Теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2014 жылғы 30 желтоқсандағы № 356 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2015 жылы 12 ақпанда № 10239 тіркелді.

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 94-14) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

Ескерту. Кіріспе жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

1. Қоса беріліп отырған Теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидалары бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің Индустриялық даму және өнеркәсіптік қауіпсіздік комитеті (А.Қ. Ержанов):

1) осы бұйрықтың заңнамамен белгіленген тәртіпте Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмелерін мерзімді баспа басылымдарында және "Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнының "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде ресми жариялауға жіберуді;

3) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің интернет-ресурсында және мемлекеттік органдардың интранет-порталында орналастыруды;

4) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің Заң департаментіне осы бұйрықтың 2-тармағының 1), 2) және 3) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау Қазақстан Республикасының Инвестициялар және даму вице-министрі А.П. Рауға жүктелсін.

4. Осы бұйрық оның алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Инвестициялар және даму
министрі	Ә. Исекешев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрі

________________ Е. Досаев

2015 жылғы 12 қаңтар

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Энергетика министрдің міндетің атқарушы

________________ Ұ. Қарабалин

2015 жылғы 8 қаңтар

Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2014 жылғы 30 желтоқсандағы № 356 бұйрығымен бекітілген

Теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті
өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті
қамтамасыз ету қағидалары
1-тарау. Жалпы ережелер

Ескерту. 1-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 21.12.2022 № 321 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1. Осы Теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 94-14) тармақшасына сәйкес әзірленді және теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті өндірістік объектілерінің өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету тәртібін айқындайды.

Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

2. Осы Қағидаларда мынадай терминдер мен анықтамалар қолданылады:

1) блок-модуль – коммуникациясы бар технологиялық және қосымша жабдық кешенін немесе тұрғын, қоғамдық, санитарлық-тұрмыстық үй-жайларды; тікұшақ алаңын қамтитын көлемді тасымалдауға болатын металл конструкциясы;

2) грифон - ұңғыманың құбырдан тыс кеңістігі бойынша үлкен қысыммен жылжитын флюидтің (жиі газдық) бетке кенеттен жарып шығуы;

3) жабық үй-жай - терезелері, есіктері, жабылатын люктері, қылталары болуы мүмкін, қалқамен, палубамен (төсеумен), сүйрегішпен толығымен шектелген үй-жай;

4) жарылыс қаупі бар аймақ - жарылыс қаупі бар қоспалары бар немесе пайда болуы мүмкін үй-жай немесе үй-жайдағы немесе сыртқы қондырғыдағы шектеулі кеңістік;

5) желілік қайтарғыш клапан - бір немесе бірнеше режимдік параметрлердің өзгеруі кезінде ұңғымалар мен құбырларының істен шыққан желілерінің қимасын автоматты жабуға арналған құрылғы;

6) қоғамдық үй-жайлар - асхана, дем алу, темекі шегу бөлімшелері және сол сияқты, осы үй-жайларға жанасып жататын дәліздер, вестибюльдер және тамбурлар;

7) көлбеу-бағытталған ұңғыма - кенжардың тігінен белгілі бір ауытқуы қарастырылатын ұңғыма, ал оқпан алдын ала берілген пішін бойынша жүргізіледі;

8) көп қабатты теңіз стационарлық тұғырнамасы - пайдалану ұңғымаларының және технологиялық жабдықтың сағасы төменгі қабатта, ал бұрғылау ұңғымасының және бұрғылау жабдығының сағасы, тұрғын, қызметтік және тазалық үй-жайларының блогы, тікұшақ алаңы жоғарғы қабатта орналасатын, ұңғымаларды бір мезгілде бұрғылауға және пайдалануға арналған жоғарғы құрылыстағы модульді орындауындағы блок тұғырнамасы;

9) манифольд – жоғары қысымға есептелген және белгілі бір сызба бойынша жалғасқан, және де қажетті бекіту, бұрғылау қолжеңдерімен және компенсаторлармен жабдықталған, бірнеше құбырларды білдіретін мұнай газ арматурасының элементі;

10) мұнай операциялары - мұнай барлау, өндіру, қажетті технологиялық және ілеспе объектілердің құрылысы мен пайдалану бойынша жұмыстар;

11) мұнай-газ құрылыстардың технологиялық және ілеспе объектілері - мұнай және газ өндіру және тасымалдау кезінде теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы техникалық құрылығылар, құбырлары, өндірістік ғимараттармен мен құрылыстар;

12) мұнара үсті порталы – теңіз мұнай-газ құрылыстарында бұрғылаудың жаңа орнына ауысуын қамтамасыз ететін механизммен жабдықталған, мұнаралы-шығырлы жабдығы бар құрылыс;

13) орталық өрт посты - өртті анықтау белгісінің станциясы және жарылыс қаупі бар аймақтарда газ бен мұнайдың болуы туралы дабыл белгісі шоғырланған, тәулік бойы вахтамен, теңіз мұнай-газ құрылыстарының инженерлік-технологиялық постысы үй-жайы немесе үй-жайының бөлігі;

14) өнімжолдары - технологиялық тұғырнамаға немесе жинаудың орталық жағалаулық пунктіне пайдалану ұңғымалары бұтасының өнімі тасымалданатын құбырлары;

15) персонал - теңіз мұнай-газ құрылыстарда жұмыс істейтін немесе қызметтік функцияларды атқаратын адамдар. Тікұшақпен тасымалдау кезінде персонал қызметтік жолаушылар ретінде ресімделеді;

16) рұқсат беру наряды - жұмыс істеп тұрған кәсіпорыннан шығатын өндірістік қауіптілігі бар және туындауы мүмкін кезде, жұмыс істеп тұрған кәсіпорынның аумағында құрылыс-монтаждау жұмыстарын жүргізу кезінде ресімделетін жұмыс жүргізу тапсырмасы;

17) сыртқы байланыс құралдары - радио толқын және байланыстың кабельдік желілерінің көмегімен ақпаратты беру және қабылдауға арналған құралдар. Сыртқы байланыс құралдарына: радио байланыстың негізгі, авариялық және пайдалану құралдары, радиорелелік және кабельдік байланыс жатады;

18) таратқыш құбырлары - ұңғыманы басу үшін сорғыларды пайдалану ұңғымаларының манифольдімен қосатын, бекіткіш құрылғылары бар құбырлары;

19) теңіз мұнай-газ құрылыстары - су үсті құрылысында мұнай мен газды бұрғылауға, өндіруге арналған бұрғылау, технологиялық және қосалқы жабдықтар, сондай-ақ әкімшілік тұрғын үй-жайлар мен тікұшақ алаңы орналасқан, максималды толқындау деңгейінен асатын құрылыс;

20) теңіз мұнай-газ құрылыстарының жоғарғы құрылысы - теңіз мұнай-газ құрылыстарының тіреу блогының негізіне бір немесе бірнеше қабатта орнатылғанконструкциялар, блок-модульдер және жабдықтар;

21) технологиялық жабдық - мұнай және мұнай газдары немесе тез тұтанатын сұйықтар бар бұрғылау ерітіндісі айналымда болатын жабдық;

22) технологиялық регламент - процесті жүргізу технологиясын немесе оның жекелеген сатыларын (операцияларды), өнім өндірісінің режимдері мен технологиясын, жұмыстың қауіпсіз шарттарын айқындайтын негізгі технологиялық құжат;

23) тұрғын үй-жайлар - персоналдың өмір сүруіне арналған үй-жайлар, осы үй-жайларға жанасып жататын дәліздер, вестибюльдер және тамбурлар;

24) ұңғымалар қатары - бұрғылау қондырғысының қабылдау көпіріне перпендикуляр, ұңғыманың екі және одан да көп сағасының тік сызық бойынша жүйелік орналасуы;

25) ұңғымаішілік қайтарғыш клапан - бір немесе бірнеше режимді параметрлердің өзгеруі кезінде бүркегіш ұңғымасының қаттық флюиді ағынының қимасын автоматты жабуға арналған құрылғы;

26) шығарылуға қарсы жабдық – мұнай және газ ұңғымаларын салу және жөндеу кезінде қауіпсіз жұмыс жүргізу, шығарындылар мен ашық атқыламалардың алдын алу мақсатында мұнай және газ ұңғымаларының сағасын тығындауға арналған жабдықтар кешені;

27) ішкі байланыс құралдары - постылар мен үй-жайларының өзара байланысына арналған құралдар. Ішкі байланыс құралдарына: телефонды, сымды, радио және дауыс зорайтқыш байланыс жатады;

28) эвакуациялау жолы - персоналды жұмыс орындарынан және тұрғын және қоғамдық орындардан жиын алаңына және құтқару құралдарына (қайықтар, капсулалар, тікұшақтар, жолы кемелер және сол сияқты) отырғызу үшін алаңға қауіпсіз ауыстыру.

2-тарау. Теңізде мұнай операцияларын жүргізуді жүзеге асыратын қауіпті өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету тәртібі

Ескерту. 2-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 21.12.2022 № 321 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1-параграф. Теңіз мұнай-газ құрылыстарын өнеркәсіптік
қауіпсіздікті қамтамасыз етуге қойылатын талаптары

3. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының конструкциялары тасымалдау, берілген нүктеде орнату және пайдалану процесінде оларға түсетін жүктемелерге орнықты болуы тиіс.

4. Барлық теңіз мұнай-газ құрылыстары үшін әзірленеді және ұйым басшысымен (қауіпті өндірістік объектінің иесімен) бектіледі:

1) жобалау құжаттамалары;

2) технологиялық регламенттер;

3) аварияны жою жоспары (бұдан әрі - АЖЖ).

Ескерту. 4-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 21.12.2022 № 321 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

5. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында операциялар жүргізу кезінде иесі ретінде ұйымның техникалық басшысы бекіткен Жұмысты ұйымдастыру жоспарында (бұдан әрі - ЖҰЖ) міндеттері және өкілдіктерін көрсете отырып, қауіпсіз жұмыс жүргізуге жауапты адамды тағайындайды.

6. Персонал және теңіз құрылысына келушілер кіріспе нұсқамадан өтеді, объектіде болған кездегі қауіпсіздік ережлері және авариялар туындаған кездегі әрекеттермен, журналға тіркеумен танысады.

7. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының персоналы тұрғын блоктан тыс болған жағдайда, өзімен жеке қорғаныс заттары (бұдан әрі – ЖҚЗ) болуы тиіс.

8. Жұмыс аймағында күкүртсутегінің шекті рұқсат етілген концентрациясына (бұдан әрі – ШРК) жеткен кезде ден қою және қорғаныс жарақтары мен ЖҚҚ пайдалану шаралары қабылданады.

9. Күкіртсутегінің ШРК асатын кезде газдалу жағдайларында жұмыс істейтін персонал ауаны мәжбүрлеп берумен шлангалы газқағарда немесе демалу аппараттарда жұмыс істеуі тиіс.

10. Газдану жағдайында жұмыс істейтін персонал баллондағы ауа қысымы бар персоналдың газдалған аймақтан кетуіне жеткілікті жұмыс ұзақтығына есептелген, өзін өзі құтқаратын демалу аппаратурасының жиынымен қамтамасыз етіледі.

11. Күкіртсутекті газдалу жағдайында ұзақ уақыт жұмыс істеу кезінде үнемі ауаны беруді қамтамасыз ету үшін ауа коллекторларының, шлангілердің және маскалардың жүйесі көзделеді.

12. Эвакуациялауге арналған қосымша кемелерде (теңіз кемелері, тікұшақтар) қауіпсіз ауа бере отырып, адамдарды орналастыру үшін бөлік болуы тиіс. Эвакуациялау кезінде палубада жұмыс істеуге мәжбүр персонал демалу аппараттарымен қамтамасыз етуі тиіс.

Өрттің (жарылыстың) пайда болу мүмкіндігімен байланысты авариялық жағдайлар кезінде, жоғарғы палубада суды беруді және қорғаныс су бүркеуінің қалыптасуын қамтамасыз ететін теңіз мұнай-газ құрылыстарында өрттік және құтқару кемелерінің кезекшілігі ұйымдастырылады.

Теңіз мұнай-газ құрылыстары кеменің желденген жағына келуді және адамдарды тиеу-түсіруді қамтамасыз етуге арналған тікұшақ алаңымен және айлақтық-отырғызу құрылғылармен жабдықталады. Судың құйылуы және қайтуы болған кезде айлақтық-отырғызу құрылғыларының биіктігі арқандап байлау және түсіруді қамтамасыз етуі тиіс.

13. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында анемометрлер, сиреналар, реанимациялық жабдық, құтқару арқандары және байланған қауіпсіздік белдіктерін қамтитын қосымша қорғаныс жабдығы орнатылуы тиіс.

14. Жеке құтқару құралдарының саны (құтқару күртешелері және гидрокостюмдер) объектіде (эвакуациялау кезінде ұйықтау үй-жайларында және жинау пунктерінде штаттық жиынтық бойынша) болатын барлық адамдарды бір уақытта құтқару үшін қажетті, екі есе норманы қамтамасыз етуі тиіс. Жеке құтқару құралдарында суға түскен кезде жандандырылатын, люменесцензияланатын сызықтармен және белгі шамдарымен қызғылт сары түсті болуы тиіс.

Тұрғын-үй жайда сақталатын, минималды жеке авариялық құтқару жиыны: гидрокостюм, құтқару күртешесін (жүзетін гидрокостюм), түтінге қарсы капюшон, отынға тұрақты қолғаптар және шамды қамтиды.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарын пайдалану кезінде суда ұжымдық құтқарудың құралдарының саны объектіде тұрақты болатын адамдардың штаттық санынан 50 пайыздан асуы тиіс.

Үй-жайдан тыс орналасатын, әрбір жұмысшының ЖҚҚ жиынтығына мыналар кіреді: каска (шлем), металл тұмсықтар мен ұшы бар қорғаныс аяқ киім, ұшқыннан қорғайтын комбинезон, қолғаптар немесе жеңдер, кемінде 10 мин қысылған ауамен өзін өзі құтқарғыштар (газдан құтқарғыштар), қорғаныс көзілдіріктер және құлақшындар.

Құтқару құралдары (арқандар, қайықтар, салдар, гидрокостюмдер және күртешелер) бекітілген кесте бойынша сыналады және тексеріледі. Қорғаныс құралдарын тексергеннен кейін мынадай сынақ мерзімі туралы белгі (мөр, қалып) жасалады.

15. Қызмет көрсетуші персоналдың вахтасының әрбір ауысуы кезінде теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұжымдық құтқару құралдарының дұрыстығы тексеріледі. Анықталған бұзушылықтар дереу жойылады.

16. Теңіз мұнай-газ құрылыстарына келген кезде бақылаушы адамның вахтасы ауысқан кезде әрбір ұжымдық құтқару құралдары бойынша аға қызметкерлер, журналда тиісті жазба жүргізу арқылы соңғыларын қабылдауды-тапсыруды жүзеге асырады.

Әрбір жұмысшы немесе келуші өзінің жинау пунктін және ұжымдық құтқару құралын білуі қажет.

Қозғалыс және қауіпті учаскелердің схемасы көрінетін жерге ілінеді.

17. Барлық авариялық жағдайларда АЖЖ сәйкес хабарландырулар жүргізіледі.

Жұмыс орындарында барлық байланыс құралдары жанында авария мен өрт туралы дабыл беру, денсаулық пункті, диспетчерлік пункті қызметкерлерін және басқаларды шақыру тәртібі көрсетіле отырып, белгілер ілінеді.

18. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының барлық қызметтері байланыс құралдарымен жабдықталады, мынаны қамтамасыз етеді:

1) теңіз қозғалмалы кемесі үшін бөлінген жиілік өрісінде теңіз кемелерімен (соның ішінде өрттік) радио байланыс;

2) кәсіпшілік және бұрғылау жұмыстарының басшысымен, жергілікті өрт қызметімен, жағалаудағы базамен байланыс (радио осы мақсаттар үшін бөлінген жиілік өрісінде; радиореле немесе сымды);

3) авиациялық қызмет үшін бөлінген жиілік өрісінде қызмет көрсету тікұшақтарымен радио байланыс;

4) тұғырнама қызметтерінің өзара телефон (радио) байланысы;

5) орталық басқару орнынан тұрғын, қоғамдық және өндірістік үй-жайларға хабар беру байланысы;

6) тікұшақ алаңы, тұрғын үй-жайлар және аэропост арасындағы екі жақты хабар беру байланысы.

19. Персонал үнемі болатын теңіз мұнай-газ құрылыстарында және қосымша жағалау қызметтерінде теңіз және әуе авариялық байланыстың тұрақты жұмыс істейтін арналарына мониторинг тәулік бойы жүзеге асырылады.

20. Теңіз операцияларын қалыпты ұстау үшін қолданылатын, теңіз және әуе кемелері радиомаяктардан тиісті дабыл қабылдағыштармен жабдықталады.

21. Барлық байланыс құралдарын қамтамасыз ету үшін тұғырнаманы қоректендірудің негізгі және авариялық көздерінен электр энергиясын беру көзделеді.

Байланыс құралдарын қоректендірудің негізгі және авариялық көздерін ажыратқан кезде резервті аккумуляторлардан қоректендіру көзделеді.

22. Радио жабдық үй-жайларда теңіз мұнай-газ құрылыстары тұрғын блогының жоғарғы үй-жайларына орнатылады.

23. Радиорубкада байланыс құралдарына қатысы жоқ жабдықты орналастыруға жол берілмейді.

24. Командалық байланыс құрылғыларының дауыс зорайтқыштар барлық тұрғын, қоғамдық және өндірістік үй-жайларда, ашық жұмыс алаңдарында орнатылады. Бұл ретте командалық байланыс құрылғысы толық тиелген және шекті күшейтілген кезде қызметтік нұсқамаларды микрофонды постардан орындаудың минималды қатты деңгейі осы орындардағы шу деңгейінен 20 децибелге дейін берілуді қамтамасыз етеді.

25. Байланыс сымдары және антеналық-фидерлі құрылғы механикалық зақымданулардан қорғалуы тиіс. Жарылыс қаупі бар аймақтарда антеналық құрылғыларды орнатуға жол берілмейді.

26. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының жоғарғы қабаттарында түнде немесе қолайсыз метеорологиялық жағдайларда (қар, мұз) жұмыс істеуге жол берілмейді.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарында метеожинақтар мен дауылдық ескертулердің тәулік бойы қабылдауын, жедел және шұғыл ақпаратты беруді қамтамасыз етеді.

Осы мақсатта теңіз мұнай-газ құрылыстары пайдаланатын ұйым мынадай гидрометеорологиялық ақпаратпен қамтамасыз етеді:

1) тәуліктік толқын және ауа райы болжамы;

2) жартылай тәуліктік толқын және ауа райы болжамы;

3) келесі екі күнге толқын және ауа райы болжамы;

4) табиғаттың қауіпті көріністері туралы ескерту.

Ақпаратты беру уақыты теңіз мұнай-газ құрылыстары пайдаланатын ұйымның және гидрометеорологиялық қызмет басқармасының келісілген шешімімен белгіленеді.

Гидрометеорологиялық ақпарат вахталық радиооператормен "Ауа райы болжамы журналында" тіркеледі.

27. Теңіз мұнай-газ құрылыстары жобасының көрсеткіштеріне және техникалық шешіміне сәйкес аварияларды жою және қауіпсіз жерге эвакуациялау кезінде адамдарды өрттен, жоғары температурадан, түтіннен, иісті газдан, жарылыстан, қорғау үшін қауіпсіз жертөле жабдықталады.

Уақытша баспанаға эвакуациялау жолдары төтенше жағдайдың барлық кезеңінде қол жетімділікті қамтамасыз етумен, өрт пен жоғарғы температурадан қорғаныспен қамтамасыз етіледі.

28. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында жұмыс алаңдары және үй-жайларда кемінде екі эвакуациялау шығатын жер (негізгі және авариялық) болуы тиіс.

Эвакуациялау жолдарындағы есіктерде ілмектер бар және эвакуациялау барысында қозғалыс бағытына ашылады.

Қайықтық (отырғызатын) алаңға әкелетін траптың ені 1,2 метр кем емес. Отырғызу (қайықтық) алаңның конструкциясы персоналды алаңның екі жағынан ұжымдық құтқару құралдарына отырғызуды қамтамасыз етуі тиіс.

29. Эвакуациялау жолдар, суға түсетін құрылғыларды қоса алғанда, ұжымдық құтқару құралдарын орналастыру орындары, түсіру орнындағы теңіз беткейіне қараңғы уақытта жұмыс және авариялық жарық беру көзделеді.

30. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 21.12.2022 № 321 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

31. Жұмыстарды бастау алдында мыналар тексеріледі:

1) жауапты басшыны тағайындау туралы шешім;

2) персоналды үйрету және жұмысқа рұқсат беру;

3) техникалық құрылғыларға паспорттар;

4) жабдықтың және құбырларының сынау актілері.

32. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 21.12.2022 № 321 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

2-параграф. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында объектілерді салу
кезінде өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз етуге қойылатын
талаптар

33. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында объектілерді салуды бастау алдында жобалық құжаттамалар әзірленеді.

Құрылыс объектілерін салу немесе реконструкциялау объектілерін жобалау алдында инженерлік іздестірулер (инженерлік-гидрографикалық, геодезиялық, геологиялық, гидрометеорологиялық) жүргізіледі. Орындаушы іздестіру кезінде алынған материалдар мен мәліметтердің толықтығын қамтамасыз етеді.

Теңізде кен орындарын жайластыру жобасын әзірлеу кезінде технологиялық жабдығын жинақтау нұсқасы, мұнай мен газды дайындау технологиялық операциялары және теңіз мұнай-газ құрылыстарында орналасқан өндірістік, тұрғын, қоғамдық және қосалқы үй-жайларда орналастыру айқындалады.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарының жұмыс орындарында өндірістік үй-жайларда мұнай және газ құбырларының ұзындығы мен диаметрін көрсете отырып, бұрғылау және пайдалану жабдығының құбырларының және тірегіш құрылғылардың орналасқан орындарының схемасы ілінеді.

Жабдықтың құбырлары мен тірегіш құрылғыларының орналасуындағы барлық өзгерістер мен толықтырулар бір тәулік ішінде технологиялық схемаларға енгізіледі.

Жарылыс, өрт немесе газдалу кезінде персоналды қорғау үшін уақытша баспана көзделеді. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында уақытша паналау үй-жайы эвакуациялау үшін қажетті уақытқа жарылыстың әсерінен, түтін мен газдың кіруінен, тұтану мен өрттің таралуынан қорғалады.

Барлық конструкциялар және үй-жайлардың сыртқы қабырғалары болаттан жасалады.

34. Тұрғын үй-жайлар неғұрлым қауіпті жұмыс учаскелерінен, ұңғыма сағаларынан, бұрғылау ерітінділерін өңдеу жүйесінен, қозғалтқыштардан, сорғылардан, мұнай және жанар-жағармай материалдары бар ыдыстардан алыстатылады.

Тұрғын үй-жайлар және уақытша паналар мұнай мен газды дайындау және тасымалдау қондырғысынан, қысымен жұмыс істейтін мұнай кәсіпшілік жабдығынан (сепараторлар, жылу алмастырғыштар, компрессорлар, өнім жолдарынан) шекті мүмкін болатын қауіпсіз қашықтықта орнатылады. Тұрғын үй-жайлардан негізгі авариялық шығу қондырғыднан қарама-қарсы жақта орналасады.

35. Персоналдың үнемі болуын талап ететін, теңіз объектілерінде алғашқы көмек көрсету бойынша медициналық үй-жайлар және персоналдың санына тиісті оқшаулау үй-жайлары көзделеді.

36. Медициналық пункт тікұшақ алаңына және/немесе су көлігімен эвакуациялау орнына жақын орналасады және жәбірленушіні немесе ауырған адамды қауіпсіз тасымалдау үшін зембілдермен және құралдармен жабдықталады.

37. Үй-жайларда кірме-тартқыш желдеткіш көзделген. Лақтыру және ауа жинау шахталарының өзара орналасуы өңделген ауаны соруды болдырмауы тиіс.

38. Ауаны жинау құрылғылары жарылыс қаупі бар аймақтан тыс орналасады және жарылыс қаупі бар заттардың шекті рұқсат етілген шоғырлануы 20 пайызға жеткен жағдайда, желдету жүйесін автоматты қосу құрылғысымен жабдықталады.

39. Жарылыс қаупі бар газдар немесе булардың кенеттен қарқынды бөлінуі мүмкін өндірістік үй-жайларда авариялық желдету көзделеді. Авариялық сорудың желдеткіштерін іске қосу газ талдағыштарының датчиктердің дабылынан автоматты болуы тиіс.

40. Жарылыс қаупі бар үй-жайларда орнатылатын желдеткіш агрегаттары жарылыстан қорғалып орындалған.

