  в  которой
произошло    поглощение    бурового    раствора     при     наличии
газонефтеводопроявления,  разрешается   приступить   только   после
заполнения скважины  до  устья  и  отсутствия  перелива  в  течение
времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
     282. Бурение  скважин  с  частичным  или  полным   поглощением
бурового раствора (воды) и возможным  флюидопроявлением  проводится
по специальному плану, который согласовывается  с  проектировщиком,
противофонтанной     службой    (противофонтанной   военизированной
частью) и заказчиком.
     283. При  установке  ванн   (нефтяной,   водяной,   кислотной)
гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны
должно  превышать   пластовое   давление.   При   вероятности   или
необходимости снижения гидростатического давления  ниже  пластового
работы  по  расхаживанию  бурильной  колонны  следует  проводить  с
герметизированным  затрубным  пространством  и  с  установленным  в
бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер
безопасности в соответствии с ПЛА.
     284. Технические   устройства,   специальные   приспособления,
инструменты,   материалы,   спецодежда,   средства   страховки    и
индивидуальной     защиты,     необходимые      для      ликвидации
газонефтеводопроявлений  и  открытых  фонтанов,  должны  находиться
всегда в полной готовности  на  складах  организаций  пользователей
недр (заказчиков).
     285. Подъем  бурильной  колонны   при   наличии   сифона   или
поршневания  запрещается.   При   их   появлении   подъем   следует
прекратить, провести промывку с вращением и  расхаживанием  колонны
бурильных труб.
     При невозможности устранить сифон (зашламованность  турбобура,
долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях,
при которых обеспечивается равенство  извлекаемых  объемов  металла
труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.
     При невозможности устранить поршневание (наличие  сальника  на
КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем  производить  с
промывкой и вращением колонны бурильных труб.
     286. При поступлении пластового флюида в скважину  в  процессе
подъема бурильной колонны  из  интервала,  не  обсаженного  ствола,
следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла,
спустить бурильную колонну до забоя, произвести  промывку  скважины
не  менее  2  циклов  с  приведением  всех  параметров  промывочной
жидкости в  соответствие  с  ГТН  (определить  причину  поступления
пластового флюида и принять меры),  после  чего  произвести  подъем
бурильной колонны.
     287. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться
силами   работников   противофонтанной   службы   (противофонтанной
военизированной части)  и  пожарных  подразделений  по  специальным
планам, разработанным штабом, создаваемым пользователем недр.
     Штаб несет полную ответственность за реализацию  разработанных
мероприятий.
     288. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии  во
вскрытом разрезе  нефтегазосодержащих  отложений,  а  также  других
высоконапорных  горизонтов  на   объекте   должны   быть   вывешены
предупредительные надписи "Внимание! Вскрыт  продуктивный  пласт!",
"Недолив скважин - путь к фонтану!".

        XXII. Требования к бурению наклонно-направленных и
                      горизонтальных скважин

     289. Рабочий  проект  на   бурение   наклонно-направленных   и
горизонтальных скважин должен содержать следующие положения:
     обоснование  профиля  и  интенсивности  искривления   (радиуса
искривления)  ствола  скважины  исходя  из  заданной  протяженности
горизонтального положения в продуктивном пласте;
     расчеты  дополнительных   изгибающих   нагрузок   на   колонны
обсадных,  бурильных  и  насосно-компрессорных  труб  в  интервалах
искривления ствола;
     мероприятия по обеспечению безотказной и  безаварийной  работы
колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в  условиях
искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном направлениях;
     коэффициенты запаса прочности для расчета  обсадных  колонн  и
условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
     технические  условия  по   обеспечению   проходимости   внутри
обсадных колонн труб, инструмента и приспособлений  для  проведения
технологических  операций,  приборов,  ловильного   инструмента   и
внутрискважинного оборудования;
     мероприятия  по  минимизации  износа   обсадных   колонн   при
спуско-подъемных     и     других     операциях,     предотвращению
желобообразований  в  интервалах   искривления   и   горизонтальном
участке;
     гидравлическую программу, обеспечивающую  транспорт  шлама  из
горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок;
     обоснование   способа   крепления   скважины   в    интервалах
интенсивного искривления и горизонтальном участке;
     допустимые  нагрузки  на  стенки  скважины  от  силы  прижатия
колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.
     290. Выбор конструкции наклонно-направленных и  горизонтальных
скважин  должен  определяться  в   соответствии   с   требованиями,
установленными настоящими Правилами.
     291. Интенсивность промывки в начале каждого долбления  должна
обеспечивать удаление газовых скоплений в  верхней  части  пологого
или горизонтального участка (например, в местах расширения  ствола,
перегибах).
     292. Расчет обсадных  колонн  должен  производиться  с  учетом
следующих условий:
     коэффициентов запаса  прочности  на  избыточное  давление  для
секций,  находящихся   в  пределах   горизонтального   участка,   -
1,3 - 1,5;
для секций, находящихся в интервалах  искривления  от  3,0  до  5,0
градусов / 10 м, - 1,05; для секций в интервалах искривления  свыше
5 градусов / 10 м - 1,10;
     коэффициента запаса прочности на внутреннее давление - 1,15;
     расчета обсадных колонн на растяжение.
     293. Выбор резьбовых соединений и  герметизирующих  средств  в
интервалах  интенсивного  искривления  ствола  должен  обеспечивать
требуемые    прочностные    характеристики    обсадной     колонны,
герметичность  и  надежность  крепи   в   течение   всего   периода
эксплуатации скважины.  Типы  применяемых  резьбовых  соединений  и
резьбовых смазок определяются рабочим проектом.
     294. Выбор наружного диаметра  замковых  соединений  бурильной
колонны,   их   конструкция   производятся   с   учетом   проектной
интенсивности искривления ствола с целью  минимизации  нагрузок  на
стенку скважины  для  предупреждения  желобобразования  и  снижения
износа обсадных колонн.

