Hujjat nomi
Правилапо добыче нефти и газового конденсата
 To`liq ro'yxatga qaytish
Hujjat turiQoidalar
Hujjatni qabul qiluvchi tashkilotO`zbekiston Respublikasi Vazirlar Mahkamasi huzuridagi Yer qarini geologik o`rganish, sanoatda, konchilikda va kommunal-maishiy sektorda ishlarning bexatar olib borilishini nazorat qilish davlat inspektsiyasi (Sanoatgeokontexnazorat)
Hujjat muallifiO`zbekiston Respublikasi Vazirlar Mahkamasi huzuridagi Yer qarini geologik o`rganish, sanoatda, konchilikda va kommunal-maishiy sektorda ishlarning bexatar olib borilishini nazorat qilish davlat inspektsiyasi (Sanoatgeokontexnazorat)
Muhokama boshlanishi (sana)2016-04-11 10:08:47
Muhokama yakunlanishi (sana)2016-04-26 00:00:00
Hujjat ko'rinishiNHH loyihasi
Hujjatning joriy holatiMuhokama yakunlangan

ВВЕДЕНИЕ

Правила по добыче нефти и газового конденсата (далее - Правила) устанавливают основные нормы и требования ко всем этапам добычи нефти и газового конденсата (далее - конденсата) в Республике Узбекистан.

Правила подготовлены в соответствии с Законами Республики Узбекистан «О недрах» от 23.09.1994 г. № 2018-ХII(новая редакция Закона утверждена от 13.12.2002 г. № 444-II), «О рациональном использовании энергии» от 25.04.1997 г. № 412-I, «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 28.09.2006 г. № ЗРУ-57, «Об охране природы» от 09.12.1992 г. № 754-ХII, «О пожарной безопасности» от 30.09.2009 г. № ЗРУ-226 и другими законодательными и нормативно-правовыми актами.

Соблюдение настоящих Правил обязательно, независимо от формы собственности и ведомственной подчиненности, для всех предприятий и организаций, осуществляющих комплекс специализированных работ по добыче нефти и конденсата.

§ 1. Основные понятия

§ 2. О лицензировании деятельности по добыче нефти и конденсата

§ 3. Реестр лицензий

§ 4. Основные сведения о нефти и конденсате

§ 5. Функциональное предназначение скважин

§ 6. Эксплуатационный фонд добывающих скважин

§ 7. Скважины в консервации

§ 8. Нагнетательные скважины

§ 9. Контрольные (наблюдательные и пъезометрические) скважины

§ 10. Скважины, ликвидированные и ожидающие ликвидации

§ 11.Прочие скважины

§ 12. Классификация месторождений (залежей)

§ 1. Основные понятия

1. В настоящих Правилах применяются следующие понятия:

авария – Разрушение сооружения и (или) технического устройства, применяемых на ОПО, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ, происшедшие в период действия договора страхования.

газовая шапка - Скопление газа в залежи над нефтью.

газоконденсатное месторождение - Месторождение, в газе которого содержится конденсат.

гидравлический разрыв пласта - Способ интенсификации работы скважин и повышения извлечения нефти за счет развития естественных или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.

гидродинамические исследования скважин и пластов - Комплекс методов определения фильтрационных характеристик пластов-коллекторов и параметров призабойной зоны вскрытого интервала, характеризующих производительность добывающих и нагнетательных скважин.

добровольная пожарная охрана - Форма участия граждан и общественных объединений в обеспечении мер пожарной безопасности, тушении пожаров в организациях, населенных пунктах и на иных территориях.

договор обязательного страхования гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью и (или) имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО – Договор страхования, по которому страховщик обязуется за обусловленную договором плату (страховую премию) при наступлении предусмотренного страхового случая возместить потерпевшему причененный, вследтсвие этого страхового случая, ущерб в размере страховой суммы, определенной договором страхования.

декларация промышленной безопасности ОПО – Документ, в которомпредставлены результаты всесторонней оценки риска аварии, анализа достаточности принятых мер по предупреждению аварий и по обеспечению готовности организации к эксплуатации ОПО в соответствии с требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также локализации и ликвидации последствий аварии на ОПО.

добровольная пожарная дружина - Подразделение добровольной пожарной охраны, осуществляющее деятельность без использования пожарной техники и транспортных средств.