41. Бірнеше жарылыс қаупі бар үй-жайларды жалпы ауа өткізгіштермен біріктіруге жол берілмейді. Желдету жүйелері өрт тежегіштермен жабдықталады.

42. Газдану қаупі бар жарылыс концентрациясына дейінгі жоғары тәуекелі кезінде жарықтандыру жарылысқа қауіпсіз түрде қолданылады. Жарылыс қаупі бар газ концентрациясын (күкіртсутек, күкірттің қостотқы, азоттың диоксиды, көміртектің оксиды, бензол, толуол және ксилол) бақылайтын дабылдағыш көзделеді.

43. Мұнай өнімдерінің, химиялық реагенттерінің төгілуі мүмкін өндірістік үй-жайларда сырғанауын алдын алатын және шықпалары жоқ алмалы-салмалы төсемдер көзделеді.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарының төсем конструкциясы ағынды суларды жинау блогының жағына еңіс ағынды суларын жинау үшін кәріз су жүйесін көздейді.

44. Порталдың мұнара үсті төсемі ағындарды бұру және өнеркәсіптік ағындардың блогымен дайындалады.

Жұмыс алаңының төсемінде роторда шлангасына арналған тесігі бар шешілетін клапан көзделеді.

Бұрғылау және пайдалану ұңғымаларының оқпандарының, шыңырау құбырларының және алаң төсемімен бұрғылау құбырларын ауырлатуға арналған кассеталардың тұмшалап жанасу жалғамаларымен қамтамасыз етіледі.

45. Ағатын сұйықтарды жинауға теңіз мұнай-газ құрылыстары әрбір қабаттарында төсем көзделеді. Төсемде тұғырнаманың барлық өлшемі бойынша, биіктігі 150 миллиметр болатын жиектеуі бар.

Порталдың мұнара үсті төсемі ағаштан жасалады және ағындарды бұру және өнеркәсіп ағындарының блогы бар.

46. Өндірістік үй-жайларда орналасқан және қызатын барлық жабдықтар, құбырлар және арматура конвективті және сәулелі жылу бөлуді шектейтін немесе алдын алатын құрылғылармен қамтамасыз етіледі (жылу оқшаулау, экрандау, жылуды беру).

Температурасы 70 градус Цельсийден жоғары ыстық металл беттері жылуды оқшаулағыш материалдармен қоршалады немесе жабылады.

47. Еден деңгейінен 1 метрден жоғары көтерілген жұмыс алаңдары басқыштармен жабдықталады, сүйеніштермен қоршалады. Басқыштардың (жолдардың) ені 650 миллиметрден кем емес. Траптың (басқыш) еңіс бұрышы 60 градустан астам емес.

48. Көп қабатты теңіз мұнай-газ құрылыстары конструкциясы пайдалану ұңғымаларының сағаларының және пайдалану кешенінің жабдығының төменгі қабатта, ал бұрғылау ұңғымаларының сағаларының тұғырнаманың төменгі қабаттарда орналасуын қамтамасыз етеді.

49. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында және жүзгіш бұрғылау қондырғыларында (бұдан әрі – ЖБҚ) әрбір қабаттың периметрі бойынша еденнен биіктігі 1,2 метрден кем емес сенімді қоршау орнатылады.

50. Көп қабатты теңіз мұнай-газ құрылыстарында қонструкциясы ұңғыманы бұрғылау мен бір мезілде пайдалану үшін жоғарғы конструкциясы және ЖБҚ тұғырнаманың блок-модулінде өндіріп жатқан ұңғының сағасын төменгі қабатта және бүрғыланып жатқан ұңғыларды лақтыруға қарсы жабдық пен сағасының төменгі қабатында орналасуын қамтамасыз етуі тиіс.

51. Авариялық дизель-генератор жеке тұрған үй-жайда тұрғын блоктың модулінің құрамында немесе жанында жоғарғы қабатта орнатылады және өртке қарсы үй-жайлардан өртке қарсы қабырғалармен және бөгеттермен бөлінеді.

52. Пайдалану жабдығын блок-модульді орындау кезінде отынды, майды сақтау қоймаларына 30 күндік қордан астам емес блок-модульдердің сыртқы жағынан үй-жайларында периметрі бойынша орналасады. Метанол сақтау үшін ыдыс теңіз мұнай-газ құрылыстарының төменгі қабатында орналасады, тікұшақтарды қосымша құю станцияларына арналған отынды сақтау қоймасы тікұшақ айлағының астында тұғырнама шетінен төменгі қабатта орналасады.

Тұтану температурасы 60 градус Цельсий және одан жоғары отынды сақтау қ үшін ыдыс энергетикалық блок-модуль астында, ұнғыма сағасын қоса алғанда, тұрғын блоктан, ашық және жабық технологиялық жабдықтан 10 метрден кем емес қашықтықта орналасады.

Жанатын сұйықтар бар отынды және матенолды ыдыстар қалыңдығы 40-50 миллиметр термиялық оқшаулау қабатымен жабылады.

Кемелерінен отын мен метанолды қабылдау құбырлары тұғырнаманың айлақтағы алаңдарға шығарылған; құбырларының қабылдауы тұрғын блоктан 10 метрден кем емес қашықтықта орналасады.

Отынды құбырлар жарылыс қаупі бар үй-жайлардан тыс орналасады. Отын құбырларын жұмыс алаңдарында немесе олардың зақымдануы мүмкін өзге жерлерде төселуге жол берілмейді.

53. Теңіз мұнай-газ құрылыстары металл конструкциялары және блок - модульдері оларды кранды-монтаждау кемесінің (бұдан әрі - КМК) немесе тіркелетін жүзу құралының палубасына бекіту үшін құрылғылармен жабдықталады.

54. Әрбір блок-модульдің құрамында технологиялық құбырлары және тез алмалы-салмалы құрамалары бар коммуникациялар көзделеді.

55. Жеке блок-модульдердің түйісу орындары теңіздің, бұрғыланған жыныстың шашылатын материалдарымен, мұнаймен және мұнай өнімдерімен ластануын болдырмауы тиіс.

56. Теңіз мұнай-газ құрылыстары блок-модульдерінің конструкциясы теңіз мұнай-газ құрылыстары орнатылған жүк көтергіш құралдарының көмегімен технологиялық жабдықты ауыстыруға мүмкіндік береді.

57. Теңіз мұнай-газ құрылыстары металл конструкцияларын және блок-модульдарын КМК палубасына немесе тіркелетін жүзу құралына бекіту үшін құрылғы болуы тиіс. Блок-модульдерде тез алмалы-салмалы жалғамалары бар құбырлары қолданылады.

Жеке блок-модульдердің түйісу орындары тұмшаланған және ЖБҚ пайдалану кезінде теңіздің, бұрғыланған жыныстың шашылатын материалдармен, мұнаймен және мұнай өнімдерімен ластануын болдырмауы тиіс.

Блок-модульдердің конструкциясы жүк асып қоятын арқан үшін оларды блок-модулінде монтаждалған жабдықтармен және коммуникациялармен тарту кезінде жүк асып қоятын арқандармен жанасу мүмкіндігін болдырмайтын құрылғымен қамтамасыз етіледі.

58. Пайдалану бағандары кемелердің айлақтау аймағынан тыс теңіз мұнай-газ құрылыстары шетінен орналасады. Бағандарды тұрғын блоктан 15 метрден кем қашықтықта орналастыруға және бағанды тұғырнамаға енгізуге жол берілмейді. Бағандар арасындағы қашықтық 500 миллиметрден кем емес.

Тұғырнамада пайдалану бағанын орналастыру, оларды монтаждау, бекіту және қорғау қауіпсіздікті қамтамасыз етеді.

Теңіз мұнай-газ құрылыстары конструкциясына пайдалану бағандарын бекітумен байланысты жұмыстар құтқару күртешелерінде люлькалардан, алаңдардан және өзгелерден жүргізіледі.

59. ЖБҚ түрлі бағыттағы желдің болуы кезінде кемелерге адамдарды отырғызу және түсіру мүмкіндігі ескеріле отырып, кемінде төрт отырғызу алаңдары, сондай-ақ отырғызу және жағалаудағы алаңдардың ауқымдылығынан шығатын консольды алаңдары бар.

Шабатын палдардың конструкциясы қызмет көрсетуші кемелерді арқандап байлау кезінде пайда болатын соққыларды әлсірететін, амортизациялау құрылғыларына ие.

60. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының су үсті элементтері қауіпсіз қарау және қызмет көрсету үшін қамтамасыз етілуі тиіс.

Еден деңгейінен 1 метрден жоғары көтерілген жұмыс алаңдары басқыштармен жабдықталады, сүйеніштермен қоршалады.

61. Құрылыс нүктесінде ЖБҚ тірек блоктарын орнату бойынша жұмыстар күндізгі уақытта жүргізіледі.

Тіреу блогы жүзуде тасымалданатын көлденең жағдайдан тік жағдайға қызмет көрсету кемелерін қауіпсіз қашықтыққа әкеткеннен кейін ауыстырылады.

Блок аяғының секциясында балласт қабылдауды басқару КМК беткейінен қашықтықтан басқарумен қамтамасыз етіледі.

62. ЖБҚ тіреу блоктарының жоғарғы бөліктері бір-біріне қатысты бір көлденең жазықтықта орнатылады. Тірегіш блогының конструкциясы тік жағдайға келтіру (оларды қалқымада тасымалдау кезінде) және берілген нүктеде топыраққа орнату мақсатында төменгі секциялардың ішкі көлемін сумен толтыру үшін құрылғымен жабдықталады.

63. Тіреу блогының арқанын шешу оны құрылыс нүктесінде орнатқаннан және оның жоғарғы бөлігінің көлденеңдігін қамтамасыз еткеннен кейін жүргізіледі.

64. Қосалқы понтондарды бөлшектеу және блоктың жоғарғы панелінің элементтерін бойлай су асты бөлігінің көтергіш конструкциясын құрастыру үшін биіктігі 1 метр бір жақты сүйеніш қоршаумен монтаждау тәсілдері көзделеді.

Теңіз мұнай-газ құрылыстары тірегіш блогының конструкциясында металл конструкциясын оны суға түсіргеннен кейін тік жағдайға келтіру үшін жоғарғы жағында қосымша қалқыманы бекіту орындары, және тік жағдайға келтіру (оларды қалқымада тасымалдау кезінде) берілген нүктеде топыраққа орнату мақсатында төменгі секциялардың ішкі көлемін сумен толтыру үшін құрылғылары болуы тиіс.

65. Тіреу блогын бекіту өздігінен соғылатын жабдықпен жабдықталған, КМК жүзеге асырылады.

66. Тіреу блоктарын нүктеде орналастырғаннан кейін, металл конструкцияларының мүмкін болатын ақауларын анықтау бойынша жер асты тексеру жүргізіледі.

67. Мұнара конструкциясы оны порталға (тастұғырға) бекітілу сенімділігін және тартусыз пайдалануын қамтамасыз етеді.

Мұнара ішінде бұрғылау сорғыларының манифольдының екі тірегі орнатылады.

Бұрғылау қондырғысы автоматты түсіру және көтеру кешенімен жабдықталады.

Мұнара қылтимасы жұмысшыны дереу шығару үшін құрылғымен және байланыс құрылғысымен жабдықталады.

68. Мұнара асты порталдың биіктігі шығарындыға қарсы жабдыққа қызмет көрсету және пайдалану бойынша жұмыстар қауіпсіздігі мен ыңғайлылығын қамтамасыз етеді.

Мұнара асты портал айналма жүйесінің жабдығына, қабылдау көпіріне және авариялық шығуларға өтпелі алаңдармен және жолдармен жабдықталады.

Ерітінді өткізгіштерді құрастыру, бөлшектеу және жөндеу үшін мұнара асты портал сүйеніш қоршаулары бар жолаушылар жолымен жабдықталады.

69. Мұнара асты портал шығарындыға қарсы жабдықты ауыстыру және монтаждау үшін жүк көтергіш құрылғылармен жабдықталуы тиіс.

70. Зәкір арқанының қарсы салмағы, машина кілттерінің бақылау жүктері, жетекші құбыр мен ауырлатылған бұрғылау құбырларды үшін шыңырау бағыттары порталда (тастұғырда) жұмыстар жүргізуге кедергі келтірмейтіндей етіп орналастырылуы тиіс. Қарсы салмағы және бақылау жүктері қорғау қоршауымен жабдықталуы тиіс.

71. Ұңғыма бұтасын көп қабатты бұрғылау кезінде мұнара асты портал құрылысында оның бойлай және көлденең бағытталуын қамтамасыз ететін құрылғылар көзделеді.

72. Мұнара асты порталдың бағыттаушы ауысулары ұшында тіректермен және түбі ажыратқыштармен жабдықталады.

73. Бойлай және көлденең бағытта мұнара асты порталдың ауысуымен гидробасқару жүйесі екі бағытта да порталдың ауысуының бір мезетте қосылу мүмкіндігін болдырмайтын бұғатты болуы тиіс.

74. Мұнара асты порталдың ауысуын басқару тетіктерінің орналасуы оларға қызмет көрсету ыңғайлылығын және ауысу процесін қарауды қамтамасыз етуі тиіс.

3-параграф. Бұрғылау кезінде өнеркәсіптік қауіпсіздікті
қамтамасыз етуге қойылатын талаптар

75. ЖБК-ні жаңа нүктеге өткізуге дайындау кезінде мыналар көзделуі тиіс:

1) ЖБК-ні нүктеден шығару және бұрғылау нүктесіне орнату жоспары;

2) отынның, судың қорын, азық-түлік пен қажетті материалдардың шығыс қорын қабылдау;

3) гидрометеорологиялық қызмет көрсетуге өтінім;

4) мұзжарғыштық сүйемелдеуге өтінім;

5) кемежайға кіруге өтінім;

6) өту жол бағытын қарау, карталардың, лоцияның және навигациялық құралдардың жиынтығының болуы;

7) кеме жабдығының, құрылғылар мен ЖБК жүйесінің болуын, дайындығы мен дұрыстығын тексеру;

8) бұрғылау және технологиялық жабдықтың, құрал-саймандардың, құрылғылардың және материалдардың дайындығы мен дұрыстығын тексеру.

76. Компенсаторы бар тальды блокты төменгі жағдайға келтіру және бекіту кеменің шайқалуы кезінде ауысуын болдырмау үшін білікті йенің элементтерін және құбырды беру үшін құрылғыларды бекіту, жабдықтың ығысуының алдын алу шаралары қабылдау қажет.

77. ЖБК бұрғылау нүктесіне жеткізу жоспары мынаны қамтиды:

1) бұрғылау нүктесінің координаты;

2) қою аймағындағы гидрометеорологиялық жағдайлар;

3) инженерлік-геологиялық жағдайлар, теңіз түбінің жағдайы, бұрғылау кемесінде үшін қауіп туғызатын сымдардың, құбырлардың және объектілердің болмауы.

78. ЖБК-ге мынадай деректер тұрақты тіркеледі және бақыланады:

1) теңіз тереңдігі;

2) желдің жылдамдығы мен бағыты;

3) беткейлі, кильді және тік шайқалыстың өлшемі;

4) ақтару (тік білікті айнала айналу);

5) көлденең ығысу;

6) кеменің шөгуі;

7) теңіз бағанының еңіс бұрышы;

8) толқын биіктігі;

9) ағыс жылдамдығы.

79. Жеке технологиялық операцияларды орындауға және бұрғылау жабдығын пайдалануға шектеулерді қолдануға, ауа райы жағдайлары бойынша бұрғылауды тоқтату және теңіз бағанын ажырату туралы нұсқаулар ЖБК-да қауіпсіз жұмыс жүргізуге рұқсат жауапты адаммен беріледі.

80. Теңіз бен желдің толқыны күшейген кезде, технологиялық регламентте белгіленген шектен тыс шығатын бұрғылау нүктесінен кеменің ауысуы кезінде, ауытқыған мұзды алаңдар пайда болған жағдайда, бұрғылау тоқтатылады және бұрғылау құрал-сайманын ұңғымаға қайта енгізуді немесе ЖБК нүктеге қайтаруды қамтамасыз ететін, шараларды орындай отырып, ЖБК кету үшін сағадан теңіз бағанын ажырату жүргізіледі және бұрғылау тоқтатылады.

81. Бұрғылау кезінде қабатты қысымдарды болжау және анықтау бойынша жұмыстар жүргізіледі.

82. Газ мұнай су көрінулерінің (бұдан әрі – ГМСК) алғашқы белгілері кезінде ұңғыма сағасы қымталады және ұңғыманы бітеу бойынша шаралар қабылданады.

ЖБК-да жұмысты қауіпсіз жүргізуге жауапты адам болған оқиға туралы бұрғылау ұйымының басшысына хабарлайды.

83. Кемеде барақ грифондар түзгіштері бар авариялардың қалыптасу мүмкіндігіне бақылау ұйымдастырылады. ЖБК орналасу ауданында барақ грифондардың пайда болуы және ЖБК үшін қауіп туындаған жағдайда, бұрғылау қондырғысының басшысы бұрғылау кемесінің бұрғылау нүктесінен кетуі үшін шаралар қабылдайды.

Сағадан ажырату және ұңғыманы тұмшалау бойынша жұмыстарды қауіпсіз жүргізу үшін жауапты адамның басшылығымен жүргізіледі.

84. Ұңғымамен қалыптан тыс жоғары қабатты қысыммен қабаттар немесе тиімді деңгей жиектер ашылған жағдайға ұңғыманың су асты сағасынан кету қажет болған жағдайда, ұңғыма сағасын тұмшалауды бұрғылау құрал-сайманы соңғы отырғызу бағананың кебісінде болған жағдайда жүргізеді.

85. Құрылыстар және орнатылған жабдықтар, аспаптар мен техникалық құрылғылар олардың пайдалану және жөндеу бойынша нұсқаулыққа сәйкес құжаттарда жазыла отырып, кезеңдік тексерулерден, техникалық қызмет көрсетуден және бақылау сынамаларынан өтеді.

86. Ұңғымалар істерінде бұрғылау ерітіндісінің көрсеткіштері мен жинақтары, бұрғылау құралын жинақтау және бұрғылау режимі, геологиялық-геофизикалық жұмыстардың әдістері, көлемі және нәтижелері, аварияны, инциденттерді жоюды сипаттау және ұңғыманы жабу және жою бойынша орындалған жұмыстар жазылады.

87. Құбырларды сөрелерде биіктігі 1,25 метрден асатын қатарда орналастыру кезінде қауіпсіз жұмыс жүргізуді қамтамасыз ету үшін мыналар көзделуі тиіс:

1) құбыр қатарына көтеру үшін бекітілетін басқыш;

2) құбырларды жайылудан қорғайтын сөрелердің металл тіректері;

3) қатарда жұмыс істейтін құбырдың құлауын болдырмайтын, құбыр ұзындығы бойынша сөрелерді қоршау;

4) сөрелердің алдыңғы жағынан қабылдау көпіріне кемінде екі өткел.

88. Сөрелерден құбырлар тұғырнамада орнатылған оқты кранның көмегімен қабылдау көпіріне беріледі. Сөрелерден құбырларды қабылдау көпіріне домалатуға жол берілмейді.

89. Бұрғылау ерітіндісінің айналым жүйесі ағынды сулар мен бұрғылау қожын жинай отырып тұйық орналасады.

90. Қауіпті шоғырлануда газдардың жиналу мүмкіндігі бар айналма жүйесінің учаскелері желдеткішпен жабдықталады және газталдағыштармен жабдықталады.

91. Күкіртсутегінің (бұдан әрі - H2S) болуы күтілген жағдайда, бұрғылау технологиясы жабдыққа H2S әсерін төмендету үшін ингибиторды, сорғыштарды, газсыздандырғышты, химиялық реагенттерді және құрылғыларды қолдану көзделуі тиіс.

92. Мұнай негізінде ингибирленген, эмульсиялық ерітінділерді қолдану кезінде жұмыс орындарының ластануының және ауа кеңістігінің газдалуының алдын алу бойынша шаралар қабылдануы тиіс.

93. Гидростатикалық қысымнан жоғары болатын өнімді немесе газ қабаттарын өту кезінде, айналым жүйесі 1,5 еселі ұңғының көлемінде жұмыс ерітіндісімен және ұңғыманың 1 көлемінде ерітінді қорымен каматамасыз етіледі.

94. Бұрғылау қондырғысының порталындағы айналым жүйесі мыналармен жабдықталады:

1) бұрғылаушының көру алаңында орнатылатын, құралды көрсететін, қабылдау ыдыстарындағы бұрғылау ерітіндісінің деңгейін бақылау жүйесі;

2) ұңғымадан шығатын бұрғылау ерітіндісінде газдың болуы туралы тұрақты бақылау жүйесі; газды пайда болуы туралы дабыл бұрғылаушы орнында және орталық басқару орнында орнатылады;

3) бұрғылау ерітіндісінде газдың пайда болуының алғашқы белгілерінде қосылатын, бұрғылау ерітіндісін газсыздандыру жүйесі.

95. Айналым жүйесінің ерітінді өткізгіш еңісі ұңғыма сағасынан бұрғылау ерітіндісінің өздігінен тазарту құрылғылары жағына ағуын қамтамасыз етуі тиіс.

96. Бұрғылау ерітіндісін айдау желісі, тіреу, шланг және жетекші құбыр сорғының шекті рұқсат етілген жұмыс қысымында тығыздаумен сыналады. Бұрғылау ерітіндісін айдау желісі, тіреу, шланг және жетекші құбыр 1,5 есе жұмыс қысымында сыналады. Бұрғылау сорғысында жұмыс қысымынан 10-15 пайыздан астам қысымды ұлғайту үлкейген жағдайда, іске қосылатын қысымды түсіретін қорғаныс құрылғысы және сорғы автоматты ажырату құрылғысы болуы тиіс.

97. Күкіртсутегі күтілетін теңіз құрылыстарында персоналды күкірттісутегінің улану әсерінен қорғау және жабдық пен қоршаған ортаға агрессивті әсерін төмендету үшін қажетті іс-шараларды айқындай отырып, Күкіртсутегімен жұмыс кезінде қауіпсіздік жөніндегі сауықтыру іс-шараларының жоспары әзірленуі тиіс.

Күкіртсутегімен жұмыс кезінде сауықтыру іс-шараларының жоспары жабдықты пайдалану кезіндегі қауіпсіздік шараларын, персоналды оқыту және практикалық сабақтарды қамтиды.

98. Күкіртсутегінің болуын күту кезінде сульфидті жарылуды алдын алау жніндегі қағидаларға сәйкес шығарындыға қарсы жабдық (бұдан әрі - ШҚЖ), сағалық, технологиялық жабдық және тотығуға-берік орындалған құбырлар көзделуі тиіс.

99. Теңіз мұнай-газ құрылыстары дабылдың дыбыстық және көзбен шолу белгісін бере отырып, күкіртсутегін анықтау және мониторинг жүйесі көзделеді.

Теңіз құрылыстарында, күкіртсутегі күтілетін кезде ШҚЖ мен науаны қосатын бүркеніште, дірілді електе, бұрғылау ерітіндісін тасымалдау және сақтау учаскелерінде, желдету жүйесі үшін ауаны жинау учаскесінде, газдың ағуы мүмкін, сағалық жабдықтан, манифольдтан, қысыммен жұмыс істейтін процесті жабдықтан тікелей жақын жерде орнатылған күкіртсутегі стационарлы датчиктер көзделеді. Әлсіз желдетілетін немесе жабық учаскелерде жұмыс істеу кезінде персонал күкіртсутегі ауыспалы газ талдағыштарымен қамтамасыз етіледі.

100. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында негізгі анықтау жүйесі істен шыққан жағдайда пайдалануға дайын, күкіртсутегін анықтау бойынша көшірмелі аспаптар орнатылады.

101. Күкіртсутегі шоғырлануы ШРК 50 пайыздан астам, сұйықты қайта өңдеу бойынша учаскелерде жұмыс істейтін персонал көмір сутекті газдардың немесе күкіртсутегінің шоғырлануы газ қоспасының жарылатын шоғырлануының минималды мәнінің 20 пайыз жақындаған кезде дыбыстық және жарық дабыл беретін жеке датчиктермен қамтамасыз етіледі.

102. Ұңғымаларды бұрғылау кезінде ШҚЖ орнатылады.

Кондукторды цементтеу және ШҚЖ орнатқанға дейін аз тереңдікте бұрғылау кезінде метан газының бақылаусыз шығарылуын алдын алу үшін сағалы ауытқыш қолданылады.

ШҚЖ түрі қалыптан ауытқыған жоғарғы қабатты қысым, күкіртсутегінің болуы ретінде, есептік немесе күтілетін қабатты жағдайларды ескере отырып анықталады.

103. Жер беті ШҚЖ құбырлы плашкалармен екі превентордан, бір әмбебап превентордан, бітеу (кесу) плашкаларымен бір превентордан және кері, шарлы клапанпен бағыттаушы құбырдың екі гидравликалық ысырмасынан жинақтардан тұрады.