         XXIII. Требования к освоению и испытанию скважин

     295. При производстве работ  по  освоению  скважин  необходимо
иметь запас задавочной жидкости в количестве не менее двух  объемов
скважины, находящейся непосредственно на скважине,  или  материалов
для оперативного ее приготовления.
     296. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть  начаты
при обеспечении следующих условий:
     высота  подъема  цементного   раствора   за   эксплуатационной
колонной   и   качество   сформировавшейся   крепи    соответствуют
требованиям рабочего проекта на бурение скважины;
     эксплуатационная   колонна    прошаблонирована,    опрессована
совместно с колонной головкой и превенторной установкой  (фонтанной
арматурой), герметична при давлении, превышающем на 10% максимально
ожидаемое давление на устье скважины;
     устье с фонтанной  арматурой  или  превенторной  установкой  и
выкидные линии оборудованы и обвязаны  в  соответствии  со  схемой,
согласованной   с   противофонтанной   службой    (противофонтанной
военизированной частью);
     отсутствуют межколонные давления.
     В случае возможных отклонений по  высоте  подъема  цемента  от
рабочего проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся
после согласования с заказчиком и проектной организацией.
     297. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны
должно  быть   оборудовано   противовыбросовым   оборудованием   по
утвержденной схеме, а скважина  заполнена  буровым  раствором  (или
специальной жидкостью), соответствующей рабочему проекту.
     В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных  и  водоносных
горизонтов    с    аномально    высоким     пластовым     давлением
противовыбросовое    оборудование    должно    быть    представлено
превенторной установкой.
     Подготовительные работы перед спуском заряженного  перфоратора
в скважину осуществляются в соответствии с требованиями главы  XLII
настоящих Правил.
     Перфорация продуктивного пласта при  сниженном  уровне  или  в
среде,   отличающейся   от   установленных    требований,    должна
производиться в условиях обеспечения  герметизации  устья  скважины
при   ГНВП.   Технология   и   порядок   проведения   таких   работ
устанавливаются специальным планом, утвержденным пользователем недр
(заказчиком)   и   согласованным   с    противофонтанной    службой
(противофонтанной военизированной частью).
     298. Во время  перфорации  производителем  работ  должно  быть
установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине.
     299. Фонтанная арматура до установки на устье скважины  должна
быть опрессована  на  величину  рабочего  давления,  установленного
изготовителем, а после установки -  на  давление,  равное  давлению
опрессовки эксплуатационной колонны.
     Результаты опрессовки  на  устье  скважины  оформляются  актом
комиссии, в состав которой  включается  представитель  заказчика  и
противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).
     300. Комплекс    работ    по    освоению    скважины    должен
предусматривать меры, обеспечивающие:
     исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
     сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
     предупреждение  прорыва  пластовой  воды  и  газа  из  газовой
"шапки";
     термогидрогазодинамические   исследования    по    определению
количественной  и   качественной   характеристик   пласта   и   его
геолого-физических параметров;
     сохранение,   восстановление   или   повышение   проницаемости
призабойной зоны;
     предотвращение  неконтролируемых   газонефтеводопроявлений   и
открытых фонтанов;
     безопасное пользование недрами и охрану окружающей среды.
     301. Устойчивость  призабойной  зоны  пласта   и   сохранность
цементного камня  обеспечиваются  допустимой  депрессией,  величина
которой устанавливается заказчиком с  учетом  проектных  решений  и
фактических характеристик пласта, вскрытого скважиной.
     302. Приток  флюида  из  пласта  вызывается   путем   создания
регламентируемых депрессий за счет:
     замены  бурового  раствора  на  раствор   меньшей   плотности,
техническую воду или  дегазированную  нефть.  При  этом  разница  в
плотностях последовательно  заменяемых  жидкостей  не  должна  быть
                    3
более 0,5 - 0,6 г/см ; при большей разнице  плотностей  должны быть
ограничены темпы снижения противодавления на пласт;
     использования пенных систем;
     использования специальных  технических  средств  и  технологий
(например, струйный насос).
     303. Снижение уровня жидкости  в  эксплуатационной  колонне  с
использованием воздуха запрещается.
     Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне
свабированием,  использованием  скважинных   насосов,   нагнетанием
инертного  газа  или   природного   газа   от   соседней   скважины
производится в соответствии с  планом  работ  и  согласовывается  с
заказчиком.
     304. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на
устье должны проводиться  с  применением  лубрикатора,  технические
характеристики которого соответствуют условиям работы скважины.  До
установки лубрикатор должен быть опрессован  на  рабочее  давление,
установленное  изготовителем,  а  после  установки -  на   давление
опрессовки колонны.
     305. Для каждой скважины,  подлежащей  освоению,  составляется
план работ и назначаются ответственные лица за их выполнение.
     План   утверждается    техническим    руководителем    буровой
организации и согласовывается с заказчиком.
     306. Испытание  скважин   в   процессе   бурения   с   помощью
испытателей    пластов    осуществляется    по     плану     работ,
предусматривающему  мероприятия  по  подготовке  ствола   скважины,
обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии
на испытываемый  пласт,  порядок  подготовки  бурильной  колонны  и
проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком,
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью),
геофизической организацией (в случаях ее  участия)  и  утверждается
техническим руководителем буровой организации.
     307. Проведение   работ    с    трубными    пластоиспытателями
разрешается в скважинах при исправном буровом инструменте, насосах.
Испытания пластов в зависимости от их задач могут проводиться без и
с выпуском жидкости долива и пластового флюида на поверхность.
     308. Перед испытанием скважины с  помощью  пластоиспытателя  с
выводом пластового флюида на поверхность необходимо:
     рассчитать колонну бурильных труб на избыточное  внутреннее  и
наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;
     оборудовать  буровую  колонну  шаровым  краном  и  специальной
устьевой головкой, опрессовав их на давление,  превышающее  на  10%
максимальное ожидаемое в процессе операции;
     провести  обвязку  устья  с  манифольдом  буровых  насосов   и
выкидной линии превенторной установки;
     обеспечить возможность прямой и обратной  закачки  промывочной
жидкости в скважину;
     согласовать схему обвязки  устья  с  противофонтанной  службой
(противофонтанной военизированной частью);
     провести  испытание  на  герметичность  обсадной   колонны   с
противовыбросовым оборудованием;
     оборудовать устье скважины рабочей площадкой  для  экстренного
закрытия аварийного  крана  на  специальной  устьевой  головке  при
подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора;
     обеспечить  на  буровой  в  местах  выхода  пластового  флюида
активную вентиляцию.
     309. Запрещается     проведение     работ      с      трубными
пластоиспытателями в скважинах  без  оборудования  их  превенторной
установкой.
     310. Проведение работ с трубными пластоиспытателями в условиях
поглощения промывочной жидкости и при  слабом  проявлении  скважины
должно проводиться по дополнительным планам, содержащим мероприятия
по обеспечению безаварийности и безопасности работ и  согласованным
с  противофонтанной   службой   (противофонтанной   военизированной
частью).
     311. О проведенных работах по  освоению  и  испытанию  скважин
составляется суточный рапорт по форме, установленной в организации.

    XXIV. Дополнительные требования безопасности к производству
           буровых работ в зонах многолетнемерзлых пород

     312. Технология   производства   буровых   работ    в    зонах
распространения  многолетнемерзлых  пород  (далее -   ММП)   должна
определяться  мерзлотными  и   климатическими   условиями   данного
региона. Вводу месторождений  в  разработку  должно  предшествовать
создание   детальных   мерзлотных   карт,   на   которых   отражены
поверхностные условия всего разреза ММП.  Территория  месторождения
разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.
     313. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин  должно
осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами,
не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться  на  основе
данных  о  мерзлотной  обстановке,  отраженной  на  региональных  и
детальных геокриологических картах данной площади, составленных  по
материалам  исследований  в  режимных   и   мерзлотных   скважинах,
вскрывших весь интервал мерзлоты.
     314. Предотвращение растепления и  усадки  пород  под  буровым
оборудованием  должно   обеспечиваться   максимальным   сохранением
поверхностного покрова.
     315. Конструкция   скважин    должна    обеспечить    надежную
сохранность устья и околоствольного пространства в  процессе  всего
цикла производства буровых работ и эксплуатации за счет  применения
соответствующих технических средств и технологических решений.
     316. Бурение  ствола  под  направление  до  глубины  20-30   м
необходимо  производить  на   буровом   растворе,   предотвращающем
кавернообразование и  растепление  пород,  или  с  продувкой  забоя
воздухом. Направление должно цементироваться.
     317. Кондуктор  должен  перекрывать  толщу  неустойчивых   при
протайвании пород -  криолитозоны.  Башмак  необходимо  располагать
ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.
     318. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве
промывочной жидкости запрещается использовать воду.
     319. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП  в
качестве  промывочных  агентов   следует   применять   высоковязкие
полимерглинистые   и   биополимерные   растворы   с    регулируемым
содержанием твердой фазы, продувку забоя  воздухом  или  пенами,  а
также, при необходимости, долота диаметром  меньше  номинального  с
последующим расширением ствола скважины до проектного значения.
     320. Тепловой режим бурения в интервалах ММП,  а  также  такие
показатели   бурового   раствора,   как   температура,    вязкость,
статическое напряжение сдвига, показатель  фильтрации  и  плотность
должны  обеспечивать  снижение   разупрочняющего   воздействия   на
приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться
и поддерживаться в оптимальных пределах.
     321. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для
низких и нормальных температур с ускорителем схватывания.
     322. Температура тампонажного раствора  должна  быть  не  ниже
8-10°С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать
температуру бурового раствора при бурении под колонну.
     323. При опрессовке колонн и межколонных  пространств  следует
применять  незамерзающие  жидкости,  в  том  числе  и  используемые
буферные жидкости.
     324. Комплекс мероприятий по предупреждению  смятия  колонн  и
аварийных  газопроявлений  в  скважинах  в  случае  длительных   их
простоев после окончания бурения или в период эксплуатации  зависит
от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания)  и
наличия  в  заколонном  и  межколонном  пространствах   замерзающей
жидкости.  Комплекс  мероприятий   разрабатывается   организацией -
исполнителем   работ   по   согласованию   с   пользователем   недр
(заказчиком). При  наличии  в  межколонных  пространствах  скважины
замерзающих жидкостей необходимо проводить  периодический  контроль
ее температуры глубинными термометрами.
     В случае падения температуры до  опасных  значений  необходимо
обеспечить  периодические  прогревы  крепи   прокачкой   подогретой
жидкости  или  отборами  газа  либо  (при  длительной  консервации)
проведение замораживания без перфорации.
     325. Работы  по  вызову  притока   начинаются   только   после
обследования состояния скважины глубинными приборами  (термометром,
манометром),  установления  их  проходимости  по  всему  стволу   и
прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости  через
спущенные НКТ.