добровольная пожарная команда - Подразделение добровольной пожарной охраны, осуществляющее деятельность с использованием пожарной техники и транспортных средств.

добыча углеводородного сырья -Комплекс технологических и производственных процессов, обеспечивающих извлечение из пласта углеводородного сырья, сбор добываемой продукции и подготовку для передачи на реализацию потребителям.

заводнение пластов - Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.

заключение экспертизы – Документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

залежь углеводородов - Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

защита населения и территорий от чрезвычайных ситуаций - Система мер, способов, средств, совокупность действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций.

идентификация ОПО - Процедура определения (опознавания) совокупности признаков ОПО в целях признания их в качестве ОПО и последующего учета в Государственном реестре ОПО, а также страхования гражданской ответственности организаций эксплуатирующих ОПО, за причинение вреда жизни, здоровью и (или) имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО.

идентификационный лист ОПО – Документ, отражающий совокупность признаков, тип и реквизиты ОПО, а также эксплуатирующей его организации.

извлекаемые запасы углеводородов - Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр.

капитальный ремонт скважин (КРС) - Комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидации аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, проводкой горизонтального участка ствола скважины, зарезкой второго ствола, приобщением других горизонтов и ликвидацией скважин. Капитальный ремонт осуществляется специализированной организацией по договору с эксплуатирующей организацией.

категория запасов - Показатель, характеризующий запасы месторождения (залежи) по степени геологической изученности и промышленного освоения.

консервация скважины - Временное прекращение строительства или эксплуатации скважины с ее глушением и герметизацией устья.

ликвидация скважины - Вывод скважины из производственного процесса по техническим, геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее влияния.

ликвидация чрезвычайных ситуаций - Комплекс спасательных и неотложных работ, проводимых при возникновении чрезвычайных ситуаций и направленных на спасение жизни и сохранение здоровья людей, снижение размеров вреда окружающей природной среде и материальных потерь, а также на локализацию зон чрезвычайных ситуаций и прекращение действия опасных факторов.

лицензия на пользование недрами - Документ, удостоверяющий право его владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в нем целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.

лубрикатор – устройство, предназначенное для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины, а также для герметизации устья при проведении геофизических исследований в прострелочно-взрывных работ в действующих нефтяных и газовых скважинах.

манифольд - элементнефтегазовой арматуры, представляющий собой несколькотрубопроводов, обычно закреплённых на одном основании, рассчитанных на высокоедавлениеи соединенных по определенной схеме, и снабженных необходимойзапорнойарматурой.

мониторинг разработки месторождения - Комплексная система наблюдений за состоянием месторождения для оперативного управления процессом рациональной добычи сырья из эксплуатационных объектов.

нефтяное месторождение - Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.

нефтегазоконденсатное месторождение - Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.

обвалование -Выполненное из грунта ограждение, предназначенное для ограничения площади разлива жидкости.

объект пожарной безопасности – Здание и (или) сооружение (независимо от назначения), наружная установка, места открытого хранения материалов, в пределах которых возможно присутствие людей и (или) материальных ценностей с учетом технологических процессов, оборудования, изделий,для которых установлены требования пожарной безопасности;

объекты промышленной экспертизы – Проектная документация, технические устройства, здания и сооружения на ОПО, декларации промышленной безопасности и другие документы, связанные с эксплуатацией ОПО.

опытно-промышленная разработка месторождений - Комплекс работ по промышленным испытаниям новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения. Проведение опытно-промышленной разработки месторождений рекомендуется в целях обоснования технологических и технических решений на срок дальнейшей разработки.

пакеры (скважинные уплотнители) - при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины, и их спускают на колонне подъемных труб.

пожарая безопасность – Состояниезащищенности людей, имущества юридических и физических лиц, а также окружающей природной среды от пожаров.

предупреждение чрезвычайных ситуаций - Комплекс мероприятий, проводимых заблаговременно и направленных на максимально возможное уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций, а также на спасение жизни и сохранение здоровья людей, снижение размеров вреда окружающей природной среде и материальных потерь в случае их возникновения.

промышленная безопасность ОПО – состояниезащищенности жизненно важныхинтересов личности и обществаот аварий и инцидентов на ОПО и их последствий.

промышленная разработка месторождения (залежи) углеводородов - Устойчивый технологический процесс извлечения из недр нефти, конденсата.