Сыртқы диаметрі әр түрлі құбырдан бұрғылау бағанасы қолданылатын болса, жоғарыда аталған жабдыққа қосымша бір превентор қуысына құрастырылған әр түрлі диаметрмен құбырлы плашкалармен немесе біреуі ең үлкен және біреуі ең кіші бұрғылау бағанасына екі плашкалы превенторлар жалғанады;

Су асты ШҚЖ жоғарыда көрсетілгендерге қосымша екі басқаруы бар, оның ішінде автоматтандырылған;

Күрделі геологиялық жағдайларда бұрғыланатын ұңғымалар үшін (күкіртсутегі және ауытқымалы жоғарғы қабатты қысым) кесу плашкаларымен превентор көзделеді.

104. ШҚЖ жұмыс қысымын тығыздаумен, тұншықтыру және кедергілеу манифольдімен байланады. Бұрғылаудың едені астында орнатылған плашкалы превенторларды қолмен жабатын штурвалдар шабатын металл қалқандармен жабдықталады.

105. ШҚЖ манифольды жоғарғы қабатта орнатылады. Шығарылымға қарсы жабдықтың манифольд желілерін тіректер мен тіреуге бекіту бұрандалы қамыттармен (дәнекерлеуді қолданбастан) жүргізіледі. Тіректер арасындағы арақашықтық 4 метрден астам емес.

106. Ұңғымаға ШҚЖ-мен отырғызу бағаналарға түсіргенге дейін тығыздау 10 пайыз қорымен ашық атқылау кезінде күтілетін қысымға жүргізіледі.

Тығыздау нәтижелері ұйым басшысының бұйрығымен құрылған комиссияның актісімен рәсімделеді.

107. ШҚЖ әрбір түсіру көтеру операциясы (бұдан әрі - ТКО) аяқталғаннан кейін көзбен шолып (сыртқы қарау) және функционалды (жабу - ашу) тексеріледі. Тексеру тәулігіне бір реттен жиі емес жүргізіледі. Тексеру нәтижелері вахталық журналға енгізіледі.

108. Пайдалану бағанасы перфорация алдында бүркегіш арматурасының айқастырмасымен және бітеу плашкалармен превенторлы қондырғымен жабдықталады.

Ұңғыма сағасын жабдықтау кезінде дәнекерде бағаналы ұштарды және байлау элементтерін қолдануға жол берілмейді.

109. Аралық бағаналардың және оларда орнатылған превенторлы қондырғылардың беріктігі ашық атқылау кезінде ұңғыма сағасының жабылуын қамтамасыз етеді.

110. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында шығарындыға қарсы жабдықты сақтау және қарау, бекіткіш арматураны және жүк көтергіш құралдарымен жабдықталған құралды сақтау үшін алаң көзделеді.

111. Шығарындыға қарсы жабдықты бекіту үшін ұңғыма сағасында шешілетін қатайтатын бұрандалар қолданылады.

Сағада шығарындыға қарсы жабдықты тірекпен және дәнекермен бекітуге жол берілмейді.

112. Теңіз мұнай газ құрылғыларында превенторлардың монифольдының желісінің бағана ұшының соңғы ұшын төсемнен 0,5 метр биіктікте орнату шартынан анықталатын тұрақты биіктігі қамтамасыз етіледі.

113. Шығарындыға қарсы жабдықтың манифольд желілеріндегі ысырмалар тобы және манифольдтың өзін оларға қызмет көрсету мен ауыстыру ыңғайлылығын қамтамасыз ететін, тез қол жететін орындарда орналастырады.

114. Шығарындыға қарсы жабдықты басқару коммуникациялары теңіз мұнай-газ құрылыстарында оларды зақымдау мүмкіндігі жоққа шығарылатындай етіп орналастырылады.

115. Превенторлармен қашықтықтан басқару 20 метрден кем емес қашықтықта орнатылған бұрғылаушы постыдан және ұңғыма сағасынан жүзеге асырылады.

116. Мұнай газбен құнарланған қабаттарды бұрғылау кезінде жетекші құбыр астына шарлы кран орнатылады.

117. Газ-мұнай көрінулерінің, ұңғыманың ашық атқылауы кезінде превенторларды дереу жабу, өрт және құтқару кемелерін және ашық бүркегіштерді алдын алу және жою бойынша авариялық-құтқару қызметтерін (бұдан әрі - АҚҚ) шақыру, газдалған аймақта электр жабдығын өшіру, ұңғымаларды және лафетті оқпандарды суландыру бойынша шаралар қабылданады.

118. ЖБҚ мөлшері, бұтадағы ұңғымалар саны, ұңғымалар арасындағы қашықтық және олардың өзара орналасуы, кен орнының геологиялық құрылысын, ұңғыманы бұрғылаудың, мұнай мен газды өңдеудің техникасы мен технологиясының қол жеткізген деңгейін, мүмкін болатын қиындықтарды сәтті жою үшін жағдайларды, ұңғымаларды одан әрі пайдалану және жөндеу кезіндегі қауіпсіздікті қамтамасыз етуді ескере отырып, жеке кен орнын игеру үшін жобамен анықталады.

119. Теңіздегі құрылыстарда ұңғымаларды бұрғылау өндірістік қауіпсіздік тексерістен өткен бекітілген жобасы, өндірістік қауіпсіздік декларациясы және жинақталған бұрғылау бригада персоналы болған жағдайда жіберіледі.

120. Ұңғымалардың бұрғылау негізгі кезеңді, өндірістік және технологиялық процестерді қамтиды:

1) жобалауға техникалық тапсырманы дайындау және беру;

2) жобалық құжаттаманы жасау, сараптама жүргізу, келісу және бекіту;

3) жерді берудi рәсімдеу, оны уәкілетті органның аумақтық бөлімшесімен келісу, топографиялық геодезиялық іздестіру жұмыстары, объектіні тіркеу;

4) бұрғылау қондырғысы, құрылыстар мен ғимараттар бойынша құрылыс-монтаждау жұмыстары, іске қосу-реттеу жұмыстары;

5) ұңғымаларды бұрғылау, бекіту және сынау;

6) ұңғымаларды пайдалануға, жабуға немесе жоюға беру, осы ландшафты қалпына келтіру.

121. Ұңғыманың орналасу орны және бұрғылау қондырғысы кешенін және теңіз құрылыстарын орналасуы географиялық координаталарын көрсете отырып, акт жасап, жергілікті жердің бедерін ескере отырып анықталады.

122. Ұңғымаларды салу кезеңінде өндірістік, технологиялық және техникалық құжаттаманы жүргізу, журналдарда және актілерде жұмыстарды тіркеу жүзеге асырылады.

123. Еңісті бағытталған ұңғымалардың бұтасын бұрғылауға жобамен еңісті оқпандардың кесілу тереңдігімен анықталатын, ұңғымаларды бұрғылау кезектігі көзделеді, ең азынан ең көбіне дейін.

Майысқан учаскелерде қауіпті аймаққа кіру белгілері пайда болған жағдайда, бұрғылауды жұмыстың қауіпсіздігіне жауапты тұлғасының басшылығымен жүргізіледі.

Әзірленген жоспар бойынша.

Ұңғымалардың сағаларына қашау байланыстарын және шеген бағаналармен бұрғылау құралын бекітуге арналған құралдар (кепсер өлшегіштер) орнатылады.

124. Барлау (іздестіру) ұңғымаларын бұрғылау кезінде қабатты қысымды болжау жүргізіледі.

125. Еңісті бағытталған ұңғымалардың бұтасын бұрғылауға жоба барлық ұңғымалардың нөмірленуін, тұғырнамада ұңғыманың сағаларын орналастыруды, оларды кенжардың жобалық жағдайларына бекітуді, бұрғылау кезектігін көздейді.

126. Теңіз мұнай-газ құрылыстары ұңғымаларды бұрғылауға маркшейдер қызметімен тұғырнаманың орналасу орны мен бағдарын нақтылағаннан және тұғырнаманың нақты орналасу орнында немесе бағдарында маңызды ауытқушылықтар болған жағдайда, еңісті ұңғымалардың жобалық көрсеткіштеріне түзетулер енгізілгеннен кейін жол беріледі.

127. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында авариялық жағдайларды жою үшін қосымша ұңғыманы бұрғылау қажет болған жағдайда, оны өткізу жеке жоба бойынша жүзеге асырылады.

128. Мұнараларды теңіз мұнай-газ құрылыстарында статтық жүктемелерге сынау дайындаушы зауыттың пайдалану бойынша нұсқаулығына сәйкес жүргізіледі.

129. Шеген бағаналарды түсіру және цементтеуге, шеген бағаналардың, шығарындыға қарсы жабдықтың және оқшаулау көпірлерінің қымталуын сынау, ұңғымада объектілері сынауға - тиісті актілер жасалады.

130. Ұңғыманың жер асты сағасын қалыптастыру жұмысы ұйымдастыру жоспары бойынша жүргізіледі. Жоспар теңіз түбінің жағдайын, бұрғылау тақтасының, бағыттайтын негіздеменің, түсірілетін шеген бағананың типі мен түсіру әдісінің және қондырғысын және дайындаушы құралын ескереді.

131. Ұңғыма сағасын қалыптастыру бойынша дайындау жұмыстары басталғанға дейін бұрғылау қондырғысының жетекшісі жұмыстың негізгі технологиялық ерекшеліктері бойынша, ұңғыманың су асты сағасын қалыптастыру және ЖБҚ бұрғылау кешенін қауіпсіз пайдалану бойынша ЖБҚ персоналына нұсқаулық жүргізеді. Жүргізілген нұсқаулық журналда жазумен тіркеледі.

132. ЖБҚ жетекшісі бұрғылау кешені жабдығының, қосымша жабдықтың, құралдың жұмысқа дайындығы туралы, орындаушылардың баяндамалары негізінде ұңғыманың жер асты сағасының қалыптасуына ЖБҚ-ның дайындығы туралы шешім қабылдайды.

133. ЖБҚ жетекшісінің ұңғыманың су асты сағасын қалыптастыру бойынша жұмыстың басталғандығы туралы нұсқаулығы кеме және бұрғылау журналдарында көрсетіледі.

Бұрғылау нүктесінде ЖБҚ тұрақтандырусыз (бағдарсыз) ұңғыма сағасын қалыптастыру бойынша жұмыстарға жол берілмейді.

134. ЖБҚ-да тіреу блогын түсіруге ЖБҚ тік алмасуы 1,5 метрден көп емес кезде жол беріледі.

135. Дәнекер алаңдарының жармасында тіреу тақтасын орнатуды тақта ортасын түсірілетін құралдың білігімен (ротордың ортасымен) түйістіріп жүргізу қажет.

136. Тіреу тақтасын 3 градустан астам емес еңіспен теңіз түбінің бірдей беткейіне орнатады. Топыраққа тіреу тақтасын отырғызуды тақтаның бір қалыпты отырғызуын және соққының алдын алуды қамтамасыз ету үшін шайқалыс компенсаторын қолданумен жүргізеді.

137. Су асты ШҚЖ блогын құрастыру ұңғыма сағасын орап байлау схемасы бойынша ШҚЖ блогын құрастыру және пайдалану бойынша нұсқауға сәйкес жүргізіледі.

138. ШҚЖ-мен теңіз бағанын түсіру және ұңғыма сағасына жинақты отырғызу үшін бұрғылау бағанасының компенсаторын қолдану кезінде компенсатор алдын ала теңіз бағанының 80 - 90 процент салмағын ұстауға реттеледі.

ШҚЖ блогын 8-10 м арқылы түсіру кезінде тұншықтыру және кедергі желілеріне немесе коллектор арқанына қамыттардың көмегімен басқару шланг сымдарын бекітуді жүргізіледі, тығыздау қысымына әрбір секцияны арттырғаннан кейін тұншықтыру және кедергі желілерін тығыздау жүргізіледі.

Ұңғыманың су асты сағасына ШҚЖ отырғызу, процесті су асты бейнекамераның көмегімен бақылай отырып, бұрғылау бағанасының компенсаторы қосылған жағдайда жүргізіледі.

Су асты бейнебақылау жүйесін басқару блогының барлық шығатын электр құрамалары шекті түрде механикалық зақымданулардан қорғалады, ал электр сымы - ысқыланудан қорғалады.

ШҚЖ-дан теңіз бағанын түсіргеннен кейін және дивертор корпусын ерітінді өткізгішпен қосқаннан кейін тұмшалау тексеріледі.

ШҚЖ-ның ұңғыма сағасымен түйісу сенімділігін тексеруді ШҚЖ құрастыру және пайдалану бойынша басшылыққа сәйкес жүргізеді.

139. Ұңғымалар бойынша жобамен олар көзделген, жою бойынша жұмыстарды немесе мұнай мен газды өндіруге беру үшін дайындау жұмыстарын қоса алғанда, барлық жұмыстар орындалған жағдайда құрылысы аяқталған деп саналады. Құрылыстың аяқталғандығы туралы акті бас мердігермен бекітіледі.

140. Шегендеу құбырларын және ұңғыма оқпанын бағандардытүсіруге дайындау, түсіру және ұңғыманы цементтеу жұмыстарды ұйымдастыру жоспары бойынша жүргізіледі.

141. Аралық шеген бағандарының және орнатылған превенторлардың беріктігі ұңғыманы қабатты флюидпен толтыруды ескере отырып, ашық бүркегіш кезінде ұңғыма сағасын жабуды қамтамасыз етеді.

142. Ұңғымаға шегендеу бағандарын түсіру бір секциямен және бір өлшемді шегендеу құбырын пайдалану арқылы жүзеге асырылады. Пайдаланатың құбырлар тізбегі жоспарлы тереңдіқтең бастап ұңғыманың сағасына дейін барлық ұзындықтан қондырғанда, оның жалпы салмағы бұрғылау қондырғысы көтергішінің көтеру салмағынан аспауы тиіс. Жобалау сатысында бұрғылау қондырғысын тандау кезінде ұстап қалу мүмкіндігін ескере отырып, пайдаланатын бағананың салмағы есепке алынуы тиіс.

143. ТКО жүргізу кезінде жұмысты ұйымдастыру жоспары әсерленеді, олар мыналарды қамтиды:

1) көпірден бұрғылау құбырларын бұрғылаушы еденіне (және кері) беру;

2) шам қойғыштан бұрғылау шамдарын (және кері) беру;

3) пневматикалық және механикалық кілттердің көмегімен бұрандалы құрамаларды бекіту және ажырату;

4) шектелген көз көрерлік жағдайларда, қатты жел немесе аяз кезінде және қолайсыз ауа райы жағдайларында ТКО-ны жүзеге асыру.

144. Ұңғымаларды бұрғылау немесе жөндеуге арналған қондырғылар кронблокқа (тозуға қарсы) тальды блоктың енгізілуін болдырмайтын қорғаныс құрылғысымен және мұнараға немесе білікті жүйеге жүктемені шектегішпен жабдықталады. Енгізуге қарсы тексеру аптасына бір рет кезеңділікпен және түсіріп көтеру операцияларының алдында жүргізіледі.

145. ГМСК алдын алу үшін бұрғылау құбырларының бағанасын көтеру кезінде ұғымаға бұрғылау ерітіндісін құю жүргізіледі.

146. Мұнараның шам тағына орнатылатын бұрғылау құбырларының шамдары құлаудан сақтайтын құрылғымен жабдықталған. Шамдардың ұзындығы 0,75 метрден астам айырмашылығы кезінде жоғарғы жұмысшының қозғалмалы люгі қолданылады. Сақтандырушы құрастыру белдігінсіз жоғарғы жұмысшының жұмысына жол берілмейді.

147. Көтергіш жабдығын (білікті блокты, ілмек блокты, вертлюг, жүк асып қоятын арқанды, білікті арқанды, элеваторларды, спайдерді) алдын ала қарау айына бір реттен кем емес жүргізіледі. Тексерулер нәтижелері вахталық журналға енгізіледі.

148. Тальды арқан ТКО санына және ілмекке жүктемесіне байланысты кезең сайын созылады. Тальды арқанды қайта жабдықтау кезеңділігі тальды жүйе жұмысының қауіпсіздігін қамтамасыз етеді.

149. Шеген құбырлары тізбегін түсіргеннен және ШҚЖ орнатылғаннан кейін баған оны жоюға қосымша қысымды ескере отырып, ГМСК кезінде күтілетін қысымға тығыздалады.

150. Ұңғымада шеген тізбегін цементтеу бұрғылау қондырғысының тұғырнамасында орналасқан, цементтеу жабдығымен жүргізіледі.

151. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында екіден аспайтын бұрғылау қондырғыларын орналастыруға жол беріледі.

Ұңғыманы екінші бұрғылау қондырғысымен бұрғылауға басқа бұрғлау қондырғысымен бұрғыланатын, ұңғыма сағасын превентормен жабдықтағаннан және кондуктор түсірілгеннен кейін жол беріледі.

Мынадай талаптар сақталған жағдайда, теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұңғымаларды бір мезетте бұрғылауға және пайдалануға жол беріледі:

1) газлифтілі ұңғымалар сағалы және желілі клапандармен – қайтарғыштармен жабдықталады;

2) бүркегіш ұңғымалар ұңғыма ішіндегі және сағалы клапандармен - қайтарғыштармен жабдықталады.

Пайдаланылатын ұңғымалардың бүркегіш арматурасы бұрғыланатын ұңғыманың шығарындыға қарсы жабдығының жағынан және үстінен бірегей қоршауға ие;

3) ШРК асатын көлемде ұңғының өнімінде уытты газдың болмауы (күкірттісутегі) кезінде.

Тұғырнамада ұңғыманың бір тобында болатын ұңғыманы бір уақытта жөндеуге және бұрғылауға техникалық мүмкіншілікке және қауіпсіздік талаптарын сақтай отырып, жүргізілуге жол беріледі.

152. Екі бұрғылау қондырғыларымен ұңғыма бұтасын бұрғылау кезінде әрбір айналмалы жүйенің пайдалы көлемі екі ұңғыманың жобалық талаптарына сәйкес келуі шартында олардың айналмалы жүйелерін біріктіруге жол беріледі.

Бұрғылау қондырғылары арасында бұрғылау ерітіндісін тазалау жүйесін орнатуға жол берілмейді.

153. Кәсіпшілік-геофизикалық станцияның көтергіші және зертханасы, газды шегенді станциясы бір блокқа біріктіріледі және бір-біріне паралельді орналасады.

154. Станция қондырғылары оларды тексеру, реттеу, жөндеу және басқа кезде көтергіштің жеке тораптарына және зертханаға еркін кіруді қамтамасыз етеді.

155. Бұрғылау және пайдалану ұңғымалары оқпандарының, шурф құбырларының және алаң төсемімен бұрғылау құбырларын ауырлатуға арналған кассеталардың түйісу орындары тұмшалап жалғаумен қамтамасыз етілуі тиіс.

156. МГСК, алынған құрал-сайман, тығындама, перфорация айырылуы, ұңғымалардың біреуінде мұнара үсті порталдың игерілуі немесе ауысуы кезінде басқа бұрғыланатын ұңғымада жұмыстар мүмкін болатын асқынуларға қарсы шаралар қолданыла отырып, басқа ұңғымадағы ағымдағы және күрделі жөндеулер бойынша жұмыстар тоқтатылады.

157. Ұңғымаларды салу, реконструкциялау және жөндеу кезінде авариялар мен қиындықтардың алдын алу және жою жөніндегі іс-шаралар мен әрекеттер орындалады.

Бұрғылау қондырғыларында бұрғылаушы пультында немесе ұңғымаға қызмет көрсету бойынша станция операторында, ал тұрғын үй-жайларында авариялық шығатын жерлерде орналастыра отырып, электр жабдығын авариялық ажырату жүйелері орнатылады.

Қауіпті аймақтарда орнатылған іштен жану қозғалтқыштар ы(бұдан әрі - ІЖҚ) қауіпсіз орындарда орнатылады, айналым рұқсат етілген мөлшерінен асқан жағдайда қозғалтқышты автоматты өшіру үшін құрылғылармен жабдықталады.

158. Ұйымның техникалық басшысы бекіткен АЖЖ-да авариялық және төтенше жағдайларды, қиындықтардың, ГМСК және ұңғымалардағы ашық бүркегіш (бұдан әрі - АБ) алдын алу және жою жөніндегі іс-шаралар мен жедел әрекеттер көрсетіледі.

159. ГМСК, АБ алдын алу үшін ұңғымада өнімдік ұңғымаларды ашу алдында оқу мен жаттығуды қоса алғанда, атқымаға қарсы қауіпсіздік бойынша персоналды дайындау, және одан әрі ұйымның кестесі бойынша жиі жүргізіледі.

160. Өнімді деңгейжиекті немесе қабаттарды аршу алдында авариялар мен қиындықтардың алдын алу жөніндегі іс-шаралар орындалады:

1) АЖЖ сәйкес ГМСК және АБ жою кезінде тәжірибелік әрекеті бойынша персоналды нұсқамадан өткізу;

2) бұрғылау қондырғысының аумағында жұмыс істейтін геофизикалық және еншілес ұйымдардың персоналын нұсқамадан өткізу;

3) бұрғылау қондырғысының, сағалық және шығарындыға қарсы жабдықтың, ұңғыманы тұмшалау және ГМСК жою үшін құрал-саймандар мен керек-жарақтардың жағдайын тексеру;

4) газдалу, ГМСК тікелей және жанама белгілерін ерте анықтау жүйелерін, демалу органдарының жеке қорғаныс құралдарын және персоналды ұжымдық қорғау құралдарын бақылау құралдарын тексеру;

5) аварияға қарсы, бүркегішке қарсы және өртке қарсы қорғаныс жүйелерін, персоналды шығару жолдарын тексеру;

6) ұйымның техникалық басшысымен бекітілген кесте бойынша оқу жаттығулары өткізіледі;

7) объектінің өнімдік деңгейжиекті аршуға дайындығын, бұрғылау ерітіндісінің, тазалау құралдарының, газсыздандыру және өндеу құралдарының көлемі мен көрсеткіштерінің сәйкестігін бағалау;

8) геологиялық-техникалық бақылау және бұрғылау, газды көрсету және газды талдау режимінің көрсеткіштерін бақылау және тіркеу жүйесін тексеру;

9) орындалған іс-шаралардың нәтижелері вахталық журналға жазылады, бұзушылықтарды жою бойынша ұсыныстары бар актілер жасалады.

161. ГМСК, АБ қауіптілігі кезінде сағаны, құбыр кеңістігін тұмшалау жүргізіледі және АЖЖ бойынша әрекеттер орындалады.

162. Превентор құбыр бағанасында таль жүйесі ілінген кезде, лақтыру желісі ашық болған кезде, бұрандалы құрама плашкадан төмен болған және плашканы бекіте отырып, баған сағадан 0,8 - 1 метр биік болған кезде басқару пультымен жабылады.

163. Вахталық журналда ГМСК анықталу уақыты, ұңғыманы шаю және бағана арасындағы кеңістіктегі манифольдтағы манометрлер көрсеткіштері, құбырлы бағана салмағы, бұрғылау ерітіндісінің көрсеткіштері, газ көрсеткіштері, ГМСК ерте анықтау жүйесі бойынша тік және жанама белгілер тіркеледі.

164. Тұмшаланғаннан кейін, қысым үнемі бақыланады және тіркеледі; сағаның, ШҚЖ, манифольдтың, аумақтың жағдайы тексеріледі; кіру режимі енгізіледі.

165. Қымталған ұңғыманың сағасына шеген бағананы тығыздау қысымынан 80 пайыздан астам қысымға жоғарылатуға жол берілмейді. Рұқсат етілген қысымды анықтау кезінде геофизикалық зерттеулердің, және қалыңдықты өлшегіштің деректері бойынша шеген бағананың тозу және тотығуға ұшырау деңгейін ескеріледі.

Қысымды төмендету біртіндеп минутына 0,3 - 0,4 мегапаскаль жүргізеді.

166. Ашық бүркегішті жою бойынша жұмыстар АЖЖ сәйкес орындалады.

167. ГМСК және ашық атқылауды жою үшін АҚҚ бөлімшелері мен конструкциялары тартылады.

Қосымша жұмыстар жұмыс басшысының тікелей қатысуымен, нұсқамадан кейін өндірістік персоналмен жүргізіледі.

168. Авариялық және қосымша жұмыстарды орындауға қатыспайтын, жұмысшыларға қауіпті аймақта болуға жол берілмейді.

169. ГМСК және АБ жою үшін жабдық, техникалық құрылғы, құралдар, материалдар, арнайы киім, сақтандыру және жеке қорғаныс құралдары АҚҚ және мұнай операцияларын жүргізетін ұйымның авариялық қор қоймаларында үнемі дайындықта тұрады.

Қоймаларды белгілі бір аймаққа орналастыру және жабдықталу тізбесі АЖЖ-мен анықталады.

170. Авариялық құралды көтеру кезінде құбырларды роторды және динамикалық жүктемені қолданусыз бұрап ашады.