    XXV. Дополнительные требования безопасности к производству
                буровых работ на кустовой площадке

     326. Настоящие  требования  распространяются  на  производство
буровых  работ  с  кустовых  площадок  на  нефтяных,  нефтегазовых,
газоконденсатных и газовых месторождениях.
     327. Схема  планировочной  организации   земельного   участка,
конструктивные   и   объемно-планировочные    решения    размещения
производственных, вспомогательных и бытовых  объектов  на  кустовой
площадке  должны  соответствовать  требованиям  приложения  N 4   к
настоящим Правилам с учетом обеспечения  промышленной  безопасности
при высокой  концентрации  технических  устройств  на  ограниченной
территории и совмещении во  времени  работ  по  бурению,  освоению,
эксплуатации и ремонту скважин, санитарных норм и правил.
     328. Число скважин  на  кустовой  площадке,  расстояние  между
скважинами и их взаимное расположение определяются рабочим проектом
с   учетом   экономических   факторов,   геологического    строения
месторождения, достигнутого уровня  техники  и  технологии  бурения
скважин, добычи нефти и  газа,  обеспечения  условий  для  успешной
ликвидации возможных осложнений, создания  удобств  и  безопасности
для персонала при последующей эксплуатации и ремонте скважин.
     329. При размещении кустовых площадок на вечномерзлых  грунтах
расстояние  между  устьями  скважин  не  должно  быть  меньше  двух
радиусов растепления пород вокруг устья скважин.
     330. В  целях  обеспечения   промышленной   безопасности   при
совмещении  во  времени  различных  по  характеру  работ  (бурение,
освоение, эксплуатация, монтаж нефтегазодобывающего оборудования  и
т. п.) пользователь  недр или  его  представитель  разрабатывает  и
утверждает положение о порядке организации безопасного производства
работ  на  кустовой  площадке.  Эти   мероприятия   обязательны   к
выполнению всеми участниками производственного процесса.
     331. Пользователем недр (заказчиком) назначается ответственный
руководитель работ на кустовой  площадке,  наделенный  необходимыми
полномочиями.
     332. Положение о порядке организации безопасного  производства
работ на кустовой площадке должно предусматривать:
     последовательность работ и операций,  порядок  их  начала  при
совмещении во времени;
     оперативное  и  территориальное  разграничение  полномочий   и
ответственности всех участников производственных процессов;
     систему оперативного контроля за ходом  и  качеством  работ  и
соблюдением требований промышленной безопасности;
     порядок и условия взаимодействия  организаций  между  собой  и
ответственным руководителем работ на кустовой площадке.
     333. Порядок  эвакуации  людей,  транспорта,   спецтехники   с
кустовой   площадки   при    возникновении    аварийных    ситуаций
(газонефтеводопроявления,  открытые  фонтаны   и   другие   аварии)
должен быть предусмотрен ПЛА.
     334. При передвижке вышечно-лебедочного блока на  новую  точку
(позицию), а также при испытании вышек и ведении сложных  аварийных
работ на скважине должны быть прекращены  все  работы  на  соседних
объектах. Люди из опасной зоны (высота вышки плюс 10 м) должны быть
удалены (кроме работников,  занятых  непосредственно  производством
работ).
     335. Производство опасных работ на  кустовой  площадке  должно
проводиться в  соответствии  с  требованиями  настоящих  Правил  по
нарядам-допускам, выдаваемым ответственным руководителем  работ  на
кусте.
     336. Одновременно  с  бурением  очередной  скважины  на  ранее
пробуренных   скважинах    разрешается    проведение    работ    по
дополнительному вскрытию продуктивных пластов, в  том  числе  путем
проводки горизонтальных ответвлений из основного ствола скважины.
     337. При    демонтаже    буровой    установки    или    снятии
вышечно-лебедочного и других  блоков  с  последней  пробуренной  на
кусте скважины, их транспортировке с кустовой площадки должны  быть
разработаны меры, обеспечивающие безопасную  эксплуатацию  скважин,
находящихся в опасной зоне, вплоть до их остановки.
     Сдача очередной скважины  буровым  подрядчиком  и  приемка  ее
заказчиком производятся после предварительных исследований качества
выполнения работ и оформляются актом, подписанным обеими сторонами.

    XXVI. Дополнительные требования безопасности к производству
 буровых работ на скважинах для добычи метана из угольных пластов

     338. Настоящие  требования  распространяются  на  производство
буровых работ для разведки и добычи метана  угольных  месторождений
(площадей, участков).  Настоящие  Правила  не  распространяются  на
бурение скважин из горных выработок.
     339. При  бурении  скважин  разрешается   проводить   вскрытие
целевых обводненных угольных пластов на технической воде.
     340. Вскрытие  угольных   пластов   должно   производиться   с
забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на  равновесии)
или ниже пластового (на депрессии).
     341. Выбор   грузоподъемности   буровой    установки    должен
производиться в соответствии с пунктом 135 настоящих Правил.
     В условиях низкой вероятности возникновения  дифференциального
прихвата и других осложнений, связанных  с  неустойчивостью  ствола
скважины, максимальная  грузоподъемность  буровой  установки  может
выбираться  из  условия  того,  что  максимальная  расчетная  масса
бурильной колонны и наибольшая расчетная масса обсадных  колонн  не
будут превышать 0,75 и 0,9  от  "Допускаемой  нагрузки  на  крюке",
соответственно.
     342. В случае продувки скважины газом,  аэрозолем,  пеной  или
аэрированной жидкостью в  качестве  базового  газообразного  агента
должны  использоваться  азот,  природный   газ   или   отработанные
выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.
     343. Выбор типа  противовыбросового  оборудования  и  колонной
головки осуществляется проектной организацией и  согласовывается  с
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью),
буровой организацией и заказчиком. В  случаях  вскрытия  изученного
разреза с АНПД, представленного  обводненными  угольными  пластами,
превенторная сборка может  не  устанавливаться,  но  обвязка  устья
скважины  должна   согласовываться   с   противофонтанной   службой
(противофонтанной военизированной частью).
     344. Выходящий  из  скважины  поток  промывочного   агента   и
выбуренной  породы  в  случае  применения  закрытой   (герметичной)
циркуляционной  системы  должен  перенаправляться  на   специальный
штуцерный маифольд для контроля величины обратного давления.
     345. Линии   сбросов   на   факелы   от    блоков    глушения,
дросселирования или (и) выкидная линия должны надежно  закрепляться
на специальных опорах и направляться в сторону от  производственных
и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.
     Длина линий должна быть не менее 30 м.
     346. Эксплуатационная колонна  испытывается  на  герметичность
опрессовкой    технической    водой    на    расчетное    давление,
предусмотренное рабочим проектом.
     347. В случае отсутствия в разрезе  высоконапорных  горизонтов
опрессовка горных пород после разбуривания цементного  стакана  под
башмаком кондуктора и проверка на герметичность  цементного  кольца
за колонной не производятся.
     348. При ожидаемом избыточном давлении на устье  менее  5  МПа
разрешается  производить  опрессовку  приустьевой   части   колонны
технической водой.