рабочий агент - Флюид (жидкость с различными добавками, пар, газ), закачиваемый в нефтяную залежь для вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

регулирование разработки - Осуществление мероприятий, обеспечивающих разработку продуктивных пластов и уровни извлечения нефти и конденсата в соответствии с принятыми проектными решениями. В мероприятия включается изменение распределения отборов и закачки по площади и разрезу эксплуатационных объектов путем изменения режимов работы.

сводовая залежь – Залежь, расположенная в сводовой, наиболее высокой части антиклинали и других структур, сформировавшиеся в ловушке складчатых дислокаций.

система разработки месторождения - Теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения.

специально уполномоченный государственный орган в области промышленной безопасности – ГИ « Саноатгеоконтехгазорат».

средство измерений - Техническое средство, используемое для измерений и имеющее нормированные метрологические свойства.

страховой случай – Факт наступления гражданской ответственности страхователя за причинение вреда жизни, здоровью и (или) имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО.

технологические потери нефти, конденсата - Безвозвратное уменьшение количества извлеченного из недр нефти, конденсата, связанное с реализуемыми проектами обустройства месторождений, обусловленное технологическими особенностями эксплуатации элементов производственного цикла (скважин, установок, сооружений), а также физико-химическими характеристиками добываемого из недр углеводородного сырья.

тип ОПО – характеристика ОПО, определяющая степень опасности данного ОПО на основе категории и наличия опасных веществ на ОПО.

фонд скважин - Число и классификация (по состоянию и назначению) всех скважин, пробуренных на месторождении.

чрезвычайная ситуация - Обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, катастрофы, стихийного бедствия, эпидемии, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение жизнедеятельности людей.

эксплуатационный объект - Продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин.

экспертиза промышленной безопасности – оценка соответствия объекта экспертизы прдъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности.

2. В настоящих Правилах применяются следующие сокращения:

ВНК – водонефтяной контакт.

ВПЧ - военизированная пожарная часть объекта.

ГВК - газоводяной контакт.

ГЖ – горючая жидкость.

ГЗ - гражданская защита.

ГИ "Саноатгеоконтехназорат" - Государственная инспекция по надзору за геологическим изучением недр, безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе при Кабинете Министров Республики Узбекистан.

ГКЗ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Кабинете Министров Республики Узбекистан.

ГНВП – газонефтеводопроявления.

ГНК - газонефтяной контакт.

Госкомгеологии Республики Узбекистан -Государственный комитет Республики Узбекистан по геологии и минеральным ресурсам.

Госкомприроды - Государственный комитет Республики Узбекистан по охране природы.

ГПЗ - газоперерабатывающий завод.

ГСПБ - Государственная служба пожарной безопасности Министерства внутренних дел Республики Узбекистан.

ГСЧС - Государственная система предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях Республики Узбекистан.

ДВС - двигатель внутреннего сгорания.

ДНС - дожимная насосная станция.

ДПД - добровольная пожарная дружина.

ДПК - добровольная пожарная команда.

ДЭГ – диэтиленгликоль.

ИТР - инженерно-технические работники.

КИП – контрольно-измерительные приборы.

КРС - капитальный ремонт скважин.

КСП - комплексные сборные пункты.

ЛВЖ - легковоспламеняющиеся жидкость.

МВД - Министерство внутренних дел Республики Узбекистан.

Минздрав- Министерство здравоохранения Республики Узбекистан.

МТР – материально-технические ресурсы.

МЧС Республики Узбекистан – Министерство по чрезвычайным ситуациям Республики Узбекистан.

НК - неразрушающий контроль.

НКТ - насосно-компрессорные трубы.

НСВ - насос скважинный вставной.

НСН - насос скважинный невставной.

НТС - низкотемпературная сепарация.

НХК "Узбекнефтегаз" – Национальная холдинговая компания "Узбекнефтегаз".

НШ - насосные штанги.

ОВОС - оценка воздействия на окружающую среду.

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация.

ОПЗ - обработка призабойной зоны.

ОПО - опасный производственный объект.

ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация.

ОС – окружающая среда.

ПАВ - поверхностно-активное вещество.

ПВР - прострелочно-взрывные работы.

ПДК - предельно допустимая концентрация.

ПДС – производственно-диспетчерская служба.

ПНГ - попутные нефтяные газы.

ППД - поддержание пластового давления.

ПТК - пожарно-техническая комиссия.