171. Алынған құралды босатумен байланысты жұмыстар алдында жүк асып қоятын арқандар шешіледі, роторды жапсырмалар болттармен бекітіледі, дөңгелек пневматикалық муфталарда сырғудың алдын алу үшін авариялық болттар орнатылады.

172. Мұнай және қышқылды ванналарды қолдану кезінде іліп алуды жою үшін бұрғылау құралында құю қалпақшасының астында кері клапан орнатылады. Сұйықты шаюдың қос бағанасының гидростаттық қысымы жобалық шамаға қат қысымынан аспауы тиіс.

173. Құю қалпақшасын орнату үшін бұрғылау құралының ұзындығы орау кезінде биіктіктегі жұмыстарды болдырмайтын жағдайды ескере отырып таңдалады. Осы жағдайды орындау мүмкін болмаған жағдайда басқышы бар алаң орнатылады.

174. ГМСК әлеуетті қаупі бар ұңғымаларда қағып алу жұмыстары процесінде бұрғылау бағанасының ұзындығы құбырдың жазық бөлігінің превентор плашкасына қарсы, ротордағы жетекші құбырдың орналасуы есебінен алынады.

175. Шаю сұйығын сіңіру кезінде, ұңғымадан бұрғылау бағанасын көтеруге ұңғыма сағасына дейін толтырылған және асып кету болмаған жағдайда жол беріледі.

Осы жағдайды орындау мүмкін болмаған жағдайда қауіпсіздікті қамтамасыз ету бойынша қосымша іс-шаралар жасалады.

176. Мүмкін ГМСК бар, бұрғылау ерітіндісін жартылай немесе толық сіңіре отырып, ұңғыманы бұрғылау АЖЖ бойынша жүргізіледі.

177. Гидростаттық қысым қаттан төмен төмендеген кезде, бұрғылау бағанасын ары-бері апару бойынша жұмыстар тұмшаланған құбырдан тыс кеңістікпен, бұрғылау құбырларында орнатылған жұмыр крандармен, қосымша қауіпсіздік шараларын әзірлеумен және жүзеге асырумен, АҚҚ қатысуымен жүргізіледі.

178. Сифон және поршалау пайда болған кезде ұңғыманы шаю және бұрғылау бағанасын ары-бері апару жүргізіледі, көтеру жылдамдығы шектеледі және ГМСК және қатқа әсер етудің алдын алу үшін ұңғыманы толық толтыру қамтамасыз етіледі және көтеру жылдамдығы шектеледі.

179. Ілініп алынған бұрғылау құрал-сайманын (өзі жүретін су асты минасы, дүмпіткіш баулар) босату бойынша жұмыстар жұмысты ұйымдастыру жоспары бойынша жүргізіледі.

180. Дауылдан кейін бұрғылау жабдығының, пайдалану тұрақтардың, отырғызу алаңдарының және тұғырнамада орнатылған өзге жабдықтың жағдайына тексеру жүргізіледі. Тексеру нәтижелері жабдықтың техникалық жағдайының журналына енгізіледі және анықталған бұзушылықтарды жою бойынша шаралар қабылданады.

181. Теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы жабық кеңістікте және биіктіктегі жұмыстар, отты, газ қауіпті жұмыстарды қаіпсіз жүргізу үшін жауапты адамның басшылығымен, онда қауіпсіздік шаралары, қорғаныс және құтқару құралдары көрсетілетін рұқсат беру наряды бойынша жүргізіледі.

182. ГМСК және АБ кезінде теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы отты жұмыстар бұрын берілген рұқсат беру наряды бойынша тоқтатылады. Жұмыстарды жалғастыру үшін рұқсат беру наряды қайта ресімделеді.

183. Жұмыстарды жүргізу құтқару және өрттік кемелерінің кезекшілік етуімен жүзеге асырылады.

184. Теңіз мұнай-газ құрылыстарының үй-жайларында, үй-жайдан тыс газдың жиналуы мүмкін орындарда отты жұмыстарды жүргізуге тек әуе кеңістігін газталдағыштармен бақылағаннан кейін және рұқсат беру нарядында көрсетілген, жұмысты қауіпсіз жүргізуге жауапты адамның қатысуымен жол беріледі.

185. Салу және пайдалану кезінде су асты объектілерді бойлай әрбір жағынан 100 метр су асты объектілерінің шеткі жіптерінің осінен кететін, екі паралельді жазықтықтар арасында алынған, су бетінен түбіне дейінгі су кеңістігінің учаскесі түрінде қорғаныс аймағы енгізіледі.

186. Бірнеше кемелердің су асты объектілерін салу, төсеу немесе жөндеуге қатысу кезінде су асты объектілерін салуды, төсеуді немесе жөндеуді жүзеге асыратын ұйым жұмысты жалпы басқару үшін капитан-тәлімгер бөлінеді.

187. Су асты объектілерін салуға, төсеуге немесе жөндеуге қатысатын кемелер, және жағалаудағы базалар арасында үзіліссіз радиотелефонды немесе спутниктік байланыс орнатылады.

188. Су асты объектілері берілген ауданда су асты объектілерін және олардың желілерін, болашақты тереңдікті қазу жұмыстары орнындағы су ортасының режиміне әсер ететін, әрекеттегі және жобаланатын гидротехникалық құрылыстарды ескере отырып, гидрогеологиялық, метеорологиялық, инженерлі-геологиялық мәліметтер мен топографикалық зерттеулер негізінде жобаланады.

189. Су асты объектілерін салу жобасында адамдар мен қоршаған орта үшін қауіпсіз жағдайға қауіпсіз ауыстыру немесе тоқтатуды қамтамасыз ететін, жарылыс қаупі бар ортаның және өзге авариялық жағдайлардың пайда болуының алдын алатын автоматты авариялық қорғаныс жүйелері көзделеді.

190. Жобада төтенше және авариялық жағдайларда және алдын алу және жөндеу жұмыстары кезінде су асты құбыр трассасының және олардың жеке учаскелерінің бекіткіш арматурасын кедергісіз ажырату мүмкіндігі ескеріледі.

191. Су асты объектілерін төсеу жобалауға техникалық тапсырманы, шарттарды ескере отырып, теңіз (өзен, арна) түбіне тереңге түсумен жүргізіледі. Ұсақ суларда су асты объектілері кеме қатынасының қауіпсіздігін, балық аулау тиімділігін және балықтарды мекендеуі мен ауысуына табиғи экологиялық жағдайды қамтамасыз ететін белгіге дейін тереңге түсіріледі.

192. Жер асты орын арқанды-сырмалы қондырғымен әзірлеу кезінде механизм тораптарының, тежегіш құрылғылардың бекітілуі, шығырды бекітуге арналған зәкірлерді жерге орнату сенімділігі, арқанның кедергісіз қозғалуы (тастардың, адырдың) алдын ала тексеріледі. Электр шығырындағы жұмыс орны диэлектрлі галоштармен, қолғаптармен және кілемшелермен қамтамасыз етіледі.

Арқан үзілген кезде судан көтеру жүкшығыр өшірілген кезде жүзеге асырылады.

Арқанды-сырмалы қондырғының жұмысы кезінде мыналарға:

1) сырмалы шөміштің немесе арқанның қозғалыс аймағында орларды өлшеуге;

2) үйіндіден топырақты бульдозермен жылжытуға;

3) сүңгуірді әрекет етуші жұмыс органының аймағына түсіруге;

4) қозғалып тұрған шөмішті қолмен бағыттауға немесе оны топырақтан қолмен тазалауға жол берілмейді.

193. Су асты объектілерін салу және төсеу кезінде, ақпаратты құбыр төсейтін кемеге бере отырып, жартылай тәуліктік, тәуліктік және үш тәуліктік ауа райы болжамы негізінде жұмыстар жүргізу аймағындағы метеорологиялық жағдайлардың мониторингі жүзеге асырылады.

194. Осы климаттық аудандағы, жұмыстар тоқтатылатын немесе жұмыста үзілістер ұйымдастырылатын сыртқы ауаның температурасы, желдің жылдамдығының шекті мәні, аварияны болдырмау мақсатында су асты объектілерін салуды және төсеуді жүзеге асыратын, объект басшысымен белгіленеді.

195. Су асты объектілерін төсеу трассасы құрылыс жұмыстарын қауіпсіз жүргізуге кедергі келтіретін объектілердің бар-жоғына тексеру жүргізу ені 20 метрден кем емес ауданда жүргізіледі (белгіленген жолдан әр жағынан 10 метрден).

196. Түбіндегі қалдықтарды дірілмен нығыздау бойынша жұмыстарды жүргізу кезінде су астына сүңгуірдің түсуі жүргізілмейді. Түбіндегі қалдықтарды нығыздау учаскесін қарау дірілмен нығыздау агрегаты тоқталғаннан кейін орындалады.

197. Су асты объектілерін салу және төсеу кезінде қолданылатын жабдық олардың қауіпсіз пайдалануын қамтамасыз ететін реттеу, одақтасу құралдарымен жабдықталады.

198. Су асты құбырларын балласт және бекіту бойынша жұмыстар жүргізуді ұйымдастыру және технологиясы құрылыс жобасына сәйкес жүзеге асырылады.

199. Құбырлары пайдалануға берілгенге дейін сыртқы қараудан және беріктікке сынамадан, тұмшалауға тексеруден өтеді. Әрбір құбыр үшін сынама түрі және сынау қысымдарының көлемі жұмысты ұйымдастыру жобасында көрсетіледі.

200. Жұмыстар толық аяқталғанға және құбыр қуысын тазалау нәтижелері туралы актіге қол қойылғанға дейін құбырларға сынама жүргізуге жол берілмейді.

Құбырларды сынау, тығыздау үшін жұмыс реагентін дер кезінде беру және оны дұрыс пайдалану үшін жауапты адамдардың басшылық етуімен орындалады. Құбырларды сынау гидравликалық (сумен, қатпайтын сұйықтармен) немесе пневматикалық (ауамен) әдістермен жүргізіледі.

Табиғи газ құбырлары үшін сынақты қолдануға жол берілмейді.

201. Су асты мұнай газ өткізгіштерге сынама жүргізу орны мен уақыты алдын ала ұйымның диспетчерлік қызметі мен кеме жүргізушілерді, сондай-ақ жақындағы елді мекеннің жергілікті атқарушы органдарына хабарлау үшін флоттың гидрографикалық қызметіне хабарланады.

202. Сынама ортасын қолдана отырып, барлық санатты учаскелерді тұмшалауға тексеру төзімділігіне сынау жүргізілгеннен кейін жүргізіледі.

Құбырларды сынау үшін қолданылатын ауа құбырларынан мүмкін болатын ағуларды анықтау үшін қысылады.

Жолды қымталуға тексеру кезінде қарауды жұмысшыдан сынама қысымын төмендеткеннен кейін жүргізеді.

Ағуды анықтаған кезде құбырдың учаскесі жөндеуге жатады.

203. Ұйым су асты объектісін пайдалануға құрылыс жобасымен, электр химиялық қорғаныс, технологиялық байланыс құралдарымен, автоматика және телемеханика құрылғыларымен көзделген жұмыстар кешені аяқталғаннан кейін қабылдайды.

4-параграф. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында технологиялық және
ілеспе объектілерін пайдалану кезінде өнеркәсіптік
қауіпсіздікті қамтамасыз етуге қойылатын талаптар

204. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында технологиялық және ілеспе объекттерді пайдаланған кезде жарылыс қаупі бар газ қоспалары туындайтын технологиялық процестер үшін авариялық қорғаныстың автоматты жүйесі көзделеді.

205. Мұнайды және газды жинау, дайындау және тасымалдау объектілері мыналармен жабдықталуы тиіс:

1) газдың жарылыс қаупі бар шоғырлануын бақылау дабылдағыштарымен;

2) өрт дабыл белгісінің датчиктерімен;

3) сепараторларда, сақтағыштарда және резервуарларда сұйық пен қысым деңгейінің жағдайын автоматты бақылау жүйесімен;

4) автономды және қашықтықтан басқарылатын желілі қайтарғыш құрылғылардың жүйесімен немесе өзге автоматтандырылған бекіту арматурасымен.

Мұнай және газды жинау, дайындау және тасымалдау объектілерінде авариялық жағдайлар пайда болған жағдайда, технологиялық процестер тоқтатылады.

206. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында әрбір бүркегіш ұңғымасы сағалы арматура бұзылған, ұңғыма сағасында өрт пайда болған, тастау коллекторындағы қысым берілгеннен жоғары немесе төмен өзгерген кезде ұңғыма жұмысын тоқтатуды қамтамасыз ететін ұңғыма ішіндегі клапан-қайтарғыштар жиынымен, авариялық жағдайларда жергілікті жерден немесе диспетчерлік құрылғыдан жеке ұңғымаларды немесе пайдалану ұңғымаларының тобын өшіруге мүмкіндік беретін, қашықтықтан басқарылатын ағынды ысырмалар-қайтарғыштармен жабдықталуы тиіс.

207. Ұңғыма ішіндегі және желілі клапан-қайтарғыштардың жұмыс қабілеттілігі осы клапантарды пайдалану бойынша құралға сәйкес кесте бойынша тексеріледі.

208. Әрбір бүркегіш ұңғымасында ұңғыманың құбырдан тыс, сақиналы, құбырлы және бағана арасындағы кеңістіктегі қысымды бақылау жүзеге асырылады.

209. Бұрандалы құрамаларда бос жерді алдын алу үшін бүктелген ұңғымалардың құбырдан тыс кеңістігінде жасанды қысымды ұстап тұруға жол беріледі. Ашу және құбырдан тыс кеңістікте қысым көтерілген кезде ұңғыманы тұншықтыруға және пакерді ауыстыруға шаралар қабылданады.

210. Тотығу компоненттері бар ұңғыманы пайдалану кезінде тотығуға төзімді материалдан жасалған арматура қолданылады. Аталған ұңғымаларда ингибиторды дер кезінде енгізу қамтамасыз етіледі.

211. Бүркегіш арматурасын және бүркегіш "шыршасынан" бастап блок-манифольдқа дейінгі барлық құбырларын байлау бағаналы бұрыштамалармен және зауыттық әзірленген үштіктермен жүргізіледі. Лақтырма желілері түрлену мен тозуды алдын алатын арнайы құрылғылар арқасында тұғырнамаға сенімді бекітіледі.

Бұл ретте құбырларын тексеріп қарау және жөндеу үшін қызмет көрсетуші персоналдың еркін қол жеткізу мүмкіндігі көзделеді. Әрбір құбырларында 10 метр интервалмен бояумен ұңғыма нөмірі мен ағын бағыты жағылады.

212. Ұңғыма сағасы ұңғыманың шегелеу кеңістігі үшін жеке қысымды реттеу ысырмаларымен жабдықталады.

213. Шеген бағана, лифтілі бағана торабы және қабатқа қысымды ұлғайту өтетін пакер шекті рұқсат етілген қысымға тығыздаудан өтеді.

214. Қысымды ұлғайтуды және жеке қысымды ұлғайту жүйесінің дебитін бақылау журналына жаза отырып, айына бір реттен жиі емес жүргізіледі.

215. Жарықта қолданылатын құбырлардың диаметрі ? 200 миллиметр кезінде құбырлар арасындағы қашықтық 200 миллиметрден кем емес. Басқа жағдайларда жарықтағы арақашықтық 100 миллиметрден кем емес. Төсемге дейінгі құбырлардың ара қашықтығы

350 миллиметрден кем емес.

216. Ұңғымалар көп қабатты орналасқан жағдайда ұңғыма қатарлары арасында пайдалану ұңғымаларынан құбырларды төсеуге жол берілмейді.

Құбырлар қатаң бекітілуі және қысымды тиісті таңбасы және танып айыру бояуы болуы тиіс.

217. Ұңғымалардың шығару желілерінде ұңғыма өнімін өлшеу және айналдыру бойынша блокты қондырғының алдында кері клапандар орнатылады.

218. Ұңғыманы, құбырларды, сепараторларды және сол сияқтыны үрлеу және бәсеңдету технологиялық блок арқылы жүргізіледі.

219. Мұнайы, газ және өзге жанатын сұйықтары бар құбырларын тұрғын блок арқылы төсеуге жол берілмейді. Аталған құбырлар тұрғын блоктан және ұжымдық құтқару құралдарынан 10 метрден кем емес қашықтықта орналасады.

220. Газ немесе жанатын сұйықтары бар құбырлардың жанбайтын өнімдері бар құбырлармен қиылысуы кезінде соңғысы төменде орналасады.

221. Қауіпсіздіктің жер асты құрылғылары мынаны қамтиды:

1) бетінен реттелетін, қауіпсіздіктің тереңдегі клапаны;

2) қауіпсіздіктің автоматты тереңдегі клапаны;

3) айдау ұңғымаларына кері ағынды болдырмайтын айдау клапаны.

222. Мұнай және газды өндіру, жинау және дайындаудың жабық үй-жайларында (ұңғымалар, өлшеу, жинау және дайындау пункттері, компрессорлы станциялар) негізгі технологиялық өлшемдердің көрсеткіштерін және объектідегі ауа кеңістігінің көрсеткіштерін орталық диспетчерлік құрылғыға шығара отырып, жұмыс және авариялық желдеткіші болуы тиіс.

223. Басқару объектілерінде объектілерді өшірудің алдын алатын дабыл құрылғыларымен және диспетчерлік пункті бар кері байланыспен жабдықталады.

224. Диспетчерлік пультпен жеке басқарылатын объект тікелей объектіде бұғаттау және қолмен басқару жүйесімен жабдықталады.

225. Технологиялық жабдықта қорғаныс клапандарын лақтыру ыдысқа (тамшы шой), ал газ - шамшыраққа жіберіледі.

Желілер мен ұңғымаларды үрлеу, бәсеңдету және айдау кейіннен сұйықты сорғымен ағыза отырып, үрлеу блогы арқылы жүзеге асырылады.

226. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында объектілер отты қолданумен байланысты технологиялық процес кезінде газ, тез тұтанатын, жанатын сұйықтар бар аппараттардан, және өндірілетін және бұрғыланатын ұңғымалардан неғұрлым мүмкін болатын алыс қашықтықта (кемінде 15 метр) орналасады.

227. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында өндірілген мұнайды сақтау үшін қоймалы резервуарларды сақтауға жол берілмейді. Мұнай технологиялық тұғырнамаға, жағалаудағы базаға тасымалданады немесе жеке тұғырнамалардағы резервуарларда сақталады. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында жалпы көлемі 200 метр кубтан астам емес, мұнайға арналған буферлі ыдыстардың болуына жол беріледі.

228. Теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы технологиялық қондырғыларда қысымның рұқсат етілгеннен жоғары көтерілуі, шлейфтер мен технологиялық жабдықтың жарылуы кезінде ұңғымалар мен газ шығаратын коллекторлардың автоматты өшірілуін қамтамасыз ететін, автоматты қорғаныс құралдары болуы тиіс.

Барлық резервті желілер жұмысқа жарамды қалыпта болуы тиіс.

229. Су асты құбырының басында және аяғында мұнай мен газды тасымалдау үшін авариялық жағдайларда өшіру үшін автоматты бекіту құрылғылары орнатылады.

230. Мұнай мен газды тасымалдауға арналған су асты құбырлары жобамен белгіленген қысымға тығыздалады.

231. Үй-жайда орналасқан және мұнаймен толтырылған сорғыны іске қосу алдында ағынды-сорғы желдеткіш қосылады. Желдеткіш істен шыққан немесе өшірілген кезде сорғыны іске қосуға жол берілмейді.

232. Мұнайды айдайтын сорғының электр жетегінде қашықтықтан өшіру және жарылыстан қорғалған орындау болуы тиіс.

233. Кемелі құбырын айлақтардың құю-ағызу құрылғыларымен қосатын шлангілер айлақта кеменің ауысу мүмкіндігін қамтамасыз ететін ұзындығы болуы тиіс.

Шлангілер жұмсақ жүк асып қоятын арқандардың немесе ағаш табандардың көмегімен ұсталады.

234. Құю алдында қайта қосылатын вентильдердің, ысырмалардың ашылу дұрыстығы және жеке құю-ағызу құрылғыларының дұрыстығы, шлангілердің немесе телескопиялық құбырлары жалғауларының тығыздығы тексеріледі.

Айлақ пен мұнай құятын кеменің қызмет көрсетуші персоналы құю бойынша жұмыстың барысына және жабдықтың жағдайына үнемі бақылау жүргізеді. Мұнайдың ағуы анықталған жағдайда, ол дереу жойылады. Ағуды жою мүмкін болмаған жағдайда, мұнайды құю бойынша операция ақау жойылғанға дейін уақытша тоқтатылады.

235. Айлақта кемелердің тұру кезінде мұнайды құю операцияларымен байланысты емес, кемелерді, жүзетін құралдарды әкелуге және оларды байлауға жол берілмейді.

236. Су айлағында мұнай құятын кемелерден тауардан қалған суларды немесе мұнай өнімдерін тартып шығаруға, жауын-шашынды жарқырау кезінде құюға, қатып қалған құбырларды ашық отынмен жылытуға жол берілмейді.

Айлақ бу бағандарымен жабдықталуы тиіс.

237. Күрделі жөндеуге жататын ұңғыма тұншықтырылады және арматурамен жабылады. Ұңғымада күрделі жөндеу жұмыстары жүргізілетінін тиісті белгі ілінеді.

238. Ұңғымаларды жөндеу жұмыстарына дайындау жұмыстарын ұйымдастыратын жоспарға сәйкес және ұйымның техникалық басшысымен бекітілген, ұңғыманың жөндеуге дайындығы туралы акт жасаумен жүргізіледі. Жөндеуден кейін ұңғыма ұйымның техникалық басшысы бекіткен жөндеу жүргізу туралы акті бойынша пайдалануға беріледі.

239. Бүркегіш ұңғымаларына жөндеу жүргізу алдында белгіленген көрсеткіштерден жөнделетін ұңғыманың 2 еседен кем емес шекті көлемінде бұрғылау ерітіндісінің қоры көзделеді.

240. Бүркегіш арматурасын ағытқаннан кейін сорғы-компрессорлы құбырларды көтеруді бастау алдында ұңғыма сағасында шығарындыға қарсы қондырғы орнатылады және тығыздалады.

241. Ұңғыманы жөндеуді бастау алдында айналма қалпына келтіріледі және жуу сұйығының көрсеткіштерінің тегістелгенге дейін бұрғылау ерітіндісімен жуылады.

242. Ұңғымаға жөндеу жүргізу процесінде МГШӨ кезінде бұрғыланатын ұңғымаларда пайда болуы мүмкін қиындықтарға қарсы шараларды қолдана отырып, теңіз мұнай-газ құрылыстарында басқа ұңғымаларды бұрғылау тоқтатылады. МГШӨ туралы теңіз мұнай-газ құрылыстарын және АҚҚ-ны пайдаланатын ұйым басшысына хабарланады.

243. Құбырларды әрі-бері қозғаумен немесе созумен байланысты, бүркегіш ұңғымаларында жөндеу жұмыстарын жүргізу кезінде бұрғыланатын ұңғымалардағы жұмыстар мүмкін болатын қиындықтарға қарсы шара қолданумен уақытша тоқтатылады.

244. Ұңғыманы жөндеуді бастау алдында айналма қалпына келтіріледі және жуу сұйығының көрсеткіштерінің тегістелгенге дейін бұрғылау ерітіндісімен жуылады.

245. Тиімді қабатты ашқан, ұңғымадағы шегенді сымның көмегімен операциялар бір майланған клапаннан кем емес лубрикаторды қолданумен жүргізіледі.

Лубрикатор ұңғыма сағасына күтілетін, шекті мүмкін болатын қысымға тығыздалады.

246. Радиобелсенді материалдар қорғалған, жеке тұрған, қымталған және батпайтын контейнерлерде сақталады.

Зерттеулер үшін жобаға, технологиялық регламентке сәйкес радиобелсенді заттар және ионды сәулелену көздері қолданылады.

Ұңғымаларда (алаңдарда) радиобелсенді изотоптарды қолданумен зерттеулер жүргізу кезінде технологиялық регламентке сәйкес алынатын флюидтің радиобелсенділігін бақылау жүзеге асырылады.

247. Бағананы перфорациялау бойынша жұмыстар өндірісі бүркегішке қарсы қауіпсіздік талаптарын сақтай отырып жүргізіледі. Қабатқа жабығумен перфорацияға сәйкес қысымға бүркегіш арматурасының және тиісті саға орамына бекітілген және тығыздалған кезде жол беріледі.

Жазалаумен перфорацияға ШҚЖ немесе перфораторлы ысырманы және лубрикаторды қолданумен жол беріледі. Ұңғыманы жаншу үшін құрылыста ұңғыманың 2 есе көлемінен кем емес, бұрғылау ерітіндісінің қоры сақталады.

248. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында ататын аппараттарды оқтау және жинау ұңғыма сағасынан және тұрғын блоктан 20 метрден кем емес қашықтықта, арнайы құрылғыда жүргізіледі.

249. Алаңдарда орнатылған, ауыспалы контейнерлерде ату-жару жұмыстарын жүргізу уақытына теңіз қондырғысында жарылыс материалдарын уақытша сақтауға жол беріледі. Алаң авариялық жағдай немесе өрт кезінде теңізге контейнерлерді авариялық лақтыру үшін құралдармен жабдықталады.

250. Күкіртсутегі бар ұңғымаларды сынау кезінде жұмысты ұйымдастыру жоспары ЖҰЖ жасалады.

251. Қабатты сынағышпен немесе кейіннен ағынды шақырумен бағананы перфорациялаумен ұңғыманы іске қосу күндізгі уақытта жүргізіледі. Құйылуға зерттеудің қалған бөлігі жарықтандырылу болған жағдайда қараңғы уақытта болуы мүмкін.

252. Сағалы жабдық, ШҚЖ, бекіткіш арматура, манифольдты блок, штуцерлі батарея, лақтыру желілері, сепараторлар және байлау элементтері күтілетін сағалы қысымға тығыздалады.

253. Атқылайтын ұңғыманың жұмысын бақылау үшін құбырдан тыс және құбыр кеңістігінде манометрлер және қабатты флюидтің шығысын көрсететін құралдар орнатылады.

254. Ұңғыманың сағалы байлауының қатуының алдын алу үшін қатты аяз кезеңінде, қатудың жоғарғы температурасымен мұнайды өндіру немесе газ конденсатты ұңғымалардың өнімінде көп мөлшердегі судың болуы кезінде ұңғымаларды қыздыру бумен немесе ыстық сумен жүргізіледі. Ашық жалынды қолдануға тыйым салынады.

255. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұңғымаларды игеру және жөндеу әрбір нақты ұңғыма үшін жасалған ЖҰЖ бойынша жүргізіледі.

ЖҰЖ-да жұмысты жүргізу тәртібі, қауіпсіздік бойынша шаралар, жұмыс қауіпсіздігін қамтамасыз ететін бақылау адамдары көрсетіледі.

256. Теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы әрбір игерілетін және пайдаланылатын ұңғыма бекіту құрылғысы бар бұрулар арқылы таратушы құбырларына қосу мүмкіндігіне ие. Құбырларының бұруларына кері клапандар орнатылады. Ұңғыманың әрбір қатарында өзінің таратушы құбырлары бар.

Таратушы құбырлары және бекіту құрылғылары ұңғыманы пайдалану кезінде сағаға күтілетін шекті рұқсат етілген қысымға есептеледі.

257. Таратушы құбырларының ұңғыманы тұншықтыру үшін сорғылардың манифольдысына қосу желісінде бекіту құрылғылары орнатылады.

Бекіту құрылғыларының арасында қысымды бақылау үшін манометрлер орнатылады.

258. Ұңғыма айналасындағы жұмыс алаңын игеру, пайдалану, күрделі немесе ағымдағы жөндеу жүргізу кезінде артық жабдықтармен және материалдармен үйіп тасталмайды.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы құбырлары топтарға бірігеді және бір жазықтықта төселеді.

Теңіз мұнай-газ құрылыстарында бүркегіш арматурасына қызмет көрсету үшін биіктікте реттелетін, шешілетін алаңдар көзделеді.

259. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында бұрғылау жабдығының блок-модулін бөлшектегеннен кейін пайдалану ұңғымаларын тұншықтыру үшін блок-модуль құрастырылады.

260. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұңғымаларды игеруге игерілетін ұңғымаға тұншықтыру үшін сорғыларды қоса отырып, ІЖҚ ұшқынды сөндіргіштердің жағдайын және теңіз мұнай-газ құрылыстарында бұрғылау ерітіндісі қорының болуын тексеруді қоса алғанда, барлық дайындау жұмыстарын орындаған жағдайда, жол беріледі.

261. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұңғыманы перфорациялау алдында теңіз мұнай-газ құрылыстарындағы барлық ұңғымалардың сағаларын байлауда босатулардың болуын тексеру қажет. Анықталған босатулар жойылады.

262. Перфорацияға дейін ұңғыма бұрғылау ерітіндісімен толтырылады, ұңғыма сағасы қашықтықтан басқарылатын шығарындыға қарсы құрылғымен жабдықталады.

263. Перфорация кезінде:

1) теңіз мұнай-газ құрылыстарында өрт және құтқару кемесінің болуы;

2) бүркегіш ұңғымалары үшін теңіз мұнай-газ құрылыстарында желілі және пакермен ұңғыма ішіндегі клапан-қайтарғыш жиынының болуы қамтамасыз етіледі.

264. Атқылау және жару жұмыстарын жүргізу үшін дайындық жұмыстары оператормен, ұңғымаға перфораторы мен өзі жүретін су асты минасын түсіруді және күндізгі уақытта тікелей перфоратордың бірінші атуы немесе минаның жарылуын қамтамасыз ететін есеппен бекітілген, ЖҰЖ бойынша жүргізіледі.

265. Ұңғыманы перфорациялау кезеңінде бұрғылау және оттық жұмыстарын жүргізуге жол берілмейді. Ол кезде бұрғыланатын ұңғымаларда мүмкін болатын қиындықтардың алдын алу бойынша шаралар қабылданады. Пайдалану ұңғымаларында ағымдағы және күрделі жөндеулер жүргізуге және теңіз мұнай-газ құрылыстарында қызмет көрсету кемелерінің жақындауына жол берілмейді.

266. Қараңғы уақытта құйылуды шақыруға жол берілмейді.

Ұңғыманы сынау үшін жабдық құрастырылған алаңның жақсы табиғи желдеткішкі болуы тиіс.

267. Сорғылы-компрессорлы құбырлары ұңғымаға түсіруге дейін қалпынаа келтіріледі және тығыздалады. Тығыздау нәтижелері бойынша акт жасалады.

268. Ұңғыманы салуға, мұнай, газ және газ конденсаты кен орындарын орналастыруға және игеруге жобаларда қауіпті объектілерді қауіпсіз консервациялау және жою шарттары көрсетіледі.

269. Ұңғымаларды консервациялау оны қайта пайдалануға енгізу және онда жөндеу және қалпына келтіру жұмыстарын жүргізу мүмкіндігін қамтамасыз етумен жүргізіледі.

Бағана арасында газды өткізумен ұңғымаларды консервациялауға жол берілмейді.

270. Консервациялауда болатын ұңғымалар бойынша айына бір реттен кем емес журналға сәйкес жазбаны енгізе отырып, су асты жабдықтың жағдайына және сағада артық қысымның болуына тексеру жүргізіледі. Сағада қысым, тесіктер анықталған немесе грифон түзілген жағдайда оларды жою бойынша шара қабылдау үшін ұйым басшысына және АҚҚ хабарлау қажет.

271. Стационарлық теңіз мұнай-газ құрылыстарындан бұрғыланған, жеке консервацияланатын ұңғымада 0,4Ч0,2Ч0,005 метр көлемде дәнекерленген болат қабатымен диаметрі 0,025 метр және ұзындығы 0,3 метр репер - болат өзекше орнатылады. Репердің болат қабатында дәнекерлеумен жазулар жазылады: ұңғыма нөмірі, кен орнының (алаңның) және ұйымның атауы, жабу уақыты мен мерзімі.

272. Жеке жабылатын ұңғыма бүркегіш арматурасымен жабылады. Сағаның су асты орналасуы кезінде ысырмалар штурвалы (бақылау функцияларын атқаратын ысырманы қоспағанда) шешіледі, арматура желілері ажыратылады, ал арматура ысырмасының сыртқы фланецтері фланецті бұқтырмалармен жабдықталады. Манометрлер (бақылауды қоспағанда) орнынан шешіледі және бұқтырмалар орнатылады.

273. Салынып жатқан ұңғыманы жабу кезінде ұңғыманың су асты сағасына ұңғыманың су асты сағасын тұмшалауды және консервациялауды ашу кезінде айналымның қалпына келуін қамтамасыз ететін, арнайы шегенді бастиектер орнатылады.

Консервацияланатын ұңғыманың тірек тақтасы жабылған ұңғыманың орналасқан орнын анықтауға мүмкіндік беретін, гидроакустикалық маякпен жабдықталады.

Мұзды жағдайлар жоқ теңіз айлағында болатын ұңғымалар арнайы мақсаттағы жүзетін белгілермен жабдықталады.

274. Мұнай және газ ұңғымаларын жабу кезінде ұңғыма сағасы су асты бүркегіш арматурасымен жабдықталады. Диспетчерлік пунктіде жабылған ұңғыманың бақылау және басқару панелінің үстінде жабу мерзімі көрсетілген белгі ілінеді. Қашықтықтан басқару жүйелерін қоректендіру ажыратылады.

Ұңғыманы консервациялау бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін орындаушы ұйымның геологиялық қызметі ұңғыманы жабу туралы хаттаманы жасайды.

275. Консервациялау және жою объектілері сыртқы әсерден және бүліну қауіптілігінен қорғаулары, қорғалуда және қарауда болады.

276. Ұңғымаларды консервациялау, қайта ашу және жою объектілері қауіпсіздік декларациясында көрсетіледі, АЖЖ әзірлеу кезінде ескеріледі.

277. Келісімшарт аумақтарын қайтадан Қазақстан Республикасына бергенге дейін, жабылған ұңғымалардың және жойылған ұңғымалардың жағдайын бақылауды объект иесі қамтамасыз етеді.

278. Ұңғыманы қайта ашу, АЖЖ ескере отырып, дайындау жұмыстарын орындағаннан кейін бекітілген жоспар бойынша жүргізіледі. Қайта ашу жұмыстары АҚҚ қатысуымен жүргізіледі.

279. Ұңғымаларды жою кезінде, цемент көпірлерді орнату алдында ұңғымалар кенжарда қатты 15 пайыздан асатын (жұту болмаған жағдайда) қысым құруға мүмкіндік беретін тығыздықпен сұйықпен (бұрғылау ерітіндісі, ерітінді) толтырылады.

280. Ұңғымаларды түсірілмеген пайдалану бағаналарынсыз жою кезінде мұнай-газ сіңірілген объектілердің жатыс аралықтарында цементті көпірлер орнатылады. Жеке цементті көпірдің биіктігі жабыннан плюс 20 метр жоғары және қат табанынан төмен қуатқа тең. Жоғарғы өнімді қат жабынының үстінде цементі көпір 50 метрден кем емес биіктікте орнатылады.

281. Пайдалану бағанасының бүлінуі себебінен ұңғымаларды жою кезінде цементті көпір бүліну аймағында және одан 50 метрден кем емес биіктікте немесе кері жағдайда бүліну аймағының үстінен 100 метрден кем емес биіктікте орнатылады.

282. Түсірілген пайдалану бағанасымен ұңғымаларды жою кезінде:

1) барлау - өнеркәсіптік мұнай-газды қаттың болмауына байланысты;

2) өндіру - өнімді объектілердің толық таусылуына немесе олардың су басуына байланысты;

3) айдамалау немесе бақылау ұңғымалары - өзінің белгіленуін орындауға байланысты, пайдалану бағанасында қысымдағы цементті ерітіндіні сүзгіш аймағына ағызумен, тікелей соңғы объектінің сүзгі аймағынан 50 метрден кем емес биіктікте цементті көпір орнатылады.

283. Артында цементті ерітінді толығымен көтерілмеген немесе алдыңғы бағаналардың "кебістері" жабылмаған, конструкциясында түсірілген "сағалары" бар ұңғымаларды жою кезінде "саға басынан" жоғары және төменде 20-30 метр бойынша биіктікте цемент көпірлер орнатылады.

284. Барлық жойылатын ұңғымаларда ұңғыма сағасымен байланысты соңғы (ең аз) шеген бағанада цементті көпірдің "басының" теңіз түбі деңгейінің үстінде орналасумен, биіктігі 50 метрден кем емес цементті көпір орнатылады.

285. ЖБҚ-мен бұрғыланған, сағаның су астында орналасуымен ұңғымаларды жою кезінде, теңіз түбінен шығып тұратын шеген бағана (ұңғыманы бұрғылау кезінде арнайы түбіндегі бағаналы ұштама қолданылмаған жағдайда) түбінің деңгейінде алынады. Теңіз түбінен шығатын арнайы түпкі бағаналы ұштамаға бұқтырма (бітеулі фланец) орнатылады.

286. Ұңғыманы жою бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін орындаушы ұйымның геологиялық қызметі ұңғыма бойынша жою жұмыстарын жүргізу туралы хаттама жасайды.

Хаттамаға түбін навигациялық қауіптіліктің жоғына тексеру актісінің бір данасы және теңіз мұнай-газ құрылыстары немесе ЖБҚ периметрі бойынша плюс 10 метр сағаны және теңіз түбін бейнетүсіру қоса беріледі.

287. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында ұңғыманың өнімін жинау, дайындау және тасымалдаудың қағидатты схемаларын әзірлеу кезінде мынадай шарттар ескеріледі:

1) теңіз мұнай-газ құрылыстарында тиімді объектілердің саны орналастырылады және оларға технологиялық операциялардың саны шекті қысқартылған;

2) кен орнын орналастыру жобалары теңіз жағдайларына жасалған, модульді, блокты-кешенді жабдықты қолдануды көздейді. Ол болмаған жағдайда, құрғақта жұмыс істеуге арналған, бірақ теңіз объектілерінде құрастыруға бейімделген қалыпты жабдықты қолдануға жол беріледі.

288. Жалғанған жерлерінде тығыздық болмаған жағдайда құбырларын, жабдықтарды және аппаратураны пайдалануға жол берілмейді. Ауысым кезіндегі барлық жойылмаған, жалғанған жерлеріндегі және мұнай, газ және отын өткізгіштердегі бос жерлер вахталық журналға жазылады.

289. Ысырмалар мен арматураның әрең жететін жерлерде орналасуы кезінде қашықтықтан басқару (ұзартылған штоктар немесе басқару штурвалдары, электр пневматикалық жетектер) көзделеді, сондай-ақ жөндеу және ауыстыру кезінде оларға қауіпсіз кіру қамтамасыз етіледі.

290. Құбырларын, бекіту және тарату арматурасын жөндеу ұйымның техникалық басшысымен бекітілген, жүргізілген зерттеулер негізінде жоспарлы - алдын алу жұмыстарының кестесі бойынша жүзеге асырылуы тиіс.

291. Құбырлар мен бұрулардың желілі бөлігінің жабдығын жөндеудің жоспар-кестесіне бекіту және тарату арматурасы қосылады.

292. Жоспар-кестесі бойынша жөндеу арасындағы қызмет көрсетулер ұйымдастырылады және арматураны тексеру, техникалық қарау, ағымдағы, орта және күрделі жөндеу жүргізіледі.

293. Негізгі жұмыстар басталғанға дейін құбырларының жөнделетін учаскесінде қауіпсіз жұмыс үшін мынадай шаралар қабылданады:

1) катодты және дренаджы қорғау қондырғылары өшіріледі;

2) желілі крандар жабылады және орта шығарылады;

3) жөнделетін учаскеден орта шығарылады;

4) жөнделетін учаскеден сынама алынады, талдауларды қанағаттандырмаған жағдайда үрлеу қайталанады;

5) құбырлы екі жағынан кесіледі;

6) жөнделетін және жанасып жататын құбырлардың ашық ұштарында бұқтырмалар орнатылады.

294. Құбырларды жөндеу теңіздің толқуы үш баллдан астам емес болғанда жүргізіледі.

Жөндеу жұмыстары басталғанға дейін жауапты басшы учаскені жөндеуге жататын учаскені сүңгуірмен тексеру актісімен танысуға тиіс.

Құбырларына жөндеу жүргізу алдында қысым атмосфералыққа дейін төмендетіледі.

Құбырларының учаскелерінің оқшаулануын жөндеуге тиісті біліктілігі бар сүңгуірлер жіберіледі.

Құбырларды жөндеу аяқталғаннан кейін технологиялық регламентке сәйкес сыналады.

295. Теңіз мұнай-газ құрылыстарында авариялық жағдайларда газды жағу үшін шамшырақ орнату көзделеді. Шамшырақ газдың күтілетін көлемін жағуға есептеледі.

Шырақ берілетін газды көп реттік және қашықтықтан жағуды қамтамасыз ететін тұтану құрылғысымен жабдықталады. Тұтандыру құрылғысы желден қорғалады.

296. Шырақтың конструкциясы ұңғыманы пайдалануға кезекпен енгізу бойынша газ көлемінің ұлғаюын ескере отырып, тұрақты жануды қамтамасыз етеді.

Шырақтың жануы туралы дабыл орталық басқару постына орналасады.

297. Тұғырнамада шырақ бағаны сенімді бекітумен қамтамасыз етіледі, шырақ бағанның биіктігі қызмет көрсетуші персоналмен және технологиялық жабдықтарға рұқсат етілген жылулық әсері көрсеткіштері есепке алынып анықталады.

298. Конденсаты ұстау үшін шырақты құбырларында сепаратор орнатылады. Шыраққа конденсаттың түсуінің алдын алу үшін соңғысы кезең сайын сепараторлардан 3 текше метрден астам емес көлемде ыдысқа тартылады.

Шырақты құбырларды сепаратор жағына еңіске ие. Шырақ желілерінде бекіту арматурасын орнатуға жол берілмейді. Шырақты құбырларында шырақ бағанында жөндеу және қарау үшін қолжетімді, отты тежегіш орнатылады.

299. Газды шырақ бағанына әкелетін барлық құбырларды, жүйенің жеке тораптары жүйесінің бір жарым есе жұмыс қысымына тығыздалады.

Газды шырақта жағуға берер алдында, шырақты құбырлары бумен немесе инертті газбен үрленеді.

300. Шырақты құбырларына газ-әуе қоспаларын түсіруге жол берілмейді.

Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов, осуществляющих проведение нефтяных операций на море

Приказ Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 356. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 12 февраля 2015 года № 10239.

В соответствии с подпунктом 94-14) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701, ПРИКАЗЫВАЮ:

Сноска. Преамбула - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов, осуществляющих проведение нефтяных операций на море.

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

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

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

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

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

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

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

Министр
по инвестициям и развитию
Республики Казахстан	А. Исекешев

"СОГЛАСОВАН":

Министр национальной экономики

Республики Казахстан

________________ Е. Досаев

12 января 2015 года

"СОГЛАСОВАН":

Исполняющий обязанности

Министра энергетики

Республики Казахстан

________________ У. Карабалин

8 января 2015 года

Утверждены приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 356

Правила обеспечения промышленной безопасности
для опасных производственных объектов, осуществляющих
проведение нефтяных операций на море

Глава 1. Общие положения

Сноска. Заголовок главы 1 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.12.2022 № 321 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования).

1. Настоящие Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов, осуществляющих проведение нефтяных операций на море (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 94-14) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701 и определяют порядок обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов, осуществляющих проведение нефтяных операций на море.

Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

2. В настоящих Правилах применяются следующие термины и определения:

1) блок-модуль - объемная транспортабельная металлоконструкция, содержащая комплекс технологического и вспомогательного оборудования с коммуникациями или жилые, общественные, санитарно-бытовые помещения; вертолетную площадку;

2) грифон - внезапный прорыв на поверхность флюида (чаще всего газа), движущегося под большим давлением по затрубному пространству скважины;

3) закрытое помещение - помещение полностью ограниченное переборками, палубой (настилом), подволокой, которое может иметь окна, двери, закрывающиеся люки, горловины;

4) взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в которой имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси;

5) линейный клапан - отсекатель - устройство для автоматического перекрытия сечения выкидных линий скважин и трубопроводов при изменении одного или нескольких режимных параметров;

6) общественные помещения - столовая, комната отдыха, курительные и так далее, коридоры, вестибюли и тамбуры, примыкающие к этим помещениям;

7) наклонно-направленная скважина - скважина, в которой предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданному профилю;

8) многоярусная морская стационарная платформа - платформа, в блок - модульном исполнении верхнего строения, предназначенная для одновременного бурения и эксплуатации скважин, на которой устья эксплуатационных скважин и технологическое оборудование располагаются на нижнем ярусе, а устья бурящихся скважин и буровое оборудование, блок жилых, служебных и санитарных помещений, вертолетная площадка на верхнем ярусе;

9) манифольд – элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме, и снабженных необходимой запорной, буровыми рукавами и компенсаторами;

10) нефтяные операции - работы по разведке, добыче нефти, строительству и эксплуатации необходимых технологических и сопутствующих объектов;

11) технологические и сопутствующие объекты морских нефтегазовых сооружений – технические устройства, трубопроводы, производственные здания и сооружения эксплуатируемые на морских нефтегазовых сооружений при добыче и транспортировке нефти и газа;

12) подвышечный портал - сооружение с вышечно-лебедочным оборудованием, снабженное механизмами, обеспечивающими его перемещение на новую точку бурения на морских нефтегазовых сооружений;

13) пост пожарный центральный - помещение или часть помещения инженерно-технологического поста морских нефтегазовых сооружений, с круглосуточной вахтой, где сосредоточены станции сигнализации обнаружения пожара и сигнализация о наличии газа и паров нефти во взрывоопасных зонах;

14) продуктопровод - трубопровод, по которому транспортируется продукция куста эксплуатационных скважин на центральный береговой пункт сбора или на технологическую платформу;

15) персонал - лица, находящиеся на морских нефтегазовых сооружениях, работающие или выполняющие служебные функции. При перевозке вертолетом персонал оформляется как служебные пассажиры;

16) наряд-допуск – задание на производство работ, оформляемый при проведении строительно-монтажных работ на территории действующего предприятия, когда имеется или может возникнуть производственная опасность, исходящая от действующего предприятия;

17) средства внешней связи - средства, предназначенные для передачи или приема информации с помощью радиоволн и кабельных линий связи. К средствам внешней связи относятся: главные, аварийные и эксплуатационные средства радиосвязи, радиорелейная и кабельная связи;

18) распределительный трубопровод - трубопровод с запорными устройствами, соединяющий насосы для глушения скважины с манифольдами эксплуатационных скважин;

19) морские нефтегазовые сооружения - сооружение, возвышающееся над уровнем максимального волнения, в надводном строении которого расположены буровое, технологическое и вспомогательное оборудование, предназначенное для бурения, добычи, подготовки нефти и газа, а также административно-жилые помещения и вертолетная площадка;

20) верхнее строение морских нефтегазовых сооружений - конструкции, блок - модули и оборудование, установленные на опорном основании морских нефтегазовых сооружений, в один или несколько ярусов;

21) технологическое оборудование - оборудование, в котором циркулирует буровой раствор, содержащий нефть и нефтяные газы или легковоспламеняющиеся жидкости;

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

23) жилые помещения - помещения, предназначенные для проживания персонала, коридоры, вестибюли и тамбуры, примыкающие к этим помещениям;

24) ряд скважин - последовательное расположение двух и более устьев скважин по прямой линии, перпендикулярной приемному мосту буровой установки;

25) внутрискважинный клапан-отсекатель - устройство для автоматического перекрытия сечения потока пластового флюида фонтанной скважины при изменении одного или несколько режимных параметров;

26) противовыбросовое оборудование - комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов;

27) средства внутренней связи - средства, предназначенные для связи постов и помещений между собой. К средствам внутренней связи относятся: телефонная, проводная, радио и громкоговорящая связь;

28) путь эвакуации - путь безопасного перемещения персонала от рабочих мест и мест пребывания в жилых и общественных помещениях к месту сбора и площадке для посадки в спасательные средства (шлюпки, капсулы, вертолеты, суда и тому подобные).

Глава 2. Порядок обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов, осуществляющих проведение нефтяных операций на море

Сноска. Заголовок главы 2 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.12.2022 № 321 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования).

Параграф 1. Требования к обеспечению промышленной безопасности
на морских нефтегазовых сооружений

3. Конструкция морских нефтегазовых сооружений должна быть устойчива к действующим на них нагрузкам в процессе транспортировки, установки на заданной точке и эксплуатации.

4. Для всех морских нефтегазовых сооружений разрабатываются и утверждаются руководителем организации (владельцем опасного производственного объекта):

1) проектная документация;

2) технологические регламенты;

3) план ликвидации аварий (далее - ПЛА).

Сноска. Пункт 4 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.12.2022 № 321 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования).

5. При проведении операций на морских нефтегазовых сооружений владельцем назначается лицо, ответственное за безопасное проведение работ с указанием обязанностей и полномочий в Плане организации работ (далее – ПОР), утверждаемом техническим руководителем организации.

6. Персонал и посетители морского сооружения, проходят вводный инструктаж, знакомятся с правилами безопасности при нахождении на объекте, и действиями при возникновении аварий, с регистрацией в журнале.

7. Персонал морских нефтегазовых сооружений во время нахождения вне жилого блока при себе должен иметь средства индивидуальной защиты (далее – СИЗ).