       XXVII. Требования к обустройству нефтяных, газовых и
                  газоконденсатных месторождений

     349. В проектной документации предусматриваются мероприятия по
предупреждению аварий и локализации их  последствий  как  на  самом
проектируемом объекте, так и в результате аварий на других объектах
в районе размещения проектируемого объекта.
     При разработке мероприятий  учитываются  источники  опасности,
факторы  риска,  условия  возникновения  аварий  и   их   сценарии,
численность и размещение производственного персонала.
     В число мероприятий по предупреждению аварий и локализации  их
последствий включаются организационные и инженерные решения:
     по  предотвращению  разгерметизации  оборудования  и  выбросов
опасных веществ в количествах, создающих  угрозу  производственному
персоналу и окружающей среде;
     по   установке   систем   контроля   химической    обстановки,
обнаружению взрывоопасных концентраций опасных веществ;
     по предупреждению развития и локализации аварий,  связанных  с
выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими  явлениями
(внезапные выбросы газа);
     по обеспечению безопасности производственного персонала;
     по установке систем автоматического регулирования, блокировок,
сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов;
     по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и  систем
управления производственными процессами, безопасности  находящегося
в них персонала и возможности управления процессами при авариях;
     по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и
водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий
аварий на проектируемом объекте;
     по   системам   физической   защиты    и    охраны    опасного
производственного   объекта    от    постороннего    вмешательства,
обустройству и расположению контрольно-пропускных пунктов,  которые
должны  обеспечить  возможность  оперативной  аварийной   эвакуации
персонала при различных направлениях ветра,  а  также  по  системам
оповещения об авариях;
     по обеспечению  беспрепятственного  ввода  и  передвижения  на
проектируемом объекте аварийно-спасательных служб и формирований.
     В проектной  документации  должны  предусматриваться  решения,
соответствующие  передовому  отечественному  и  зарубежному  уровню
промышленной безопасности, в том числе обоснованные  и  достаточные
решения,    учитывающие    особо    сложные     геологические     и
гидрогеологические условия строительства, сейсмичность,  оползневые
и другие явления.
     350. В документации на  консервацию  или  ликвидацию  опасного
производственного   объекта   предусматриваются   мероприятия    по
предупреждению аварий, локализации и ликвидации их последствий  как
в процессе консервации или ликвидации объекта, так и по  завершении
его  консервации,  в  том  числе  мероприятия   по   предотвращению
проникновения посторонних лиц на законсервированный объект.
     351. В проектной документации на строительство,  реконструкцию
и  документации  на  техническое  перевооружение,   консервацию   и
ликвидацию  опасного  производственного  объекта  предусматриваются
также мероприятия, обеспечивающие:
     безопасность  для  жизни  и  здоровья  людей,  находящихся   в
пределах зон вредного влияния проводимых работ;
     наиболее полное, комплексное и безопасное  извлечение  запасов
полезных ископаемых;
     сохранность  консервируемых  скважин   для   их   эффективного
хозяйственного использования в будущем;
     охрану окружающей природной  среды,  зданий  и  сооружений  от
вредного влияния проводимых работ.
     352. Проектная  документация  на  обустройство   месторождений
должна   обеспечить   оптимальную   разработку   месторождения    в
соответствии с технологической схемой разработки,  подготовку  всех
видов углеводородного сырья к транспорту и дальнейшей  переработки.
Структура  и  оформление  проектной  документации   на   разработку
месторождений   углеводородного   сырья   должны    соответствовать
требованиям, установленным приказом Минприроды  России  от  8  июля
2010 г. N 254 "Об утверждении требований к структуре  и  оформлению
проектной документации на разработку месторождений  углеводородного
сырья"  (зарегистрирован  Минюстом  России  17  сентября   2010 г.,
регистрационный  N 18468),  с  изменениями,  внесенными   приказами
Минприроды  России  от  15  июля  2011 г.  N 631   (зарегистрирован
Минюстом России от 1 сентября 2011 г., регистрационный  N 21725)  и
от 9 апреля 2012 г. N 94 (зарегистрирован Минюстом  России  14  мая
2012 г., регистрационный N 24138).
     Для проектируемых  и  реконструируемых  объектов  должна  быть
выполнена   оценка   уровня   теплового,   ударного,    токсичного,
радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую  среду
при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На  основании  этой
оценки определяются уровень автоматизации технологических процессов
и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.
     Проектная   документация   на    обустройство    месторождения
разрабатывается   на   основе   исходных   требований,   выдаваемых
пользователем недр (заказчиком).
     353. Проектная  документация  на  обустройство   месторождений
должна предусматривать:
     автоматизацию объектов, исключающую необходимость  постоянного
пребывания персонала на  объекте  и  обеспечивающую  полноту  сбора
информации  о  его  работе  в  пунктах  управления  технологическим
процессом;
     систему  неразрушающего   контроля   несущих   конструкций   и
антикоррозионной  защиты   оборудования,   трубопроводов,   несущих
конструкций;
     многоуровневую   систему   блокировок   и    предохранительных
устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;
     выполнение расчетов уровней возможных  чрезвычайных  ситуаций,
включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;
     герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с
полным использованием нефти, газа и сопутствующих  компонентов,  их
утилизацию из мест аварийных утечек;
     расположение  объектов  обустройства   нефтяных,   газовых   и
газоконденсатных месторождений  с учетом требований, содержащихся в
приложениях N 5 и 6 к настоящим Правилам;
     порядок рекультивации нарушенных и загрязненных земель;
     создание и обеспечение необходимыми  техническими  средствами,
автономной системой аварийной связи  и  оповещения,  обеспечивающей
оперативное  информирование  работающих  и  населения  о  возможной
опасности;
     создание и обеспечение  необходимыми  техническими  средствами
автоматизированной  системы  контроля  воздушной  среды   в   целях
обеспечения  безопасных  условий  труда   и   раннего   обнаружения
возможных аварийных выбросов;
     обеспечение   работающих   индивидуальными   газоанализаторами
(газосигнализаторами,  дозаторами)  для  контроля  воздушной  среды
рабочей зоны, индивидуальными и коллективными средствами защиты  от
вредных веществ.
     354. По   каждому   из   основных   организационно-технических
решений, направленных на  обеспечение  безопасности  работающих  на
период возможных  аварий,  в  проектной  документации  должны  быть
обоснованы и определены конкретные типы  и  количество  необходимых
приборов, материалов и оборудования, а также  места  и  специальные
сооружения для их размещения, эксплуатации и обслуживания.
     355. При  размещении  установок,  трубопроводов  и  инженерных
сетей  должны  соблюдаться  законодательные  и   иные   нормативные
правовые акты в сфере охраны природных ресурсов и  в  сфере  охраны
окружающей среды.
     356. Установки подготовки нефти и газа  запрещается  размещать
на  пониженных  и  других  участках  рельефа  местности  с   плохим
естественным проветриванием, а также  в  районах  с  преобладающими
ветрами со скоростью до 1 м/с, длительными или часто повторяющимися
штилями, инверсиями, туманами (за год более 30-40%, в течение  зимы
более 50-60% дней).
     357. Здания  и  сооружения  с  производственными   процессами,
выделяющими в атмосферу вредные и (или) горючие вещества,  а  также
включающие источники возможных  аварийных  выбросов  этих  веществ,
должны располагаться на производственных площадках  преимущественно
с подветренной стороны от других зданий и сооружений с учетом  розы
ветров преобладающего направления.