8. При достижении предельно допустимой концентрации (далее – ПДК) сероводорода в рабочей зоне принимаются меры реагирования и использования защитного снаряжения и СИЗ.

9. Персонал, работающий в условиях загазованности, при превышении ПДК сероводорода, должен работать в шланговых противогазах с принудительной подачей воздуха или в дыхательных аппаратах.

10. Персонал, работающий в условиях загазованности должен быть обеспечен комплектами дыхательной аппаратуры с давлением воздуха в баллонах, рассчитанном на продолжительность работы, необходимой для покидания персоналом загазованной зоны.

11. При продолжительной работе в условиях сероводородной загазованности должна предусматриваться система воздушных коллекторов, шлангов и масок для обеспечения постоянной подачи воздуха.

12. Вспомогательные суда (морские суда, вертолеты), предназначенные для эвакуации персонала, должны иметь отсек для размещения людей с системой безопасной подачи воздуха. Персонал, вынужденный работать на палубе во время эвакуации, обеспечивается дыхательными аппаратами.

При аварийной ситуации, связанной с возможностью пожара (взрыва), на морских нефтегазовых сооружений организуется дежурство спасательных и пожарных судов, обеспечивающих подачу воды из водометов на верхнюю палубу объекта и образования защитной водяной завесы.

Морские нефтегазовые сооружения оборудуются вертолетной площадкой и причально-посадочными устройствами, предназначенными для обеспечения подхода с наветренной стороны судов и посадки-высадки людей. При наличии приливов и отливов высота причально-посадочных устройств должна обеспечивать швартовку и высадку.

13. На морских нефтегазовых сооружениях должны устанавливаться дополнительные защитные оборудования, включающее анемометры, сирены, реанимационное оборудование, спасательные канаты и привязные ремни безопасности.

14. Количество индивидуальных средств спасения (спасательные жилеты и гидрокостюмы) должно обеспечивать двойную норму, необходимую для одновременного спасения лиц, находящихся на объекте (по штатному комплекту в спальных помещениях и на пункте сбора при эвакуации). Индивидуальные спасательные средства должны быть оранжевого цвета с люминесцирующими полосками и сигнальной лампочкой, активирующейся при попадании в воду.

Минимальный персональный аварийно-спасательный комплект, хранящийся в жилых помещениях включает гидрокостюм, спасательный жилет (плавающий гидрокостюм), противодымный капюшон, огнестойкие перчатки и фонарик.

При эксплуатации морских нефтегазовых сооружений количество коллективных средств спасения на воде на 50 процентов должно превышать штатное количество людей постоянно находящихся на объекте.

Комплект СИЗ каждого работника, находящегося вне помещения, должен включать каску (шлем), защитную обувь с металлическими носками и задниками, искрозащитный комбинезон, перчатки или рукавицы, защитные очки, наушники и самоспасатели (газоспасатели) со сжатым воздухом минимум на 10 минут.

Средства спасения (канаты, лодки, плоты, гидрокостюмы и жилеты) испытываются и проверяются по утвержденному графику. После проверки средств защиты, делается отметка (клеймо, штамп) о сроках следующего испытания.

15. При каждой смене вахты обслуживающего персонала на морских нефтегазовых сооружениях проверяется исправность коллективных спасательных средств. Обнаруженные неисправности немедленно устраняются.

16. По прибытию на морские нефтегазовые сооружения при смене вахт лица контроля, старшие по каждому коллективному спасательному средству, осуществляют прием - сдачу последних с соответствующей записью в вахтовом журнале.

Каждому работнику или посетителю необходимо знать свой пункт сбора и место нахождения коллективного спасательного средства.

Схемы передвижения и опасных участков вывешиваются на видном месте.

17. Во всех аварийных случаях проводится оповещение в соответствии с ПЛА.

На рабочих местах около всех средств связи вывешиваются таблички с указанием порядка подачи сигналов об аварии и пожаре, номера телефонов медицинского диспетчерского пунктов руководителей организации.

18. Все службы морских нефтегазовых сооружений оборудуются средствами связи, обеспечивающими:

1) радиосвязь с морскими судами (в том числе пожарными) в диапазоне частот, выделенных для морской подвижной службы;

2) связь с руководством организаций, местной пожарной службой, береговой базой (радио в диапазоне частот, выделенных для этой цели; радиорелейные или кабельные);

3) радиосвязь с вертолетами обслуживания в диапазоне частот, выделенных для авиационной службы;

4) телефонная (радио) связь служб платформы между собой;

5) трансляционная связь из центрального поста управления в жилые, общественные и производственные помещения;

6) двусторонняя трансляционная связь между вертолетной площадкой, жилыми помещениями и диспетчером.

19. На морских нефтегазовых сооружений с постоянным присутствием персонала и на вспомогательных береговых службах круглосуточно осуществляется проверка каналов аварийной связи.

20. Морские и воздушные суда, используемые для поддержки морских операций, оборудуются соответствующими приемниками сигналов от радиомаяков.

21. Для обеспечения питания всех средств связи предусматривается подача электроэнергии от основных и аварийных источников питания платформы.

При отключении основных и аварийных источников питания средств связи, предусматривается питание от резервных аккумуляторов.

22. Радиооборудование устанавливается в помещении в верхних строениях жилого блока морских нефтегазовых сооружений.

23. Не допускается устанавливать в радиорубке оборудование, не имеющее отношения к средствам связи.

24. Громкоговорители командного трансляционного устройства устанавливаются во всех жилых, общественных и производственных помещениях, на открытых рабочих площадках. При этом командное трансляционное устройство при полной нагрузке и максимальном усилении должен обеспечивать передачу служебных распоряжений с микрофонных постов с такой слышимостью, чтобы минимальный уровень громкости воспроизведения, на 20 децибел превосходил уровень шумов в этих местах.

25. Кабели связи и антенно-фидерное устройство должны защищаться от механических повреждений. Установка антенн во взрывоопасных зонах не допускается.

26. Не допускается производство работ ночью или при неблагоприятных метеорологических условиях на верхних строениях морских нефтегазовых сооружений.

На морских нефтегазовых сооружениях должен обеспечиваться круглосуточный прием метеосводок и штормовых предупреждений, передача оперативной и срочной информации.

В этих целях организация, эксплуатирующая морских нефтегазовых сооружения, получает от гидрометеорологической службы следующую информацию:

1) суточным прогнозом погоды и волнения;

2) полусуточным прогнозом погоды и волнения;

3) прогнозом погоды и волнения на последующие два дня;

4) предупреждением об опасных явлениях природы.

Время передачи информации устанавливается согласованным решением организации, эксплуатирующей морские нефтегазовые сооружения, и управлением гидрометеорологической службой.

Гидрометеорологическая информация регистрируется вахтенным радиооператором в журнале прогнозов погоды.

27. С учетом параметров и технических решений проекта морских нефтегазовых сооружений должны оборудоваться безопасным убежищем, обеспечивающим защиту персонала от пожаров, повышения температуры, дыма, токсичных газов, взрыва, на время необходимое для полной ликвидации аварий и до момента, когда будет обеспечена безопасная эвакуация обслуживающего персонала.

Пути эвакуации во временное убежище и из него обеспечиваются защитой от пожаров и высоких температур, с обеспечением доступности в течение всего периода чрезвычайной ситуации.

28. Рабочие площадки и помещения на морских нефтегазовых сооружений должны иметь не менее двух эвакуационных выходов.

Двери на путях эвакуации должны открываться наружу и не должны иметь запоров.

Ширина трапа, ведущего к шлюпочной (посадочной) площадке должна быть не менее 1,2 метра. Конструкция посадочной (шлюпочной) площадки, должна обеспечивать посадку персонала в коллективные спасательные средства с обеих сторон площадки.

29. Пути эвакуации в местах размещения коллективных спасательных средств, включая устройства для спуска на воду, поверхность моря в месте спуска должны оснащаться рабочим и аварийным освещением.

30. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.12.2022 № 321 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования).

31. Перед началом работ проверяется:

1) решение о назначении лица, ответственного за безопасное проведение работ;

2) обучение персонала и допуск к работе;

3) паспорта на технические устройства;

4) акты испытания оборудования и трубопроводов.

32. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.12.2022 № 321 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования).

Параграф 2. Требования к обеспечению промышленной безопасности
при строительстве объектов на морских нефтегазовых сооружениях

33. Перед началом строительства объектов на морских нефтегазовых сооружениях разрабатывается проектная документация.

Перед началом проектирования объектов строительства или реконструкции сооружений производятся инженерные изыскания (инженерно-гидрографические, геодезические, геологические, гидрометеорологические). Исполнитель обеспечивает полноту материалов и сведений, полученных в процессе изысканий.

При разработке проекта обустройства месторождения на море должны определяется технологические операций по подготовке нефти, газа, вариант компоновки и монтажа технологического оборудования и расположения производственных, жилых, общественных и вспомогательных помещений на морских нефтегазовых сооружениях.

В производственных помещениях на рабочих местах морских нефтегазовых сооружениях вывешиваются схемы расположения трубопроводов и запорных устройств на коммуникациях бурового и эксплуатационного оборудования с указанием длины и диаметра нефтяных и газовых трубопроводов.

Все изменения и дополнения в расположении трубопроводов и запорных устройств на коммуникациях оборудования в течение суток вносятся в технологические схемы.

Для защиты персонала при взрыве, пожаре или загазованности предусматривается временное убежище. Помещение временного убежища на морских нефтегазовых сооружениях защищается от воздействий взрыва, проникновения дыма и газа, от возгорания и распространения пожара на время необходимое для эвакуации.

Все конструкции и внешние стены помещений выполняются из стали.

34. Жилые помещения должны быть удалены от наиболее опасных участков работы, устьев скважин, систем обработки буровых растворов, двигателей, насосов, емкостей с нефтью и горюче-смазочными материалами.

Жилые помещения и временные убежища должны располагаться на максимально возможном безопасном удалении от установок подготовки и транспортировки нефти и газа, нефтепромыслового оборудования работающего под давлением (сепараторы, теплообменники, компрессоры, продуктопроводы). Аварийный выход из жилых помещений должен находиться с противоположной стороны от установок.

35. На морских объектах, требующих постоянного присутствия персонала, предусматриваются медицинские пункты по оказанию первой медицинской помощи и помещения изолятора, соответствующие численности персонала.

36. Медицинский пункт располагается ближе к вертолетной площадке и/или к месту эвакуации водным транспортом и оснащается носилками и средствами для безопасной транспортировки пострадавшего или больного.

37. В помещениях должна предусматриваться приточно-вытяжная вентиляция. Взаимное расположение выкидных и воздухозаборных шахт должно исключать засасывание отработанного воздуха.

38. Воздухозаборные устройства должны располагаться вне взрывоопасных зон и снабжаются устройствами автоматического включения системы вентиляции при достижении 20 процентов предельно допустимой концентрации взрывоопасных веществ.

39. В производственных помещениях, где возможно внезапное интенсивное выделение взрывоопасных газов или паров, предусматривается аварийная вентиляция. Запуск аварийной вентиляции должен быть автоматическим от сигналов датчиков газоанализаторов.

40. Вентиляционные агрегаты, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях должны быть во взрывозащищенном исполнении.

41. Объединение нескольких взрывоопасных помещений общими воздуховодами не допускается. Вентиляционные системы оборудуются пожарными заслонками.

42. При повышенном риске загазованности до взрывоопасной концентрации, освещение применяется во взрывобезопасном исполнении. Предусматривается наличие сигнализаторов контроля взрывоопасной концентрации газа (сероводорода, двуокись серы, диоксид азота, оксид углерода, бензол, толуол и ксилол).

43. В производственных помещениях, где возможен разлив нефтепродуктов, химических реагентов, предусматриваются съемные настилы, предотвращающие скольжение и не имеющие выступов.

Конструкция настила морских нефтегазовых сооружений предусматривает уклон в сторону блока сбора сточных вод и канализационной системы.

44. Настил подвышечной части портала изготавливается с отводом стоков и блок промышленных стоков.

В настиле рабочей площадки у ротора предусматривается отверстие для шланга со съемной крышкой.

Места сопряжения стволов бурящихся и эксплуатационных скважин, шурфовой трубы и кассет для утяжеленных бурильных труб с настилом площадки должны обеспечивать герметичное соединение.

45. Настил для сбора стекающих жидкостей должен предусматриваться на каждом ярусе морских нефтегазовых сооружений. Настил имеет отбортовку по всему периметру платформы, высотой 150 миллиметров.

Настил подвышечной части портала должен изготавливаться из дерева, и иметь отвод стоков в блок промышленных стоков.

46. Все оборудование, трубопроводы и арматуры расположенные в производственных помещениях и подвергающиеся нагреванию, обеспечиваются устройствами, предотвращающими или ограничивающими выделение конвективного и лучистого тепла (теплоизоляция, экранирование, отведение тепла).

Горячие металлические поверхности с температурой выше 70 градусов Цельсия ограждаются или покрываются теплоизолирующим материалом.

47. Рабочие площадки, возвышающиеся более чем на 1 метр от уровня пола, снабжаются лестницами, ограждаются перилами. Ширина лестниц (трапов) должна быть не менее 650 миллиметров. Угол наклона трапов (лестниц) должен быть не более 60 градусов.

48. Конструкция многоярусных морских нефтегазовых сооружений должна обеспечивать расположение устьев эксплуатационных скважин и оборудования эксплуатационного комплекса на нижних ярусах, а устьев бурящихся скважин на верхнем ярусе платформы.

49. На морских нефтегазовых сооружениях и плавучих буровых установках (далее – ПБУ) по периметру каждого яруса устанавливаются ограждения, высотой не менее 1,2 метра.

50. Конструкция многоярусных морских нефтегазовых сооружений в блочно-модульном исполнении верхнего строения платформы и ПБУ для одновременного бурения и эксплуатации скважин должна обеспечивать расположение устьев добывающих скважин на нижнем ярусе и противовыбросового оборудования бурящихся скважин и устьев бурящихся скважин на верхних ярусах.

51. Аварийный дизель-генератор устанавливается на верхнем ярусе в составе или вблизи модуля жилого блока в отдельном помещении и отделяется от взрывоопасных помещений противопожарными стенами и перекрытиями.

52. При блок-модульном исполнении эксплуатационного оборудования хранилище топлива и масла на морских нефтегазовых сооружениях в количестве, не более 30 дневного запаса размещается с внешней стороны блок - модулей, по периметру. Емкости для хранения метанола устанавливаются на нижнем ярусе морских нефтегазовых сооружений, емкости для хранения топлива для дозаправки вертолетов устанавливаются на нижнем ярусе с краю платформы под вертолетной площадкой.

Емкость для хранения топлива с температурой вспышки 60 градусов Цельсия и выше, устанавливается под энергетическим блок - модулем на расстоянии по горизонтали не менее 10 метров от жилого блока, технологического оборудования, включая устье скважины.

Топливные и метанольные емкости, защищаются термоизоляцией толщиной 40 - 50 миллиметров.

Трубопроводы для приема топлива и метанола с судов обслуживания должны быть стационарно выведены на причальные площадки и находиться на расстоянии не менее 10 метров от жилого блока.

Топливные трубопроводы прокладываются вне взрывоопасных помещений. Не допускается прокладка топливных трубопроводов на рабочих площадках или в других местах, где они могут быть подвергнуты повреждению.

53. Металлоконструкции и блок - модули морских нефтегазовых сооружений снабжаются устройствами для крепления их к палубе краново-монтажного судна (далее - КМС) или буксируемого плавучего средства.

54. В составе каждого блок - модуля предусматриваются технологические трубопроводы и коммуникации с быстросъемными соединениями.

55. Места стыковки отдельных блок - модулей должны исключать загрязнение моря выбуренной породой, сыпучими материалами, нефтью и нефтепродуктами.

56. Конструкция блок - модулей морских нефтегазовых сооружений должны обеспечивать смену технологического оборудования с помощью грузоподъемных средств, размещенных на морских нефтегазовых сооружениях.

57. Металлоконструкции и блок-модули ПБУ должны иметь устройства для крепления к палубе КМС или буксирного судна. На блок-модулях применяют трубопроводы с быстросъемными соединениями.

Места стыковки отдельных блок-модулей должны быть герметичными и исключать загрязнение моря выбуренной породой, сыпучими материалами, нефтью и нефтепродуктами при эксплуатации ПБУ.

Конструкции блок-модулей обеспечиваются устройством для строповки исключающими возможность задевания стропами при их натяжении оборудования и коммуникаций, смонтированных в блок-модуле.

58. Эксплуатационные стояки размещаются с края морских нефтегазовых сооружений вне зоны причала судов. Не допускается устанавливать стояки на расстоянии менее 15 метров от жилого блока и вводить стояк под платформу. Расстояние между стояками должно быть не менее 500 миллиметров.

Размещение эксплуатационных стояков на платформе, их монтаж, крепление и защита должны обеспечивать безопасную эксплуатацию.

Работы, связанные с креплением эксплуатационных стояков к конструкции морских нефтегазовых сооружений и их обслуживанием, производятся с люлек, площадок, подмостей в спасательных жилетах.

59. ПБУ должна иметь не менее четырех швартовных устройств, расположенных с учетом возможности посадки и высадки людей с судов при ветре различного направления, а также консольные площадки, выступающие за габариты посадочных и причальных площадок.

Конструкция отбойных паловшвартовных устройств должна иметь амортизационные устройства, смягчающие удары, возникающие при причаливании судов обслуживания.

60. Надводные элементы морских нефтегазовых сооружений должны обеспечивать безопасный осмотр и обслуживание.

Рабочие площадки, возвышающиеся более чем на 1 метр от уровня пола, снабжаются лестницами, ограждаются перилами.

61. Работы по установке опорных блоков ПБУ на точке строительства проводятся в дневное время суток.

Опорный блок из транспортного-горизонтального положения в вертикальное положение переводится после удаления судов обслуживания на безопасное расстояние.

Управление приемом балласта в секции ног блока обеспечивается дистанционным управлением с борта КМС.

62. Верхние части опорных блоков ПБУ относительно друг друга устанавливаются в одной горизонтальной плоскости. Конструкция опорного блока оборудуется устройством для заполнения внутреннего объема нижних секций водой с целью перевода в вертикальное положение при установке на грунт в заданной точке.

63. Снятие строп опорного блока производится после установки его на точке строительства и обеспечения горизонтальности верхней его части.

64. Для демонтажа вспомогательных понтонов и монтажа несущей конструкции надводной части вдоль элементов верхней панели блока предусматриваются монтажные подходы с односторонним перильным ограждением высотой 1 метр.

Конструкция опорного блока ПБУ в верхней части должна иметь крепление вспомогательных понтонов для приведения металлоконструкции в вертикальное положение после спуска ее на воду, и устройства для заполнения внутреннего объема нижних секций водой с целью перевода в вертикальное положение (в случае транспортировки их на плаву) и установки на грунт в заданной точке.

65. Закрепление опорного блока осуществляется КМС, оснащенным сваебойным оборудованием.

66. После установки опорных блоков на точке, проводится подводное обследование сооружения по выявлению возможных деформаций металлоконструкции.

67. Конструкция вышки должна обеспечивать надежность ее крепления к порталу (постаменту) и эксплуатацию без оттяжек.

Внутри вышки должны устанавливаться два стояка манифольда буровых насосов.

Буровая установка должна оснащаться комплексом механизмов автоматического спуска и подъема.

Балкон вышки должен быть оборудован устройством для срочной эвакуации рабочего и переговорным устройством.

68. Высота подвышечного портала должна обеспечивать безопасность и удобство работ по обслуживанию и эксплуатации противовыбросового оборудования.

Подвышечный портал должен оборудоваться переходными площадками и трапами к оборудованию циркуляционной системы, приемному мосту и аварийным выходам.

Для монтажа, демонтажа и ремонта растворопроводов подвышечный портал должен оборудоваться пешеходной дорожкой с перильными ограждениями.

69. Подвышечный портал должен снабжаться грузоподъемным устройством для перемещения и монтажа противовыбросового оборудования.

70. Противовес якорного каната, контргрузы машинных ключей, шурфовые направления для ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб не должны препятствовать производству работ над порталом (постаментом). Противовес и контргрузы должны иметь защитные ограждения.

71. При многорядном бурении куста скважин в конструкции подвышечного портала должны предусматриваться устройства, обеспечивающие его перемещение по направляющим в продольном и поперечном направлениях.

72. Направляющие перемещения подвышечного портала должны оборудоваться на концах упорами и конечными выключателями.

73. Система гидроуправления перемещением подвышечного портала в продольном и поперечном направлениях должна иметь блокировку, исключающую возможность одновременного включения перемещения портала в обоих направлениях.

74. Размещение пультов управления перемещения подвышечного портала должна обеспечивать удобство их обслуживания и обзор за процессом перемещения.

Параграф 3. Требования к обеспечению промышленной безопасности
при бурении скважин

75. При подготовке ПБУ к переходу на новую точку должны предусматриваться:

1) план вывода ПБУ с точки и постановку на точку бурения;

2) приемка запасов топлива, воды, расходных запасов продовольствия и необходимых материалов;

3) заявка на гидрометеорологическое обслуживание;

4) заявка на ледокольное сопровождение;

5) заявка на заход в порт;

6) изучение маршрута перехода, наличие комплекта карт, лоций и навигационных пособий;

7) проверка наличия, готовности и исправности судового оборудования, устройств и систем ПБУ;

8) проверка готовности и исправности бурового и технологического оборудования, инструментов, приспособлений и материалов.

76. Талевый блок с компенсатором необходимо перевести в нижнее положение и закрепить элементы талевой системы и устройства для подачи труб, принять меры для предотвращения смещения оборудования.

77. План постановки ПБУ на точку бурения должен содержать:

1) координаты точки бурения;

2) гидрометеорологические условия в районе постановки;

3) инженерно-геологические условия, состояние морского дна, отсутствие кабелей, трубопроводов и объектов, представляющих опасность для бурового судна.

78. На ПБУ постоянно регистрируются и контролируются следующие данные:

1) глубина моря;

2) скорость и направление ветра;

3) параметры бортовой, килевой и вертикальной качки;

4) рыскание (вращение вокруг вертикальной оси);

5) горизонтальное смещение;

6) осадка судна;

7) угол наклона морского стояка;

8) высота волны;

9) скорость течения.

79. Разрешение на выполнение отдельных технологических операций и применение ограничений эксплуатации бурового оборудования, указания о прекращении бурения и отсоединении морского стояка по погодным условиям выдаются лицом, ответственным за безопасное проведение работ ПБУ.

80. При усилении волнения моря и ветра, при перемещении ПБУ над точкой бурения выходящими за допустимые пределы, в случае появления дрейфующих ледяных полей, бурение прекращается и проводится расстыковка морского стояка от устья для ухода ПБУ, с выполнением мероприятий, обеспечивающих повторный ввод бурильного инструмента в скважину при возврате ПБУ на точку.

81. В процессе бурения производятся работы по прогнозированию и определению пластовых давлений.

82. При первых признаках газонефтеводопроявления (далее – ГНВП) устье скважины герметизируется и принимаются меры по глушению скважины.

Лицо, ответственное за безопасное проведение работ на ПБУ сообщает о случившемся руководителю буровой организации.

83. На судне организовывается наблюдение за возможным возникновением аварий с образованием грифонов. В случае возникновения грифонов в районе расположения ПБУ и создания угрозы для ПБУ руководитель буровой установки принимает меры для ухода бурового судна с точки бурения.

Работы по отсоединению от устья и герметизации скважины проводятся под руководством лица, ответственного за безопасное проведение работ.

84. При уходе от подводного устья скважины, когда скважиной вскрыты пласты с аномально высоким пластовым давлением или продуктивные горизонты, герметизацию устья скважины проводится при нахождении бурильного инструмента в забое последней обсадной колонны.

85. Сооружения и установленное оборудование, приборы и технические средства проходят периодические проверки, техническое обслуживание и контрольные испытания в соответствии с руководством по их эксплуатации и ремонту.

86. В деле скважины фиксируются отчеты с данными по параметрам и компонентам бурового раствора, компоновке бурового инструмента и режим бурения, методы, объемы и результаты геолого-геофизических работ, описание ликвидации аварии, инцидентов и выполненных работ по консервации и ликвидации скважины.

87. При укладке труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 метра для обеспечения безопасного ведения работ должно предусматриваться:

1) фиксируемая лестница для подъема на стеллажи;

2) металлические стойки стеллажей, предохраняющие трубы от раскатывания;

3) ограждения стеллажей по длине труб, предохраняющие падение работающего;

4) не менее двух проходов на приемный мост с торцевых сторон стеллажей.

88. Трубы со стеллажей должны подаваться на приемный мост с помощью стреловых кранов грузоподъемного механизма, установленного на платформе. Скатывание труб со стеллажей на приемный мост не допускается.

89. Система циркуляции бурового раствора устраивается замкнутой, со сбором сточных вод и бурового шлама.

90. Участки циркуляционной системы, с имеющейся вероятностью скопления газа в опасных концентрациях, снабжаются вентиляцией и оснащаются газоанализаторами.

91. При наличии сероводорода (далее - H₂S), технология бурения должна предусматривать использование ингибиторов, поглотителей, дегазаторов, химических реагентов и устройств для снижения воздействие H₂S на оборудование.

92. При использовании ингибированных, эмульсионных растворов на нефтяной основе должны приниматься меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды.

93. При прохождении продуктивных или газовых пластов в которых давление ожидается выше гидростатического, буровая установка должна обеспечиваться рабочим раствором в циркуляционной системе в количестве 1,5 кратного объема скважины и запасным раствором в количестве 1 объема скважины.

94. Циркуляционная система на портале буровой установки должна снабжаться:

1) системой контроля уровня бурового раствора в приемных емкостях, показывающий прибор, который устанавливается в поле зрения бурильщика;

2) системой постоянного контроля о наличии газа в буровом растворе, выходящим из скважины; сигнализация о появлении газа устанавливается на посту бурильщика и центральном посту управления;

3) системой дегазации бурового раствора, включаемой при первых признаках появления газа в буровом растворе.

95. Уклон трубопровода подачи раствора циркуляционной системы должен обеспечивать поток бурового раствора самотеком от устья скважины в сторону очистных устройств.

96. Линия нагнетания бурового раствора, стояк, шланг и ведущая труба испытываются опрессовкой на максимально допустимое рабочее давление насоса. Линия нагнетания бурового раствора, стояк, шланг и ведущая труба испытываются на 1,5 кратное рабочее давление. Буровой насос должен иметь автоматическое устройство отключения двигателя насоса и предохранительное устройство сброса давления, срабатывающие при возрастании давления нагнетания, превышающем на 10-15 процентов рабочее давление.

97. На морских сооружениях, с ожиданием сероводорода, должен разрабатываться План профилактических мероприятий по безопасности при работе с сероводородом, с определением необходимых мероприятий для защиты персонала от токсичного воздействия сероводорода и снижения агрессивного воздействия на оборудование и окружающую среду.

План профилактических мероприятий при работе с сероводородом, включает мероприятия безопасности при эксплуатации оборудования, обучение и практические занятия персонала.

98. При ожидании присутствии сероводорода должны предусматриваться противовыбросовое оборудование (далее - ПВО), устьевое, технологическое оборудование и трубы в коррозионно-стойком исполнении, соответствующее правилам по предотвращению сульфидного растрескивания.

99. На морских нефтегазовых сооружениях должны устанавливаться системы мониторинга и обнаружения сероводорода, с подачей звукового и визуального сигнала тревоги по всему объекту.

При ожидании сероводорода устанавливаются стационарные датчики контроля сероводородана кожухе соединяющем ПВО с желобом, вибрационном сите, участках для транспортировки и хранения бурового раствора, пульте бурильщика, участке забора воздуха для вентиляционной системы, в непосредственной близости от устьевого оборудования, манифольдов, процессорного оборудования работающего под давлением. При работе в слабо вентилируемых или закрытых участках персонал обеспечивается переносными газоанализаторами сероводорода.

100. На морских нефтегазовых сооружениях устанавливаются переносные приборы по обнаружению сероводорода, готовые к использованию в случае выхода из строя основной системы обнаружения.

101. Персонал, работающий на участках по переработке жидкости, где концентрации сероводорода превышают 50 процентов ПДК, обеспечивается индивидуальными датчиками, подающими звуковой и световой сигнал, при приближении концентрации углеводородных газов или сероводорода к 20 процентам взрывной концентрации газовой смеси.

102. При бурении на устье скважины устанавливается ПВО.

До цементирования кондуктора и установки ПВО для предотвращения неконтролируемого выброса при бурении на малых глубинах используется устьевой отклонитель.

Тип ПВО определятся с учетом расчетного или ожидаемого пластового давления, наличия сероводорода.

103. Наземное ПВО состоит из двух превенторов с трубными плашками, одного универсального превентора, одного превентора с глухими (срезающими) плашками и двух гидравлических задвижек, направляющей трубы с обратным и шаровым клапаном;

При применении бурильной колонны из труб разного наружного диаметра дополнительно к вышеперечисленному оборудованию добавляются превенторы с различным диаметром трубных плашек, вмонтированных в полости одного превентора или из двух плашечных превенторов одного для самой большой и одного для самой малой бурильной колонны;

Подводное ПВО дополнительно к вышеуказанному имеет двойное управление, в том числе автоматическое;

Для скважин, бурящихся в сложных геологических условиях (сероводород и аномально высокое пластовое давление) предусматривается превентор со срезающими плашками.

104. ПВО обвязывается с манифольдами глушения и дросселирования, и опрессовывается на рабочее давление. Штурвалы ручного закрытия плашечных превенторов, установленных под полом буровой установки оборудуются отбойными металлическими щитами.

105. Манифольды ПВО размещаются на верхнем ярусе. Крепление линии манифольда противовыбросового оборудования к опорам и стойкам производится хомутами на болтах (без применения сварки). Расстояние между опорами не более 4 метра.

106. Опрессовка обсадных труб до спуска в скважину производится на ожидаемое давление с запасом 10 процентов.

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии созданной приказом руководителя организации.

107. ПВО проверяется визуально (внешний осмотр) и функционально (закрытие - открытие) после завершения каждой спускоподъемной операции (далее - СПО). Проверка производится не реже одного раза в сутки. Результаты проверки заносятся в вахтовый журнал.

108. Эксплуатационная колонна перед перфорацией оборудуется крестовиной фонтанной арматуры и превенторной установкой с глухими плашками.

При оборудовании устья скважины применение колонных головок и элементов обвязки на сварке не допускается.

109. Прочность промежуточных колонн и установленных на них превенторных установок должна обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтане.

110. На морских нефтегазовых сооружениях предусматривается площадка для хранения и осмотра противовыбросового оборудования, хранения запорной арматуры и инструмента, оснащенная грузоподъемным механизмом.

111. Для фиксации противовыбросового оборудования на устье скважины применяются съемные шпильки с гайками.

Фиксация противовыбросового оборудования на устье распорками и на сварке не допускается.

112. На морских нефтегазовых сооружениях обеспечивается постоянная постоянная высота линий манифольда превенторов, определяемая из условия установки последнего фланца колонной головки на высоте 0,5 метров от настила.

113. Группа задвижек на линиях манифольда противовыбросового оборудования и сам манифольд располагают в легкодоступных местах, обеспечивающих удобство их обслуживания и замены.

114. Коммуникации управления противовыбросовым оборудованием располагаются на морских нефтегазовых сооружениях таким образом, чтобы исключалось возможность их повреждения.

115. Дистанционное управление превенторами осуществляется с поста бурильщика и пульта, установленного на расстоянии не менее 20 метров от устья скважины.

116. При бурении нефтегазонасыщенных пластов под ведущей трубой устанавливается шаровый кран.

117. При начале газонефтепроявлений и открытого фонтана принимаются меры по закрытию превенторов, вызову спасательных судов и аварийно-спасательных служб (далее – АСС) для ликвидации фонтана, отключению электрооборудования, приведению в действие систем орошения и лафетных стволов.

118. Количество скважин на морских нефтегазовых сооружениях, расстояние между скважинами и их взаимное расположение должны определяться для каждого месторождения с учетом геологического строения месторождения, применяемой техники и технологии бурения скважин, добычи нефти и газа, обеспечения условий для успешной ликвидации возможных осложнений и аварий, создания удобств и безопасности для обслуживающего персонала при последующей эксплуатации и ремонте скважин.

119. Бурение скважин на морских сооружениях, допускается при наличии утвержденной проектной документации, прошедшей экспертизу промышленной безопасности, декларации промышленной безопасности и укомплектованной персоналом буровой бригады.

120. Бурение скважин включает следующие основные этапы, производственные и технологические процессы:

1) подготовка и выдача технического задания на проектирование;

2) разработка, экспертиза, согласование и утверждение проектной документации;

3) оформление отвода земли, топографо-геодезические изыскательские работы, регистрация объекта;

4) строительно-монтажные работы по буровой установке, зданиям и сооружениям, пуско-наладочные работы;

5) бурение, крепление и испытание скважин;

6) передача скважин в эксплуатацию, консервацию или ликвидацию.

121. Местоположение скважины и размещение комплекса буровой установки и морских сооружений определяется с учетом рельефа местности, с составлением акта с указанием географических координат.

122. На этапах строительства скважин осуществляется ведение производственной, технологической и технической документации, регистрация работ в журналах и актах.

123. Проектом бурения куста наклонно-направленных скважин должна предусматриваться очередность бурения скважин, определяемая глубинами зарезки наклонных стволов, от минимальной до максимальной.

На участке искривления стволов при появлении признаков вхождения в опасную зону бурение производится под руководством лица ответственного за безопасное проведение работ по разработанному плану.

В целях фиксации контактов долота и бурильного инструмента с обсадными колоннами пробуренных скважин устанавливаются приборы (шумомеры).

124. При бурении разведочных (поисковых) скважин производится прогнозирование пластового давления.

125. Проект на бурение куста наклонно-направленных скважин предусматривает нумерацию всех скважин, размещение устьев скважин на платформе, привязку их к проектным положениям забоев, очередность бурения.

126. При выявлении существенных отклонений в фактическом местоположении или ориентации морских нефтегазовых сооружениях бурение скважин допускается после уточнения местоположения и ориентации платформы маркшейдерской службой и внесения корректив в проектные параметры наклонных скважин.

127. При необходимости бурения дополнительной скважины на морских нефтегазовых сооружениях для ликвидации аварийных ситуаций, проводка ее осуществляется по отдельному проекту.

128. Испытание вышек на статические нагрузки на морских нефтегазовых сооружениях проводится в соответствии с руководством по эксплуатации завода – изготовителя.

129. На спуск и цементирование обсадных колонн, испытания герметичности обсадных колонн, противовыбросового оборудования и изоляционных мостов, испытания объектов в скважине - составляются соответствующие акты.

130. Формирование подводного устья скважины проводится по плану организации работ. План учитывает состояние дна моря, тип и способ спуска и установки буровой плиты, направляющего основания, спускаемой обсадной колонны и руководство изготовителя.

131. До начала подготовительных работ по формированию устья скважины руководитель буровой установки проводит инструктаж персонала ПБУ по основным технологическим особенностям работ, по формированию подводного устья скважины, и безопасной эксплуатации бурового комплекса ПБУ. Проведенный инструктаж регистрируется записью в журнале инструктажа.

132. Руководитель ПБУ принимает решение о готовности ПБУ к формированию подводного устья скважины на основании актов о готовности к работе оборудования бурового комплекса, вспомогательного оборудования, инструмента.

133. Распоряжение руководителя ПБУ о начале работ по формированию подводного устья скважины фиксируется в судовом и буровом журналах.

Не допускаются работы по формированию устья скважины без стабилизации (ориентации) ПБУ на точке бурения.

134. Спуск опорной плиты ПБУ допускается при вертикальном перемещении ПБУ не более 1,5 метра.

135. Установку опорной плиты на створках спайдерной площадки необходимо проводить с совмещением центра плиты с осью спускаемого инструмента (центром ротора).

136. Опорная плита устанавливается на ровной поверхности дна моря с уклоном не более 3 градусов. Посадка опорной плиты на грунт должна проводиться с использованием компенсатора качки для обеспечения плавной посадки плиты и предотвращения удара.

137. Монтаж блока подводного ПВО должен проводится в соответствии с руководством по монтажу и эксплуатации блока ПВО по схеме обвязки устья скважины.

138. При применении компенсатора бурильной колонны для пуска морского стояка с ПВО и посадки компоновки на устье скважины компенсатор предварительно регулируется на поддержание 80 – 90 процентов веса морского стояка.

При спуске блока ПВО через 8-10 метров проводят крепление шлангокабелей управления при помощи хомутов к линиям глушения и дросселирования или к канатам коллектора, опрессовывают линии глушения и дросселирования после наращивания каждой секции на давление опрессовки ПВО.

Посадку ПВО на подводное устье скважины проводят при включенном компенсаторе бурильной колонны, контролируя процесс при помощи подводной видеокамеры.

Все выступающие электрические соединения блока управления системы подводного видео-контроля в максимальной степени защищаются от механических повреждений, а электрический кабель - отперетирании.

После спуска морского стояка с ПВО и после соединения корпуса дивертора с растворопроводом проверяется герметичность.

Проверку надежности стыковки ПВО с устьем скважины проводят в соответствии с руководством по монтажу и эксплуатации ПВО.

139. Скважины считаются законченными строительством, когда по ним выполнены все предусмотренные проектом работы, включая работы по ликвидации или подготовительные работы для передачи в добычу нефти и газа. Акты об окончании строительства скважин утверждаются генеральным подрядчиком.

140. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану организации работ.

141. Прочность промежуточных колонн и установленных превенторов должно обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтане с учетом заполнения скважины пластовым флюидом.

142. Спуск обсадной колонны в скважину осуществляться одной секцией и одного размера. Допускается спуск комбинированной колонны обсадных труб в случае, если общий вес эксплуатационной колонны при ее установке на всю длину от устья скважины до планируемой глубины не превышает допустимый вес на крюке буровой установки. При выборе буровых установок на стадии проектирования должен учитываться вес эксплуатационной колонны с учетом возможного прихвата.

143. При проведении СПО разрабатывается план организации работы, включающий в себя:

1) подачу бурильных труб с мостков на пол буровой (и обратно);

2) подачу бурильных свечей с подсвечника (и обратно);

3) крепление и раскрепление резьбовых соединений с помощью пневматических и механических ключей;

4) осуществление СПО в условиях ограниченной видимости, при сильном ветре или морозе и неблагоприятных погодных условиях.

144. Установки для бурения или ремонта скважин должны оборудоваться предохранительным устройством, предотвращающим затаскивание талевого блока на кронблок (противозатаскиватель) и ограничителем нагрузки на вышку или талевую систему. Проверка противозатаскивателя проводится с периодичностью раз в неделю и перед началом СПО.

145. Для предупреждения ГНВП при подъеме колонны бурильных труб производится, долив, бурового раствора в скважину.

146. Подсвечник вышки для бурильных труб, оборудуется устройством от падения. При разнице в длине свечей более 0,75 метров используется передвижная люлька верхового рабочего. Работа верхового рабочего без страховочного монтажного пояса запрещается.

147. Профилактический осмотр подъемного оборудования (талевого блока, крюко-блока, вертлюга, стропов, талевого каната, элеваторов, спайдеров) проводится, не менее одного раза в месяц. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

148. Талевый канат периодически протягивается в зависимости от количества СПО и нагрузки на крюк. Периодичность переоснащения талевого каната устанавливается эксплуатирующей организацией.

149. После спуска обсадной колонны и установки ПВО, колонна опрессовывается на ожидаемое давление при ГНВП с учетом дополнительного давления на его ликвидацию.

150. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на платформе буровой установки.

151. На морских нефтегазовых сооружениях допускается устанавливать не более двух буровых установок.

Бурение скважины второй буровой установкой допускается после спуска кондуктора и оборудования превентором устья скважины, бурящейся другой буровой установкой.

Допускается одновременное бурение и эксплуатация скважин на морских нефтегазовых сооружениях при соблюдении следующих требований:

1) газлифтные скважины оборудуются устьевыми и линейными клапанами – отсекателями;

2) фонтанные скважины оборудуются внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми устьевыми задвижками.

Фонтанная арматура эксплуатационных скважин имеет сплошное ограждение сверху и со стороны противовыбросового оборудования бурящихся скважин;

3) при отсутствии в скважинной продукции токсичных газов (сероводорода) в объемах превышающих ПДК.

Допускается одновременный ремонт и бурение скважин, находящихся в одной группе, при технической возможности проведения данных работ одновременно.

152. При бурении куста скважин двумя буровыми установками допускается соединение их циркуляционных систем при условии, что полезный объем каждой циркуляционной системы соответствует проектным требованиям бурения двух скважин.

Расположение системы очистки бурового раствора между буровыми установками не допускается.

153. Подъемник и лаборатория промыслово-геофизической станции, газокаротажная станция должны совмещаться в один блок или располагаться параллельно друг друга.

154. Расположение станций должно обеспечивать свободный доступ к отдельным узлам подъемника и лаборатории при их проверке, регулировании, ремонте и обслуживании.

155. Места сопряжения стволов бурящихся и эксплуатационных скважин, шурфовой трубы и кассет для утяжеленных бурильных труб с настилом площадки должны обеспечивать герметичное соединение.

156. При ГНВП, расхаживании прихваченного инструмента, тампонаже, перфорации, освоении или перемещении подвышечного портала на одной из скважин работы по бурению, текущему и капитальному ремонту на другой скважине прекращаются с принятием мер против возможных осложнений.

157. При строительстве, реконструкции и ремонте скважин выполняются мероприятия и действия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений.

На буровых установках устанавливаются системы аварийного отключения электрооборудования, с размещением у пульта бурильщика или у станции оператора по обслуживанию скважины, а в жилых помещениях у аварийных выходов.

Двигатели внутреннего сгорания (далее - ДВС), установленные в опасных зонах, оснащаются устройством для автоматического отключения в случае превышения допустимого количества оборотов вала.

158. В ПЛА, утвержденном техническим руководителем организаций, указываются мероприятия и оперативные действия по предупреждению и ликвидации аварийных и чрезвычайных ситуаций, осложнений, ГНВП и открытых фонтанов (далее – ОФ) в скважинах.

159. Для предупреждения ГНВП и ОФ производится подготовка и тренировка персонала по противофонтанной безопасности, перед вскрытием продуктивных горизонтов в скважине, и в дальнейшем регулярно, по графику организации.

160. Перед вскрытием продуктивного горизонта или пластов с возможными ГНВП выполняются мероприятия по предупреждению аварий и осложнений:

1) инструктаж персонала по практическим действиям при ликвидации ГНВП и ОФ согласно ПЛА;

2) инструктаж персонала геофизической и подрядных организаций работающих на территории буровой установки;

3) проверка состояния буровой установки, устьевого и противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений для герметизации скважины и ликвидации ГНВП;

4) проверка средств контроля загазованности, системы раннего обнаружения прямых и косвенных признаков ГНВП, средств индивидуальной защиты органов дыхания и средств коллективной защиты персонала;

5) проверка систем противоаварийной и противофонтанной защиты, маршрутов эвакуации персонала;

6) проводятся учебные тренировки по графику, утвержденному техническим руководителем организации;

7) оценка готовности объекта к вскрытию продуктивного горизонта, соответствия объемов и параметров бурового раствора, средств очистки, дегазации и обработки;

8) проверка системы геолого-технического контроля и регистрации параметров режима бурения, газопоказаний и газоанализаторов;

9) результаты выполненных мероприятий, записываются в вахтовом журнале, составляются акты с предложениями по устранению выявленных нарушений.

161. При опасности ГНВП, ОФ, производится герметизация устья, трубного пространства и выполняются действия по ПЛА.

162. Превентор закрывается с пульта управления согласно технологическому регламенту, при подвешенной на талевой системе колонне труб, открытой выкидной линии, при нахождении резьбового соединения ниже плашек и высоте колонны над устьем 0,8 - 1 метров, с фиксацией плашек.

163. В вахтовом журнале регистрируются время обнаружения ГНВП, показания манометров на манифольде промывки скважины и в межколонном пространстве, вес трубной колонны, параметры бурового раствора, газопоказания, прямые и косвенные признаки по системе раннего обнаружения ГНВП.

164. После герметизации постоянно контролируется и регистрируется давление; проверяется состояние устья, ПВО, манифольда, территории; вводится пропускной режим.

165. Не допускается превышение давления на устье герметизированной скважины более 80 процентов от давления опрессовки обсадной колонны. При определении допустимого давления учитывают степень износа и коррозии обсадной колонны по данным геофизических исследований и толщинометрии.

Снижение давления производится постепенно 0,3 - 0,4 мегапаскаль в минуту.

166. Работы по ликвидации открытого фонтана выполняются в соответствии с ПЛА.

167. Для ликвидации ГНВП и открытого фонтанирования привлекаются подразделения и формирования АСС.

Вспомогательные работы выполняются производственным персоналом после инструктажа, при непосредственном участии руководителя работ.

168. Не допускается находиться в опасной зоне работникам, не принимающим участия в выполнении аварийных и вспомогательных работ.

169. Оборудование, технические устройство, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, для ликвидации ГНВП и ОФ, находятся в постоянной готовности на складах аварийного запаса организации проводящей нефтяные операции и АСС.

Дислокация складов и перечень оснащенности определяются ПЛА.

170. При подъеме аварийного инструмента трубы развинчивают без применения ротора и динамической нагрузки.

171. Перед работами, связанными с освобождением прихваченного инструмента с подъемного крюка снимаются стропы, роторные вкладыши скрепляются болтами, на шинопневматических муфтах для предупреждения проскальзывания устанавливаются аварийные болты.

172. При применении нефтяных и кислотных ванн для ликвидации прихвата в бурильном инструменте под заливочной головкой устанавливается обратный клапан. Гидростатическое давление составного столба промывочной жидкости должно превышать пластовое давление на проектную величину.

173. Для установки заливочной головки длина бурильного инструмента подбирается с условием, чтобы при навертывании исключалась работа на высоте. При невозможности выполнить это условие устраивается площадка с лестницей.

174. В процессе ловильных работ в скважинах с потенциальной опасностью ГНВП длина бурильной колонны подбирается из расчета нахождения гладкой части трубы против плашек превентора, ведущей трубы в роторе.

175. Подъем бурильной колонны из скважины, при поглощении промывочной жидкости, допускается после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива.

При невозможности выполнения этого условия составляются дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности.

176. Бурение скважины с частичным или полным поглощением бурового раствора, с возможным ГНВП, проводится по ПЛА.

177. При снижении гидростатического давления ниже пластового, работы по расхаживанию бурильной колонны проводятся с загерметизированным затрубным пространством, с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением дополнительных мер безопасности, при участии АСС.

178. При возникновении сифона или поршневания производится промывка скважины и расхаживание бурильной колонны, ограничивается скорость подъема и обеспечивается полный долив скважины для предупреждения ГНВП и воздействия на пласт.

179. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры) проводят по плану организации работ.

180. После шторма проводится обследование состояния бурового оборудования, эксплуатационных стояков, посадочных площадок и другого оборудования, установленного на платформе. Результаты осмотра заносятся в журнал технического состояния оборудования и принимаются меры по устранению выявленных нарушений.

181. Работы в замкнутом пространстве и на высоте, огневые, газоопасные работы на морских нефтегазовых сооружениях, проводятся под руководством лица, ответственного за безопасное проведение работ, по наряд-допуску, в котором указываются меры безопасности, средства защиты и спасения.

182. В случае ГНВП и ОФ огневые работы на морских нефтегазовых сооружениях, по ранее выданным наряд-допускам, прекращаются. Для продолжения работ повторно оформляется наряд-допуск.

183. Проведение работ осуществляются с дежурством спасательного и пожарного судов.

184. Проведение огневых работ в помещениях морских нефтегазовых сооружений, в местах возможного скопления газа вне помещений, допускается после контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии лица, ответственного за безопасное проведение работ, указанного в наряд-допуске.

185. Вдоль подводных объектов при строительстве и эксплуатации вводится охранная зона в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от оси крайних ниток подводных объектов на 100 метров с каждой стороны.

186. При участии в строительстве, прокладке или ремонте подводных объектов нескольких судов, организация, осуществляющая строительство, прокладку или ремонт подводных объектов, выделяет капитана-наставника для общего руководства работами.

187. Между судами, участвующими в строительстве, прокладке или ремонте подводных объектов, и береговыми базами устраивается непрерывная радиотелефонная или спутниковая связь.

188. Подводные объекты проектируются на основе гидрологических, метеорологических, инженерно-геологических данных и топографических изысканий, с учетом существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной среды в месте прокладки подводных объектов и их коммуникаций, перспективных дноуглубительных работ в заданном районе.

189. В проекте строительства подводных объектов предусматриваются автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и других аварийных ситуаций, обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное для людей и окружающей среды состояние.

190. В проекте учитывается возможность беспрепятственного отключения запорной арматурой подводных трубопроводов и их отдельных участков при чрезвычайных и аварийных ситуациях, и профилактических и ремонтных работах.

191. Прокладка подводных объектов производится с заглублением в дно моря (реки, канала) на глубину с учетом условий, техническим заданием на проектирование. На мелководье подводные объекты заглубляются до отметки, обеспечивающей безопасность судоходства, эффективность рыболовства и естественные экологические условия обитания и миграции рыб.

192. При разработке подводной траншеи канатно-скреперной установкой предварительно проверяется крепление узлов механизма, тормозные устройства, надежность заделки в землю якорей для крепления лебедки, беспрепятственное движения каната (камней, бугров). Рабочее место у электрической лебедки обеспечивается диэлектрическими галошами, перчатками и ковриком.