     358. Производственные  помещения  с  источниками   загрязнения
атмосферного воздуха и  источниками  возможных  аварийных  выбросов
вредных  веществ  запрещается   объединять   с   санитарно-бытовыми
помещениями.
     359. При наличии в здании двух или более эвакуационных выходов
разрешается предусматривать один из них через помещения, не имеющие
источников возможного выделения  в  атмосферу  вредных  веществ,  в
которых  размещено   инженерное   оборудование   для   обслуживания
указанных помещений и в  которых  исключено  постоянное  пребывание
людей, если расстояние от наиболее  удаленной  точки  помещения  до
эвакуационного выхода из него не превышает 25 м.
     360. Для зданий и помещений, не имеющих источников  возможного
выделения в атмосферу вредных веществ,  а  также  расположенных  на
территории промышленных площадок  наружных  установок,  не  имеющих
указанных    источников,    разрешается    предусматривать     один
эвакуационный выход.
     361. Запрещается прокладка заглубленных каналов и тоннелей (за
исключением подлежащих последующей засыпке) для размещения  кабелей
в помещениях и на территории наружных установок, имеющих  источники
возможного выделения  в  атмосферу  вредных  веществ  относительной
плотностью по  воздуху  более  0,8,  а  также  источники  возможных
проливов  горючих  жидкостей  и  жидкостей,  содержащих   сернистый
водород.
     362. Запрещается совместная прокладка в заглубленных  тоннелях
и каналах  трубопроводов  пара  и  горячей  воды  с  трубопроводами
горючих и токсичных веществ, включая трубопроводы  систем  сбора  и
утилизации жидкостей, содержащих сернистый водород.
     363. Запрещается устройство подвалов,  тоннелей  и  каналов  в
зданиях и на территории  наружных  установок,  в  которых  возможны
выделение  вредных  веществ  в  атмосферу  и  образование  проливов
токсичных жидкостей.
     364. Технологическое     оборудование     и      трубопроводы,
предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с агрессивными
и коррозионно-опасными веществами, должны быть оснащены приборами и
устройствами   для   контроля   за   коррозией    и    коррозионным
растрескиванием.  В   теплоизоляции   трубопроводов   должны   быть
предусмотрены    закрывающиеся    окна,    позволяющие    проводить
дефектоскопию. Места расположения и  количество  окон  определяются
проектной организацией.
     365. При  проектировании   технологического   оборудования   и
трубопроводов необходимо предусматривать наличие герметичных систем
ввода ингибиторов  коррозии  и  других  устройств  для  обеспечения
возможности реализации антикоррозионных мероприятий.
     366. Для  обвязки  скважины  и   аппаратуры,   а   также   для
газопроводов при низких и средних  давлениях  газа,  для  подземной
прокладки внутриплощадочных и внутрипромысловых трубопроводов выбор
вида и материала труб обосновывается проектной организацией.
     367. Проектные решения должны обеспечить отсутствие в полостях
оборудования   и   трубопроводов   тупиковых   и   застойных    зон
коррозионно-агрессивных  технологических  сред  и   зон   взаимного
контакта разнородных металлов и сплавов.
     368. При  проектировании   технологического   оборудования   и
трубопроводов  должна  быть  предусмотрена  герметичная,   закрытая
дренажная система для полного слива токсичных и взрывопожароопасных
жидкостей (включая емкости для их нейтрализации,  линии  подачи  на
установки термического обезвреживания либо до установки по  закачке
этих веществ в поглощающие скважины).
     369. В  проектной  документации   необходимо   предусматривать
хранение  токсичных   жидкостей   преимущественно   в   герметичных
подземных  емкостях  с   газодинамическим   режимом   эксплуатации.
Разрешается хранение указанных жидкостей в наземных  резервуарах  с
"азотным" дыханием, при этом  резервуары  должны  быть  оборудованы
сигнализатором    предельного    верхнего    уровня     заполнения,
сблокированным с  насосным  оборудованием,  и  системой  аварийного
слива избытка жидкости в дренажную систему.
     Хранение токсичных жидкостей  в  резервуарах  с  "атмосферным"
дыханием запрещается.
     370. Запрещается   подземная   прокладка    трубопроводов    с
токсичными  веществами,  за  исключением  участков  от  входных   и
выходных манифольдов до ограждения.
     371. Размещение инженерных сетей  с  токсичными  жидкостями  и
газами под зданиями и сооружениями запрещается.
     372. Наземные инженерные сети с токсичными жидкостями и газами
запрещается размещать в открытых лотках и траншеях на отметках ниже
планировочных   отметок   площадок,   в    каналах    и    тоннелях
полузаглубленного типа.
     373. Запрещается   размещение   надземных   сетей   транзитных
внутриплощадочных трубопроводов с токсичными жидкостями по стенам и
кровлям зданий независимо от степени их огнестойкости.
     374. Пересечение  трубопроводов  с  токсичными  жидкостями   и
газами с железнодорожными подъездными  путями  не  разрешается,  за
исключением   продуктопроводов   к    двусторонним    сливоналивным
железнодорожным эстакадам.
     375. Производственные   объекты   должны    быть    обеспечены
водоснабжением и канализацией.
     Запрещается  подключать  хозяйственно-питьевой  водопровод   к
производственному водопроводу.
     376. Производственные здания  и  территории  установок  должны
быть  оборудованы   промышленной   канализацией   и/или   системами
поверхностного стока для отвода промышленных  стоков,  грунтовых  и
ливневых вод.
     377. Во  избежание  загазованности  территории,  установки   и
распространения огня по  сети  промышленной  канализации  во  время
пожара на  ней  должны  быть  установлены  гидравлические  затворы,
расположенные в колодцах. Слой воды, образующий затвор, должен быть
высотой не менее 0,25 м.
     378. Системы     противоаварийной     защиты     взрывоопасных
технологических   процессов   должны   обеспечить    предупреждение
образования взрывоопасной среды в технологическом оборудовании  при
всех возможных режимах его работы,  а  также  безопасную  остановку
производства при возможных аварийных ситуациях.
     379. Для каждого взрывопожароопасного производства,  установки
проектной документацией должны быть определены взрывоопасные зоны и
их классы, категории и группы взрывоопасных смесей,  которые  могут
образоваться  при  всех  возможных  аварийных  ситуациях,  а  также
категории помещений по взрывопожароопасной и пожарной опасности.
     380. Оборудование,  средства  КИПиА,   устройства   освещения,
сигнализации  и  связи,  предназначенные   для   использования   во
взрывоопасных зонах, должны предусматриваться  во  взрывозащищенном
исполнении  и  иметь   уровень   защиты,   соответствующий   классу
взрывоопасной зоны, и вид взрывозащиты, соответствующий  категориям
и группам взрывоопасных смесей.
     Классификация   взрывоопасных   зон   помещений   и   открытых
пространств  производится  в  соответствии  с  требованиями   главы
VIII.II настоящих Правил.
     381. Проектные решения, включающие применение  инертных  газов
для вытеснения  горючих  паров  и  газов,  должны  регламентировать
способы и определять средства контроля за содержанием  кислорода  и
предотвращения   образования    его    опасных    концентраций    в
технологических средах.
     382. При проектировании ОПО должны приниматься меры по  защите
от статического электричества.
     383. Не     разрешается     использование     производственных
трубопроводов для снижения общего сопротивления заземлителей.
     384. Для защиты от  вторичных  проявлений  молний  и  разрядов
статического   электричества    вся    металлическая    аппаратура,
резервуары, газопроводы, продуктопроводы, сливоналивные устройства,
вентиляционные системы, расположенные как внутри помещений,  так  и
вне их, должны быть подсоединены к заземляющему контуру.
     385. Отдельно установленные технические устройства, аппараты и
резервуары   должны   иметь   самостоятельные    заземлители    или
присоединяться   к   общему   заземляющему   контуру.   Запрещается
последовательное  соединение  заземляющим  проводником   нескольких
аппаратов или резервуаров.
     386. Эстакады для трубопроводов через 200-300  м,  а  также  в
начале и в конце должны быть электрически соединены  с  проходящими
по ним трубопроводами и заземлены.

 XXVIII. Требования к строительству, консервации и ликвидации ОПО
                    обустройства месторождений

     387. Для обеспечения строительства опасного  производственного
объекта нефтегазодобывающего производства заказчик:
     осуществляет   строительный   контроль   в   целях    проверки
соответствия выполняемых работ проектной документации,  требованиям
технических   регламентов,   результатам   инженерных    изысканий,
требованиям градостроительного плана земельного участка;
     передает  подрядчику  в  производство  работ  утвержденную  им
проектную  документацию  на  электронном  и  бумажном  носителях  в
составе,   необходимом   для   выполнения   работ   подрядными    и
субподрядными организациями;
     проверяет  наличие  необходимых  разрешительных  документов  у
исполнителей работ, поставщиков технических устройств и материалов;
     в   случае   осуществления    строительства,    реконструкции,
капитального ремонта на основании  договора  строительный  контроль
проводится также застройщиком или заказчиком либо привлекаемым  ими
на основании договора физическим или юридическим лицом.  Застройщик
или  заказчик  по   своей   инициативе   может   привлекать   лицо,
осуществляющее  подготовку  проектной  документации,  для  проверки
соответствия выполняемых работ проектной документации.

      XXIX. Общие требования к эксплуатации ОПО, технических
         устройств, резервуаров, промысловых трубопроводов

     388. На каждый ОПО должен быть разработан и утвержден перечень
газоопасных мест и работ, который ежегодно должен  пересматриваться
и утверждаться вновь.
     389. Содержание  вредных  веществ  в  воздухе,  уровни   шума,
вибраций,  других  вредных  факторов  на  рабочих  местах  опасного
производственного  объекта  не   должны   превышать   установленных
пределов и норм.
     390. Аттестация  рабочих  мест  по   условиям   труда   должна
осуществляться в  соответствии  с  Порядком  проведения  аттестации
рабочих   мест   по   условиям   труда,    утвержденным    приказом
Минздравсоцразвития   России   от   26   апреля   2011 г.    N 342н
(зарегистрирован Минюстом России 9  июня  2011 г.,  регистрационный
N 20963), с изменениями, внесенными  приказом  Минтруда  России  от
12.12.2012  N 590н  (зарегистрирован  Минюстом  России  6   февраля
2013 г., регистрационный N 26881).
     391. В закрытых помещениях, где возможно  выделение  в  воздух
паров, газов и пыли, а также в  случаях  изменений  технологических
процессов необходимо  осуществлять  постоянный  контроль  воздушной
среды.
     Данные о состоянии воздушной  среды  должны  фиксироваться  на
рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно  с
передачей основных технологических параметров работы объекта.
     392. В организации из числа руководителей должен быть назначен
работник (работники), отвечающий в том числе и за  функционирование
системы управления промышленной безопасности.
     393. Технологическое  оборудование   и   трубопроводы   должны
удовлетворять  требованиям  безопасности,  прочности,  коррозионной
стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.
     394. Отдельный технологический объект  основного  производства
должен  иметь  пульт   управления   для   контроля   и   управления
технологическим процессом.
     395. Средства аварийной сигнализации,  контроля  возгораний  и
состояния воздушной среды, установленные в соответствии с проектной
документацией,  должны  находиться  в  исправном  состоянии,  а  их
работоспособность   проверяться   в   соответствии   с    заводской
инструкцией  по  эксплуатации  по   утвержденному   в   организации
плану-графику.
     396. На нагнетательной линии поршневого  насоса  до  запорного
устройства должны быть  установлены  обратный  и  предохранительный
клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса -  обратный
клапан.
     397. На  пульте  управления  насосной  станции  для  перекачки
горючих, легковоспламеняющихся  и  вредных  жидкостей  должны  быть
установлены приборы, позволяющие контролировать  давление,  расход,
температуру подшипников насосных установок  и  состояние  воздушной
среды в помещении.
     398. Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения
работ    на    скважинах,    должны    снабжаться    запорными    и
предохранительными  устройствами,  иметь  приборы,   контролирующие
основные параметры технологического процесса, выведенные  на  пульт
управления.
     399. Эксплуатация средств  измерения  и  систем  автоматизации
должна производиться в соответствии с инструкциями по  эксплуатации
и действующей нормативно-технической документацией.
     400. Ревизия  и  поверка  контрольно-измерительных   приборов,
средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих  систем
должны производиться по графикам, согласованным  с  территориальным
органом Госстандарта  или  юридическим  лицом,  аккредитованным  на
право поверки средств измерений, службой метрологии  организации  и
утвержденным техническим руководителем организации.
     401. Запрещаются        установка        и         пользование
контрольно-измерительными приборами:
     не имеющими клейма или свидетельства о поверке, с просроченным
клеймом или свидетельством о поверке;
     без свидетельств об аттестации  (для  контрольно-измерительных
приборов, подлежащих аттестации);
     отработавшими установленный срок эксплуатации;
     поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.
     402. Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы  предел
измерения рабочего давления находился во  второй  трети  шкалы.  На
циферблате  манометров  должна  быть  нанесена  красная  черта  или
укреплена на корпусе манометра  красная  пластинка,  прилегающая  к
стеклу манометра через деление шкалы, соответствующее  разрешенному
рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 3 м от
уровня площадки для наблюдения за ним,  должен  быть  диаметром  не
менее 160 мм.
     403. Воздух КИП, подаваемый в систему автоматики, должен  быть
предварительно очищен и осушен.
     404. Система сжатого воздуха должна иметь рабочий и  резервный
ресиверы. Каждый ресивер должен обеспечивать запас сжатого  воздуха
для работы  всех  контрольно-измерительных  приборов,  регулирующих
устройств и средств автоматики в течение не менее одного часа.
     405. Все контрольно-измерительные  приборы,  щиты  управления,
защитные  металлорукава   подводящих   кабельных   линий   подлежат
заземлению независимо от применяемого напряжения.
     406. Все контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи
с указанием измеряемых параметров.
     407. Все мероприятия по утеплению производственных  помещений,
аппаратуры, технических устройств, трубопроводов, арматуры и  КИПиА
должны быть выполнены до наступления отопительного сезона.
     408. Предприятия   должны   разрабатывать    мероприятия    по
подготовке ОПО к работе в зимний период. Мероприятия по  подготовке
к зиме должны обеспечивать нормальную  работу  ОПО  и  обеспечивать
возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.
     409. При  эксплуатации  установок,   резервуарных   парков   и
сливоналивных эстакад должны быть приняты  меры  по  предотвращению
замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.
     410. На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все
выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы  и
вентили утеплены.
     411. Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими
дренажными устройствами запрещается.
     412. Все водяные стояки, в том числе и пожарные,  должны  быть
утеплены.
     413. Калориферы  вентиляционных  систем   и   отопление   всех
помещений  должны  быть  своевременно  проверены  и  находиться   в
исправном состоянии.
     414. При эксплуатации установок по подготовке нефти с  высоким
содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны  предусматриваться
мероприятия по:
     ремонту тепловой изоляции трубопроводов;
     недопущению  снижения  температуры  нефти  в  трубопроводах  и
аппаратуре;
     постоянному обогреву трубопроводов;
     непрерывной перекачке нефти.
     415. По окончании перекачки трубопроводы  с  высоковязкой  или
парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки  маловязкого
незастывающего нефтепродукта.
     416. При замерзании влаги в трубопроводе должны  быть  приняты
меры по:
     наружному  осмотру  участка  трубопровода  для   того,   чтобы
убедиться, что трубопровод не поврежден;
     отключению трубопровода от общей системы.
     В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии
необходимо остановить установку и принять меры к разогреву  ледяной
пробки.
     417. Разогрев   ледяной   пробки   в    трубопроводе    должен
производиться паром или горячей водой начиная с конца замороженного
участка.  Запрещается  отогревание  замерзших  спусков   (дренажей)
трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке,  а  также  открытым
огнем.
     418. Запрещается пользоваться крюками, ломами  и  трубами  для
открытия   замерзших   задвижек,   вентилей   и   других   запорных
приспособлений.
     419. Из  отключенных  аппаратов,  емкостей,   водопроводов   и
паропроводов должны быть спущены  вода  и  конденсат,  а  дренажные
краны (задвижки) оставлены открытыми.
     420. Вся  специальная  техника  с  ДВС,  которая  осуществляет
работы  при   открытом   устье   скважины,   должна   оборудоваться
искрогасителями.