При обрыве каната, подъем из воды осуществляется при выключенной лебедке.

Во время работы канатно-скреперной установки не допускается:

1) промерять траншеи в зоне движения скреперного ковша или каната;

2) сдвигать грунт бульдозером из отвала;

3) опускать водолаза в зоне действующего рабочего органа;

4) направлять руками движущийся ковш или очищать его от грунта вручную.

193. При строительстве и прокладке подводных объектов должен осуществляться мониторинг метеорологических условий в зоне производства работ на основе полусуточных, суточных и трехсуточных прогнозов погоды с передачей информации трубоукладочному судну.

194. Предельные значения температуры наружного воздуха, скорости ветра в данном климатическом районе, при которых приостанавливаются работы или организовывается перерывы в работе, с целью недопущения аварий, устанавливаются руководителем объекта, осуществляющим строительство и прокладку подводных объектов в соответствии.

195. Обследование дна трассы прокладки подводных объектов на наличие объектов, препятствующих безопасному ведению строительных работ, проводится на участке шириной не менее 20 метров (по 10 метров в каждую сторону от намеченной трассы).

196. При проведении работ по вибрационному уплотнению донных отложений спуск водолазов под воду не производится. Осмотр участка уплотнения донных отложений выполняется после остановки виброуплотняющего агрегата.

197. Оборудование, используемое при строительстве и прокладке подводных объектов, оснащается средствами регулирования, блокировки, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию.

198. Организация и технология производства работ по балластировке и закреплению подводных трубопроводов осуществляются в соответствии с проектом строительства.

199. Трубопроводы до сдачи в эксплуатацию должны подвергаться наружному осмотру, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Вид испытания и величины испытательных давлений для каждого трубопровода указывается в проекте организации работ.

200. Не допускается производить испытание трубопроводов до полного окончания работ и подписания акта о результатах очистки полости трубопровода.

Испытание трубопроводов выполняется под руководством ответственных лиц за своевременную подачу рабочего реагента для опрессовки, и правильное его использование. Испытание трубопроводов производится гидравлическим (водой, не замерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом) способами.

Применение для испытаний трубопроводов природного газа не допускается.

201. Место и время проведения испытания подводных газонефтепроводов предварительно сообщаются гидрографической службе флота для оповещения судоводителей и диспетчерской службы организации, а также местных исполнительных органов близлежащих населенных пунктов.

202. Проверка на герметичность участков всех категорий с применением испытательной среды производится после испытания на прочность.

Воздух, используемый для испытания трубопроводов, одорируется для выявления возможных утечек из трубопроводов.

Осмотр трассы при проверке на герметичность производят после снижения испытательного давления до рабочего.

При обнаружении утечек участок трубопровода подлежит ремонту.

203. Организация принимает подводные объекты в эксплуатацию после завершения комплекса работ, предусмотренных проектом строительства, средств электрохимической защиты, технологической связи, устройств автоматики и телемеханики.

Параграф 4. Требования к обеспечению промышленной безопасности
при эксплуатации технологических и сопутствующих объектов на
морских нефтегазовых сооружениях

204. При эксплуатации технологических и сопутствующих объектов на морских нефтегазовых сооружениях, для технологических процессов с образованием взрывоопасных газовых смесей предусматриваются автоматические системы аварийной защиты.

205. Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа должны оснащаться:

1) сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;

2) датчиками пожарной сигнализации;

3) системой автоматического контроля за положением уровня жидкости и давлением в сепараторах, отстойниках и резервуарах;

4) системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.

При возникновении на объектах сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа аварийных ситуаций технологические процессы останавливаются.

206. Каждая фонтанная скважина на морских нефтегазовых сооружениях должна оборудоваться комплектом внутрискважинного клапана-отсекателя, обеспечивающего остановку работы скважины при разрушении устьевой арматуры, возникновении пожара на устье скважины, изменении давления в выкидном коллекторе выше или ниже заданного, струнными задвижками-отсекателями с дистанционным управлением, позволяющими отключать отдельные скважины или группу эксплуатационных скважин в аварийной ситуации с местного поста или с диспетчерского пульта.

207. Работоспособность внутрискважинных и линейных клапанов - отсекателелей проверяется по графику в соответствии с руководством по эксплуатации на эти клапана.

208. На каждой фонтанной скважине осуществляется контроль давления в затрубном, кольцевом, трубном и межколонном пространствах скважины.

209. В затрубном пространстве скважин с установленным пакером должно поддерживаться искусственное давление для предотвращения пропусков в резьбовых соединениях. При разгерметизации пакера и повышении давления в затрубном пространстве принимаются меры к глушению скважины и замене пакера.

210. При эксплуатации скважин, имеющих коррозийные компоненты, применяется арматура, выполненная из материала, устойчивого к коррозии. В данные скважины должен вводиться ингибитор.

211. Обвязка фонтанной арматуры и трубопроводов до блок-манифольда производится коваными уголками и тройниками заводского изготовления. Выкидные линии надежно крепятся к платформе специальными устройствами предупреждающими износ и деформацию.

При этом предусматривается возможность свободного доступа обслуживающего персонала для осмотра и ремонта трубопровода. На каждом трубопроводе с интервалом в 10 метров краской наносится номер скважины и направление потока.

212. На нагнетательных скважинах устье оснащается задвижками регулирования давления, отдельно для заколонного пространства скважины.

213. Обсадная колонна, узел лифтовой колонны и пакера через которую происходит нагнетание в пласт, опрессовывается на максимально допустимое давление.

214. Наблюдение за нагнетаемым давлением и дебитом нагнетания отдельной нагнетательной скважины, ведется с записями в вахтовом журнале не реже одного раза в месяц.

215. При диаметре применяемых труб > 200 миллиметров расстояние в свету между трубопроводами должно быть не менее 200 миллиметров. В других случаях расстояние в свету не менее 100 миллиметров. Расстояние трубопроводов до настила не менее 350 миллиметров.

216. При многорядном расположении скважин прокладка трубопроводов от эксплуатационных скважин между рядами скважин не допускается.

Трубопроводы должны быть закреплены, и иметь соответствующую маркировку давления и опознавательную окраску.

217. На выкидных линиях скважин перед блочной установкой по замеру и сепарации продукции скважин должны устанавливаться обратные клапаны.

218. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов производится через технологический блок установки.

219. Не допускается прокладка трубопроводов с нефтью, газом и другими горючими жидкостями через жилой блок. Указанные трубопроводы располагаются на расстоянии не менее 10 метров от жилого блока и коллективных спасательных средств.

220. При пересечении трубопроводов с газом или горючими жидкостями с трубопроводами с не горючими продуктами, последние располагаются снизу.

221. Подводные устройства безопасности трубопроводов должны включать:

1) глубинный клапан безопасности, регулируемый с поверхности;

2) автоматический глубинный клапан безопасности;

3) нагнетательный клапан, предотвращающий обратный поток в нагнетательных скважинах.

222. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь рабочую и аварийную вентиляцию с выводом показателей основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте на центральный диспетчерский пульт.

223. Объекты управления оборудуются сигнальными устройствами предупреждения отключения объектов и обратной связью с диспетчерским пунктом.

224. Отдельный управляемый с диспетчерского пульта объект оборудуется системой блокировки и ручным управлением непосредственно на объекте.

225. Сбросы с предохранительных клапанов технологического оборудования направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.

Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин должны осуществляться через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами.

226. На морских нефтегазовых сооружениях объекты подготовки газа при технологическом процессе, связанном с применением огня, располагаются на максимально возможном удалении (не менее 15 метров) от аппаратов, содержащих газ, легко воспламеняющиеся горючие жидкости, и от добывающих и бурящихся скважин.

227. Размещение на морских нефтегазовых сооружениях складских резервуаров для хранения добытой нефти не допускается. Нефть перекачивается на технологическую платформу, береговую базу или хранится в резервуарах на отдельных платформах. Допускается наличие на морских нефтегазовых сооружениях буферных емкостей для нефти, общим объемом не более 200 метров кубических.

228. Технологические установки на морских нефтегазовых сооружениях должны иметь средства автоматической защиты со звуковыми и световыми сигналами, обеспечивающие автоматическое отключение скважин и газосборных коллекторов в случае повышения давления выше допустимого, порывов выкидных линий и технологического оборудования.

Все резервные линии должны находиться в рабочем состоянии.

229. Автоматические запорные устройства должны устанавливаться в начале трубопровода и в конце на морских нефтегазовых сооружениях или на берегу для отключения при аварийных ситуациях.

230. Подводный трубопровод для транспортировки нефти и газа опрессовывается на давление, установленное проектом.

231. Перед пуском насоса, расположенного в помещении, и заполнением нефтью включается приточно-вытяжная вентиляция. Не допускается пуск насоса в работу при неисправной или выключенной вентиляции.

232. Электропривод насоса, перекачивающего нефть, должен быть взрывозащищенного исполнения и иметь дистанционное отключение.

233. Шланги, соединяющие судовой трубопровод со сливо-наливными устройствами причалов, должны иметь длину, обеспечивающую возможность перемещения судна у причала.

Шланги поддерживаются при помощи мягких стропов или деревянных подставок.

234. Перед наливом проверяется правильность открытия, задвижек, и исправность отдельных сливо-наливных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб.

Обслуживающий персонал причала и нефтеналивного судна ведет постоянное наблюдение за ходом работ по наливу и состоянием оборудования. В случае образования течи нефти ее немедленно устраняют. При невозможности устранить течь операция по наливу нефти приостанавливается до устранения неисправности.

235. Не допускается во время стоянки судов у причала подход к нему и швартовка судов, плавучих средств, не связанных с операциями по наливу нефти.

236. Не допускается выкачивание подтоварной воды или нефтепродуктов из нефтеналивных судов на акватории, налив при грозовых разрядах, отогревание замерзших трубопроводов открытым огнем.

Причал должен оборудоваться паровыми стояками.

237. Скважина, подлежащая капитальному ремонту, глушится и перекрывается запорной арматурой. На скважине вывешивается соответствующая табличка, указывающая на проведение капитального ремонта.

238. Подготовка скважин к ремонтным работам производится в соответствии с планом организации работ и составлением акта готовности скважины к ремонту, утверждаемого техническим руководителем организации. После ремонта скважина сдается в эксплуатацию по акту о проведении ремонта, утверждаемому техническим руководителем организации.

239. Перед производством ремонта фонтанных скважин предусматривается запас объема бурового раствора, установленных параметров, не менее 2-х кратного максимального объема ремонтируемой скважины.

240. После демонтажа фонтанной арматуры перед началом подъема насосно-компрессорных труб на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование и опрессовывается.

241. Перед началом ремонта скважины восстанавливается циркуляция и промывается буровым раствором до выравнивания параметров промывочной жидкости.

242. При ГНВП в процессе производства ремонта скважин, бурение других скважин на морских нефтегазовых сооружениях прекращается с принятием мер против возможных осложнений на бурящихся скважинах. О ГНВП сообщается руководству организации, эксплуатирующей морские нефтегазовые сооружения и АСС.

243. При производстве ремонтных работ на фонтанных скважинах, связанных с расхаживанием или натяжкой труб, работы на бурящихся скважинах приостанавливаются с принятием мер против возможных осложнений.

244. Перед началом ремонта скважины пласт продуктивного горизонта изолируется, после чего восстанавливается циркуляция и промывается до выравнивания параметров промывочной жидкости.

245. Операции при помощи каротажного кабеля в скважине, вскрывшей продуктивный пласт должны проводиться с использованием лубрикатора, содержащего, не менее одного сальникового клапана.

Лубрикатор опрессовывается на максимально возможное давление, ожидаемое на устье скважины.

246. Радиоактивные материалы, должны храниться в защищенных, отдельно стоящих, герметичных и не тонущих контейнерах.

Для исследований применяются радиоактивные вещества и источники ионизирующих излучений в соответствии с проектом, технологическим регламентом.

На скважинах, при проведении исследований с применением радиоактивных изотопов, осуществляется контроль радиоактивности извлекаемого флюида.

247. Производство работ по перфорации колонны производится с соблюдением требований противофонтанной безопасности. Перфорация с депрессией на пласт допускается при установленной и опрессованной на соответствующее давление фонтанной арматуре и соответствующей обвязке устья.

Перфорация с репрессией допускается с использованием ПВО или перфораторной задвижки и лубрикатора. Для задавки скважины на сооружении хранится запас бурового раствора, не менее 2-х кратного объема скважины.

248. Зарядка и сборка прострелочных аппаратов на морских нефтегазовых сооружениях производится на специальном устройстве, на расстоянии не менее 20 метров от устья скважины и жилого блока.

249. Допускается временное хранение взрывчатых материалов на морской установке на время проведения прострелочно-взрывных работ в переносных контейнерах, установленных на площадках. Площадка оборудуется приспособлением для аварийного сбрасывания контейнеров в море в случае аварийной ситуации или пожара.

250. При испытании скважин, содержащих сероводород, составляется ПОР.

251. Пуск скважины пласто-испытателем или перфорированием колонны с последующим вызовом притока производится в светлое время суток. Оставшаяся часть исследования на приток, возможна в темное время суток при наличии освещенности.

252. Устьевое оборудование, ПВО, запорная арматура, манифольдный блок, штуцерная батарея, выкидные линии, сепараторы и элементы обвязки опрессовываются на ожидаемое устьевое давление.

253. Для контроля работы фонтанной скважины устанавливаются манометры в затрубном и трубном пространстве, и приборы, показывающие расход пластового флюида.

254. Для предотвращения замерзания устьевой обвязки скважин в период сильных морозов, при добыче нефти с высокой температурой застывания или при высоком содержании воды в продукции газоконденсатных скважин, обогрев скважин производиться паром или горячей водой. Использование открытого пламени запрещается.

255. Освоение и ремонт скважин на морских нефтегазовых сооружениях производится по ПОР, разработанному для каждой конкретной скважины.

В ПОР указывается периодичность работ, мероприятия по безопасности, лица обеспечивающие безопасность работ.

256. Каждая осваиваемая и эксплуатируемая скважина на морских нефтегазовых сооружениях имеет возможность подключения через отводы, имеющие запорные устройства, к распределительному трубопроводу. На отводах трубопроводов устанавливаются обратные клапаны. Каждый ряд скважин имеет свой распределительный трубопровод.

Распределительные трубопроводы и запорные устройства рассчитываются на максимальное давление, ожидаемое на устье при эксплуатации скважины.

257. На линии присоединения распределительного трубопровода к манифольду насосов для глушения скважины должны устанавливаться запорные устройства.

Между запорными устройствами устанавливаются манометры для контроля давления.

258. Рабочая площадка вокруг скважины при освоении, эксплуатации, капитальном или текущем ремонте не загромождается излишним оборудованием и материалами.

Трубопроводы на морских нефтегазовых сооружениях объединяются в группы и прокладываются в одной плоскости.

На морских нефтегазовых сооружениях для обслуживания фонтанных арматур предусматриваются разборные площадки, регулируемые по высоте.

259. После демонтажа блок-модулей бурового оборудования на морских нефтегазовых сооружениях монтируется блок-модуль для глушения эксплуатационных скважин.

260. Освоение скважин на морских нефтегазовых сооружениях допускается при условии выполнения подготовительных работ, включая проверку состояния искрогасителей ДВС, подключение насосов для глушения к осваиваемой скважине и наличие на морских нефтегазовых сооружений запаса бурового раствора.

261. Перед перфорацией скважины на морских нефтегазовых сооружениях необходимо проверить герметичность обвязки устьев скважин на морских нефтегазовых сооружениях. Обнаруженные пропуски ликвидируются.

262. До перфорации скважина заполняется буровым раствором, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием с дистанционным управлением.

263. При перфорации обеспечивается:

1) присутствие у морских нефтегазовых сооружений пожарного и спасательного судна;

2) наличие на морских нефтегазовых сооружениях для фонтанных скважин комплекта линейных и внутрискважинного клапана - отсекателя с пакером.

264. Подготовительные работы для проведения прострелочных и взрывных работ проводятся по ПОР, с обеспечением спуска перфоратора и торпеды в скважину и отстрелом перфоратора или взрыва торпеды в светлое время суток.

265. В период перфорации скважины не допускается проведение буровых и огневых работ. При этом принимаются меры по предотвращению возможных осложнений в бурящихся скважинах. Не допускается проведение текущего и капитального ремонта на эксплуатационных скважинах и подход к морским нефтегазовым сооружениям судов обслуживания.

266. Не допускается вызов притока в ночное время.

Площадка, на которой смонтировано оборудование для опробования скважины, должна иметь хорошую естественную вентиляцию.

267. Насосно-компрессорные трубы до спуска в скважину шаблонируются и опрессовываются. По результатам опрессовки составляется акт комиссии назначенной руководителем организации проводящей перфорационные работы.

268. В проектах на строительство скважин, обустройство и разработку месторождений нефти, газа и газоконденсата указываются условия безопасной консервации и ликвидации опасных объектов.

269. Консервация скважины проводиться с обеспечением возможности повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и восстановительных работ.

Не допускается консервация скважины с межколонными пропусками газа.

270. На скважинах, находящихся в консервации, не реже одного раза в месяц проводится проверка состояния надводного оборудования и наличия избыточного давления на устье с соответствующей записью в вахтовом журнале. При обнаружении давления, пропусков на устье или грифонообразования необходимо немедленно сообщить руководству организации и АСС для принятия мер по их ликвидации.

271. На отдельной консервируемой скважине, пробуренной со стационарного морского нефтегазового сооружения, устанавливается репер - стальной стержень диаметром 0,025 метров и длиной 0,3 метров с приваренной стальной пластинкой размером 0,4х0,2х0,005 метров. На стальной пластинке репера сваркой наносится: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации, дата и срок консервации.

272. Отдельная консервируемая скважина должна оборудоваться фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением задвижки, выполняющей функции контрольной) снимаются, коммуникации арматуры отсоединяются, а внешние фланцы задвижек арматуры оборудуются фланцевыми заглушками. Манометры (за исключением контрольного) снимаются с места и устанавливаются заглушки.

273. При консервации скважины, находящейся в строительстве, на подводное устье скважины устанавливается специальная капотажная головка, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины и восстановление циркуляции при расконсервации.

Опорная плита консервируемой скважины оборудуется гидроакустическим маяком, позволяющим определить местоположение подводного устья законсервированной скважины.

Скважины, находящиеся в акватории моря, где отсутствуют ледовые условия, оборудуются плавучим знаком специального назначения.

274. При консервации нефтяных и газовых скважин устье скважины оборудуется подводной фонтанной арматурой. В диспетчерском пункте над панелью контроля и управления законсервированной скважины вывешивается табличка с указанием даты консервации. Питание систем дистанционного управления отключается.

После завершения работ по консервации скважины геологическая служба организации исполнителя составляет протокол о консервации скважины.

275. Объекты консервации и ликвидации защищаются от внешнего воздействия и опасности разрушения, находятся под охраной и наблюдением.

276. Объекты консервации, расконсервации и ликвидации скважин указываются в декларациях безопасности, учитываются при разработке ПЛА.

277. Контроль состояния и проведение мониторинга законсервированных скважин и ликвидированных скважин до передачи контрактных территорий обратно Республике Казахстан обеспечивает владелец объекта.

278. Расконсервация скважины производится по утвержденному плану, при условии обеспечения безопасности, после выполнения подготовительных работ с учетом ПЛА. Работы по расконсервации проводятся в присутствии АСС.

279. При ликвидации скважин, перед установкой цементных мостов скважины заполняются жидкостью (буровой раствор, вода) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15 процентов пластовое (при отсутствии поглощения).

280. При ликвидации скважин без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания нефтегазонасыщенных объектов устанавливаются цементные мосты. Высота отдельного цементного моста равна мощности пласта плюс 20 метров выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 метров.

281. При ликвидации скважин по причине деформации эксплуатационной колонны цементный мост устанавливается в зоне деформации и выше ее на высоту не менее 50 метров или в противном случае над зоной деформации на высоту не менее 100 метров.

282. При ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной:

1) разведочной - в связи с отсутствием промышленной нефтегазоносности;

2) добывающей - в связи с полным истощением продуктивных объектов или их обводнением;

3) нагнетательной или наблюдательной скважин - в связи с выполнением своего назначения, в эксплуатационной колонне устанавливается цементный мост высотой не менее 50 метров непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в зону фильтра.

283. При ликвидации скважин, имеющих в конструкции спущенные "хвостовики", за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыта забойная зона предыдущих колонн, устанавливаются цементные мосты высотой по 20 - 30 метров выше и ниже "головы хвостовика".

284. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшей) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, устанавливается цементный мост высотой не менее 50 метров с расположением "головы" цементного моста на уровне дна моря.

285. При ликвидации скважин с подводным расположением устья, пробуренных с ПБУ, выступающая над дном моря обсадная колонна (в случае, если при бурении скважины не использовалась специальная придонная колонная головка) удаляется на уровне дна. На выступающую над дном моря специальную придонную колонную головку устанавливается заглушка (глухой фланец).

286. После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя составляет протокол о производстве ликвидационных работ по скважине.

К протоколу прилагается один экземпляр акта обследования дна на отсутствие навигационных опасностей и видеосъемка устья и морского дна по периметру морских нефтегазовых сооружений или ПБУ плюс 10 метров.

287. При разработке принципиальной схемы сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин на морских нефтегазовых сооружениях учитываются следующие условия:

1) на морских нефтегазовых сооружениях должно размещаться оптимальное число объектов и максимально сокращено количество технологических операций на морских нефтегазовых сооружений;

2) проекты обустройства месторождения предусматривают использование модульного, блочно-комплектного оборудования, разработанного для морских условий. При его отсутствии допускается применять обычное оборудование, предназначенное для работы на суше, но приспособленное к монтажу и эксплуатации на морских объектах.

288. Не допускается эксплуатация трубопроводов, оборудования и аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях. Пропуски нефти, газа и топлива, неустраненные в течение смены неисправности, записываются в вахтовом журнале.

289. При расположении задвижек и арматуры в труднодоступных местах предусматривается дистанционное управление (удлиненные штоки или штурвалы управления, электропневмоприводы), а также обеспечивается безопасный доступ на случай ремонта или замены.

290. Ремонт трубопроводов, запорной и распределительной арматуры должен осуществляться по графику планово-предупредительного ремонта, утвержденному техническим руководителем организации на основании проведенных обследований.

291. В план-график ремонта оборудования линейной части трубопроводов и отводов включается запорная и распределительная арматура.

292. По плану-графику организуется межремонтное обслуживание, и производятся ревизия, технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонты арматуры.

293. До начала основных работ на ремонтируемом участке трубопровода для безопасной работы принимаются следующие меры:

1) отключаются установки катодной и дренажной защиты;

2) перекрываются линейные краны и выпускается среда;

3) вытесняется среда из ремонтируемого участка;

4) отбирается проба из ремонтируемого участка в случае неудовлетворительных анализов продувка повторяется;

5) разрезается трубопровод с двух концов;

6) устанавливаются заглушки на открытых концах труб ремонтируемого и прилегающих участков.

294. Ремонт трубопроводов проводится при волнении моря не более трех баллов.

До начала ремонтных работ ответственному руководителю необходимо ознакомиться с актом водолазного обследования подлежащего ремонту участка.

Перед ремонтом давление в трубопроводе снижается до атмосферного.

К ремонту изоляции участков трубопроводов допускаются водолазы, с соответствующей квалификацией.

Трубопроводы по окончанию ремонта испытываются с составлением акта.

295. На морских нефтегазовых сооружениях устанавливается факел для сжигания газа в аварийных ситуациях. Факел рассчитывается на сжигание ожидаемого количества газа.

Факел оборудуется запальным устройством, обеспечивающим возможность многократного и дистанционного зажигания подаваемого газа. Запальное устройство защищается от ветра.

296. Конструкция стояка факела должна обеспечивать устойчивое горение с учетом увеличения количества газа по мере последовательного ввода скважин в эксплуатацию.

Сигнализация о горении факела устанавливается в центральном посту управления.

297. Стояк факела обеспечивается надежным креплением, высота факельного стояка определяется расчетным путем с учетом допустимых значений теплового воздействия на обслуживающий персонал и технологическое оборудование.

298. Для улавливания конденсата на факельном трубопроводе устанавливается сепаратор. Во избежание попадания в факел конденсат периодически отводиться из сепараторов в емкость объемом не более 3 кубических метров.

Факельный трубопровод имеет уклон в сторону сепаратора. Установка запорной арматуры на факельных линиях не допускается. На факельном трубопроводе у стояка факела устанавливается огнепреградитель, доступный для ремонта и осмотра.

299. Все трубопроводы, подводящие газ к факельному стояку, отдельные узлы системы, опрессовываются на полуторакратное рабочее давление системы.

Перед подачей газа на сжигание в факеле, факельный трубопровод продувается паром или инертным газом.

300. Не допускается сброс в факельный трубопровод газовоздушных смесей.