      XXX. Требования к проектированию и эксплуатации скважин

   Проектирование и эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

     421. Опрессовку  фонтанной  арматуры  в  собранном   виде   до
установки  на  устье  следует  производить  на  рабочее   давление,
предусмотренное паспортом, с выдержкой под внутренним давлением  30
минут, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки
эксплуатационной колонны.
     Результаты опрессовки оформляются  актом  комиссии,  в  состав
которой  включается  представитель  эксплуатирующей  организации  и
противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).
     422. Фонтанная        арматура        должна        оснащаться
заводом-изготовителем  дросселями  с  ручным,   а   по   требованию
заказчика -  с  дистанционным  управлением,  запорной  арматурой  с
дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность
замены манометров с использованием трехходового крана или вентиля с
разрядным устройством без снижения давления до атмосферного.
     423. При эксплуатации скважины с температурой на  устье  свыше
200°С  должна  применяться  соответствующая   фонтанная   арматура,
конструкция  и  термостойкость  которой  обеспечивают  безопасность
технологического процесса и обслуживающего персонала.
     424. Фонтанные скважины с дебитом 400  т/сут.  нефти  или  500
      3
тыс. м   / сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500
м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным  оборудованием
(пакер  и   клапан-отсекатель,   циркуляционный   клапан,   станция
управления).
     425. В   процессе   эксплуатации   скважины   внутрискважинный
клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в
соответствии   с   инструкцией    завода-изготовителя.    Установка
клапана-отсекателя  и   проверка   его   на   срабатывание   должны
оформляться актом эксплуатирующей организации.
     426. На кусте скважин  газопроводы  газлифта,  станки-качалки,
станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады
должны располагаться по одну сторону от оси куста  скважин.  Проезд
транспорта (кроме технологического)  на  территорию  куста  скважин
запрещается. Подземная прокладка кабельных  линий  КЭЦН  и  СКН  по
другую  сторону  от  оси  куста  скважин  должна  быть   обоснована
проектными решениями.
     427. Устройство  шахтных  колодцев  на  устье  скважин  должно
соответствовать  рабочему  проекту  на  бурение  скважин  с  учетом
конкретных   габаритов   колонных    головок,    противовыбросового
оборудования и условий данного региона в зависимости  от  категории
скважины.
     428. На выкидных линиях и манифольдах  скважин,  работающих  с
температурой рабочего тела 80°С и более,  необходимо  устанавливать
температурные компенсаторы.
     429. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся  и
сменных деталей фонтанной арматуры  под  давлением  запрещаются.  В
отдельных  случаях  при  аварийных  ситуациях  эти   работы   могут
производиться      персоналом      штатных      или      внештатных
аварийно-спасательных формирований.
     430. После монтажа манифольда  и  соединения  его  с  отводами
фонтанной арматуры и трубной  головки  производится  гидроиспытание
системы на рабочее давление.
     431. Станцию   управления   фонтанной   арматурой   газлифтной
скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35  м  от  устья  в
специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в
помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.
     432. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с
фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.
     433. Перевод  скважины  на  газлифтную   эксплуатацию   должен
осуществляться в соответствии с  планом,  утвержденным  техническим
руководителем организации.
     434. Перед  переводом  скважины  на  газлифтную   эксплуатацию
эксплуатационная     колонна,     устьевое      оборудование      и
насосно-компрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное
(пусковое) давление.
     435. Для  обвязки  скважины  должны  использоваться  бесшовные
стальные   трубы,   соединенные   сваркой.   Фланцевые   соединения
допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.
     436. При монтаже и эксплуатации  трубопроводов  обвязки  устья
скважины должны обеспечиваться следующие требования:
     трубопроводы  должны   плотно,   без   зазоров   и   перекосов
укладываться на подушки неподвижных опор, крепление  труб  хомутами
должно исключать возможность их перемещения;
     верхние плоскости опор должны быть выверены  по  уровню,  если
это требование предусмотрено документацией;
     опорные  поверхности  должны   прилегать   по   всей   площади
соприкосновения без перекосов;
     запрещается установка прокладок между трубой и  подушкой  опор
для обеспечения необходимого уклона трубопровода;
     при укладке трубопроводов сварные швы  необходимо  располагать
от края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм  и
не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.
     437. Газораспределительные трубопроводы после  монтажа  должны
быть продуты сжатым воздухом, опрессованы  жидкостью  на  давление,
превышающее на 25% максимальное рабочее.
     Газораспределительные   устройства   должны   иметь    системы
индивидуального  автоматического  замера  расхода  газа  с  выводом
системы управления на диспетчерский пункт,  свечи  для  продувки  и
устройства для подачи ингибитора.
     438. Устье  газлифтной  скважины   должно   быть   оборудовано
фонтанной арматурой с  манифольдом,  имеющим  продувочные  линии  с
выводом на свечу, удаленную не менее чем на  20  м.  На  манифольде
устанавливается обратный клапан.
     439. Подготовка  рабочего   агента   (газа)   при   газлифтной
эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров  до
точки росы минус 10°С для южных районов и минус 20°С для средних  и
северных широт.
     440. При ликвидации гидратных пробок  давление  в  газопроводе
следует  снизить  до  атмосферного,  а   подогрев   этих   участков
осуществлять   паром.   При   сохранении   пропускной   способности
разрешается  предварительная  подача   ингибитора   без   остановки
газопровода.
     441. В  процессе  работы  компрессорной   станции   газлифтной
системы необходимо проводить:
     ежесменный  осмотр  всех   внутриплощадочных   технологических
трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры
с  записью  результатов  в  соответствии   с   процедурами   работы
эксплуатирующей организации;
     контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки  газа,
освещения,  вентиляции  и  аварийной  сигнализации,   молниезащиты,
защиты от статического электричества, связи  и  телемеханизации  по
утвержденному графику.

     Проектирование и эксплуатация скважин штанговыми насосами

     442. Устье   скважины   оборудуется   запорной   арматурой   и
сальниковым устройством для герметизации штока.
     443. Обвязка устья скважины  должна  позволять  смену  набивки
сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер
устьевого давления, температуры при необходимости.
     444. В подвеске  устьевого  штока  канат  должен  выходить  за
нижнюю траверсу на длину,  не  допускающую  контакта  с  элементами
устьевой арматуры.
     445. До начала ремонтных работ, при  остановке  на  длительный
срок  или  перед  осмотром  оборудования  периодически   работающей
скважины  с  автоматическим,  дистанционным   или   ручным   пуском
электродвигатель должен  отключаться;  должны  быть  приняты  меры,
предотвращающие случайное  приведение  его  в  движение  вследствие
ошибочного   или   самопроизвольного    включения    коммутационных
аппаратов, контргруз  должен  быть  опущен  в  нижнее  положение  и
заблокирован  тормозным  устройством,   а   на   кнопке   пускового
устройства вывешен плакат "Не включать! Работают люди".
     446. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением
станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте  должна
быть надпись "Внимание! Пуск автоматический".
     447. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для
обслуживания электропривода  и  пускового  устройства  должны  быть
окрашены и иметь ограждения.
     448. Системы замера дебита, системы контроля пуска,  остановки
скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.
     449. Станок-качалка  должен   быть   установлен   так,   чтобы
исключалось соприкосновение движущихся  частей  с  фундаментом  или
грунтом.
     450. Для  обслуживания  тормоза  станка-качалки   устраивается
площадка с ограждением.
     451. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние
между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем  и
устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
     452. Кондуктор (промежуточная колонна) должен  быть  связан  с
рамой станка-качалки не  менее  чем  двумя  заземляющими  стальными
проводниками,   приваренными   в   разных   местах   к   кондуктору
(технической  колонне)  и  раме.  При   наличии   подрамника   рама
станка-качалки  и  подрамник  должны  быть  связаны   между   собой
стальными, не менее двух, круглыми проводниками диаметром не  менее
10 мм, приваренными в разных местах подрамника и рамы  при  условии
соединения подрамника и свайного поля на сварке.
     Сечение прямоугольного проводника   должно    быть   не  менее
     2
48 мм , толщина   стенок   угловой   стали - не менее 4 мм, диаметр
круглых заземлителей - 10 мм.
     Заземляющие  проводники,  соединяющие  раму  станка-качалки  с
кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в  землю
не менее чем на 0,5 м.
     В качестве заземляющих проводников  может  применяться  сталь:
круглая, полосовая, угловая или другого профиля.
     Применение  для  этих  целей  стального  каната   запрещается.
Соединения  заземляющих  проводников  должны  быть   доступны   для
осмотра.

       Проектирование и эксплуатация скважин центробежными,
       диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами

     453. Скважины,  эксплуатируемые  с  использованием   погружных
насосов,  могут  оборудоваться  забойными   клапанами-отсекателями,
позволяющими производить замену  внутрискважинного  оборудования  и
проведение технологических операций без глушения.
     При отсутствии  клапана-отсекателя  или  его  отказе  скважина
перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью,  не
содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные  свойства
призабойной зоны.
     454. Устье  скважины  оборудуется  фонтанной  арматурой   либо
специальным  устьевым  устройством,   обеспечивающим   герметизацию
трубного  и  затрубного  пространств,  возможность  их   сообщения,
проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий  трубного
и  затрубного  пространств  должна  позволять  проводить   разрядку
скважины,  подачу  газа,  технологических   жидкостей,   химических
реагентов  в  затрубное  пространство,  выполнение  технологических
операций, включая глушение скважины.
     Проходное отверстие для силового кабеля  в  устьевой  арматуре
должно иметь герметичное уплотнение.
     455. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления
или от ближайшей клеммной коробки к  устью  скважины  на  эстакаде.
Разрешается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. Силовой
кабель не должен касаться фонтанной арматуры  и  обвязки  скважины.
Заземление брони силового кабеля производится на кондуктор скважины
или на болтовое соединение нижнего фланца колонной головки.
     Кабели (в том числе бронированные),  расположенные  в  местах,
где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта,
механизмов и грузов, доступность для посторонних лиц), должны  быть
защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и  на  0,3  м  в
земле.
     456. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте  подъемного
агрегата при помощи цепи или на  специальной  канатной  подвеске  и
страховаться тросом диаметром не менее 8 мм.
     457. Кабель, пропущенный  через  ролик,  при  спуско-подъемных
операциях не должен касаться элементов  конструкции  грузоподъемных
механизмов и земли.
     458. При  свинчивании  и  развинчивании  труб  кабель  следует
отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не  был
помехой работающему персоналу.
     459. Скорость  спуска  (подъема)  погружного  оборудования   в
скважину не должна превышать 0,25  м/с  в  наклонно-направленных  и
горизонтальных скважинах с набором кривизны более 1,5 градуса на 10
м, скорость  спуска  не  должна  превышать  0,1  м/с  в  интервалах
искривления.
     460. Эксплуатационная колонна скважины,  в  которую  погружной
электронасос спускается впервые, а также при  смене  типа  и  (или)
габарита насоса должна быть проверена  шаблоном  в  соответствии  с
требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

       Проектирование и эксплуатация скважин гидропоршневыми
                       и струйными насосами

     461. Помещение технологического блока установки должно иметь:
     постоянную    принудительную    вентиляцию,     обеспечивающую
восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему  помещения
в течение часа;
     температуру в блоках не ниже 5°С, уровень шума не более 85 дБ,
скорость вибрации не более 2 мм/с.
     462. При использовании в качестве рабочей  жидкости  продукции
скважины установка должна быть оборудована системой автоматического
объемного газового пожаротушения.
     463. Перед   входом   в   помещение   технологического   блока
необходимо:
     проверить  загазованность  помещения   и   состояние   системы
вентиляции;
     включить освещение;
     переключить   систему   газового   пожаротушения   с    режима
автоматического пуска на ручной.
     464. При возникновении  в  блоке  пожара  необходимо  покинуть
помещение, закрыть все двери и включить  кнопкой,  расположенной  у
входной двери, систему автоматического пожаротушения.
     465. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть
прошаблонирована, при необходимости -  прорайбирована,  промыта  до
забоя и опрессована.
     466. Извлечение  гидропоршневого  насоса,  скребка  и  другого
оборудования  должно  производиться  с   применением   специального
лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.
     467. Монтаж и демонтаж лубрикатора  необходимо  производить  с
использованием  мачты   при   закрытой   центральной   задвижке   с
соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.
     468. Каждая  нагнетательная  линия  должна  быть   оборудована
манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.
     469. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными
показывающими манометрами, а  также  предохранительными  клапанами.
Отвод от предохранительного клапана  силового  насоса  должен  быть
соединен с приемом насоса.
     470. Исправность  системы   автоматики   и   предохранительных
устройств  проверяется  в  сроки,  установленные   инструкцией   по
эксплуатации.
     471. Силовая установка запускается  в  работу  после  проверки
исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на
линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового
насоса. Давление в напорной системе  создается  после  установления
нормального режима работы наземного оборудования.
     472. При остановке силового насоса давление  в  нагнетательном
трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.
     473. Система замера дебита скважин, показания  работы  силовых
насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.

                Эксплуатация нагнетательных скважин

     474. Оборудование   устья   нагнетательной   скважины   должно
соответствовать  рабочему  проекту   на   бурение   скважины,   при
разработке которого должны быть  учтены  состав,  физико-химические
свойства нагнетаемого  агента  и  максимальное  ожидаемое  давление
нагнетания.
     475. Нагнетательные скважины независимо  от  физико-химических
свойств  закачиваемого   агента   должны   оборудоваться   колонной
насосно-компрессорных    труб     и     пакерующим     устройством,
обеспечивающими  защиту  и  изоляцию  эксплуатационной  колонны  от
воздействия на нее закачиваемого агента.
     476. Для исключения замерзания  воды  в  арматуре  скважины  и
системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное
удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.

                       Исследование скважин

     477. Проектной   документацией   должны   быть   предусмотрены
площадки для размещения установок по исследованию скважин, а  также
решения по их электроснабжению и заземлению.
     478. Периодичность  и  объем   исследований   эксплуатационных
скважин устанавливаются на  основании  утвержденных  планов  работ,
разработанных в соответствии с проектной  документацией  разработки
данного месторождения.
     479. Спуск глубинных приборов и  инструментов,  спускаемых  на
канате, должен осуществляться только  при  установленном  на  устье
скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.
     480. Спуско-подъемные операции следует проводить с применением
лебедки,  обеспечивающей  вращение  барабана  с  канатом  в   любых
желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на  канат
(проволоку).  Разрешается  применение  подъемников  с  механическим
приводом при контролируемой нагрузке на канат.
     481. Перед  установкой  на  скважину  лубрикатор  подвергается
гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины.
После установки и  перед  каждой  операцией  лубрикатор  необходимо
проверить  на   герметичность   постепенным   повышением   давления
продукции скважины.
     482. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна
быть цельной, без скруток, а для работы  с  содержанием  сернистого
водорода более 6% - выполнена из  материала,  стойкого  к  коррозии
сернистого водорода.
     483. Исследование разведочных  и  эксплуатационных  скважин  в
случае   отсутствия   возможности   утилизации   жидкого   продукта
запрещается.

              XXXI. Повышение нефтегазоотдачи пластов
                   и производительности скважин

     484. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических  и
других  агентов  проводятся  в   соответствии   с   планом   работ,
утвержденным пользователем недр (заказчиком). В плане  должны  быть
указаны   порядок   подготовительных   работ,   схема    размещения
оборудования, технология проведения  процесса,  меры  безопасности,
ответственный руководитель работ.
     485. Перед  проведением  работ  по  повышению  нефтегазоотдачи
пластов должна проводиться опрессовка эксплуатационной  колонны  на
давление,   установленное   планом   работ.    Колонна    считается
герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки  снизилось
                        2
не более чем на 5 кгс/см    (0,5  МПа).  Присутствие  представителя
заказчика  на   опрессовке   обязательно.   Результаты   опрессовки
оформляются актом.
     486. В  случае   производства   работ   (гидроразрыв   пласта,
кислотные обработки, различные  заливки  и  так  далее),  требующих
давлений,  превышающих  давления   опрессовки   обсадной   колонны,
необходимо  устанавливать  на   устье   специальную   арматуру,   а
эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
     487. При закачке газа, пара, химических и  других  агентов  на
нагнетательной  линии  у  устья  скважины  должен  быть  установлен
обратный клапан.
     488. Нагнетательная система после  сборки  до  начала  закачки
должна  быть  опрессована  на  полуторократное  ожидаемое   рабочее
давление.
     489. При  гидравлических  испытаниях   нагнетательных   систем
обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной  зоны,
устанавливаемой планом работ. Ликвидация  утечек  под  давлением  в
системе запрещается.
     490. Перед началом технологического  процесса  на  скважине  с
применением  передвижных  агрегатов   руководитель   работ   обязан
убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.
     491. Перед началом работы по закачке газа, пара, химических  и
других  агентов  и  после  временной  остановки  в   зимнее   время
необходимо  убедиться  в  отсутствии   в   коммуникациях   насосных
установок и в нагнетательных линиях ледяных пробок.
     Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
     492. Обработка призабойной зоны  и  интенсификация  притока  в
скважинах  с  негерметичными  колоннами  и  заколонными  перетоками
запрещаются.
     493. На  период  тепловой  и  комплексной   обработки   вокруг
скважины  и  применяемого  оборудования  должна  быть   установлена
опасная зона радиусом не менее 50 м.
     494. Передвижные насосные установки необходимо располагать  на
расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние  между  ними
должно быть не менее 1 м. Другие  установки  для  выполнения  работ
(компрессор,  парогенераторная  установка)  должны  размещаться  на
расстоянии  не   менее   25   м   от   устья   скважины.   Агрегаты
устанавливаются кабинами от устья скважины.
     495. Технологические режимы  ведения  работ  и  конструктивное
исполнение  агрегатов  и  установок  должны  исключить  возможность
образования   взрывопожароопасных   смесей   внутри   аппаратов   и
трубопроводов.
     496. На  всех  объектах  (скважинах,  трубопроводах,  замерных
установках) образование взрывоопасных смесей запрещается, в  планах
проведения   работ   необходимо   предусматривать   систематический
контроль газовоздушной среды в процессе работы.
     497. Выкидная линия от  предохранительного  устройства  насоса
должна быть жестко закреплена и выведена  в  сбросную  емкость  для
сбора жидкости или на прием насоса.
     498. Вибрация  и   гидравлические   удары   в   нагнетательных
коммуникациях  не  должны  превышать  показатели,  установленные  в
планах работ.