ПТМ - пожарно-технический минимум.

СДЯВ - сильнодействующие ядовитые вещества.

СИЗ - средства индивидуальной защиты.

СК - станок-качалка.

ТП - товарный парк.

ТРС - текущий ремонт скважин.

УГН - установки гидропоршневых насосов.

УзВЧ - Узбекская военизированная часть по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Узгоснефтегазинспекция – Узбекская государственная инспекция по контролю за использованием нефтепродуктов и газа при Кабинете Министров Республики Узбекистан.

УПН - установка подготовки нефти.

УПВ – установка подготовки воды.

УПГ – установка подготовки газа.

УППГ – установка предварительной подготовки газа.

УСК - установка стабилизации конденсата.

УЭВН5 - установки погружных винтовых электронасосов.

УЭДН5 - установки погружных диафрагменных электронасосов.

УЭЦН - установки погружных центробежных насосов.

ЦГСЭН - Центр Государственного санитарно эпидемиологического надзора.

ЧС - чрезвычайная ситуация.

ШГН – штанговый глубинный насос.

ШСН - штанговый скважинный насос.

ШСНУ - штанговые скважинные насосные установки.

ЭЦН - электро-центробежный насос.

§ 2. О лицензировании деятельности по добыче нефти и конденсата

3. Лицензированию подлежит деятельность по добыче нефти и конденсата в соответствии с «Положением о лицензировании деятельности по добыче, переработки и реализации нефти, газа и газового конденсата», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 09.07.2003 г. № 310.

4. Решения о выдаче лицензий, приостановлении или прекращении действия лицензии, а также ее аннулировании и переоформлении принимаются Комиссией Кабинета Министров Республики Узбекистан по лицензированию деятельности по добыче, переработке и реализации нефти, газа и конденсата, проектированию, строительству, эксплуатации и ремонту магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

5. Лицензия на осуществление деятельности по добыче, переработке и реализации нефти и конденсата выдается сроком на 5 лет.

§ 3. Реестр лицензий

6. Лицензирующий орган ведет реестр лицензий.

7. В реестре лицензий должны быть указаны:

а) основные сведения о лицензиатах, включающие: полное и сокращенное наименование, данные о государственной регистрации юридического лица (дата регистрации, дата выдачи и номер свидетельства о государственной регистрации), почтовый адрес, номера телефонов и факса, адрес электронной почты;

б) лицензируемый вид деятельности;

в) даты выдачи и номера лицензий;

г) сроки действия лицензий;

д) основания и даты переоформления, приостановления, возобновления действия лицензий;

е) основания и даты прекращения действия лицензий;

ж) основания и даты аннулирования лицензий.

8. Информация, содержащаяся в реестрах лицензий, размещается на веб-сайте лицензирующего органа и является открытой для ознакомления.

§ 4. Основные сведения о нефти и конденсате

9. Нефть и конденсат представляют собой смеси различных углеводородов, т.е. химических соединений углерода и водорода.

10. Нефть как топливо практически не используется. Она подвергается переработке и все получаемые из нефти продукты можно разложить на две группы: идущие на непосредственное потребление или используемые как исходное сырье для химической промышленности.

11. Нефть поступает из недр земли по специально пробуренным до нефтяных продуктивных пластов эксплуатационным скважинам. Вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента), растворенный в нефти газ (попутный газ), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Легкие фракции нефти (попутный газ) являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.

12. Фракционный состав нефти определяется температурой выкипания из нее различных групп углеводородов и является важной характеристикой при получении из нее нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах. Различие в температуре кипения разных углеводородов зависит от числа атомов углерода в молекуле: чем больше углерода, тем выше температура кипения.

13. Конденсат представляет собой природную смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.

В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержитгазообразныхуглеводородов. В состав конденсата могут входить сера и парафины.

14. Обычно добыча конденсата связана с добычей природного газа. Конденсат прозрачный, либо слабо-желтого цвета от примесей нефти.

§ 5. Функциональное предназначение скважин

15. В зависимости от назначения все скважины разделяются на пять категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (эксплуатационные).

а) опорные скважины предназначены для установления общих закономерностей залегания горных пород в недрах земли и выявления возможности нахождения в этих пластах нефти и газа;

б) параметрические скважины предназначены для изучения глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие условий для образования нефтяных и газовых месторождений;

в) поисковые скважины пробуривают по данным результатов, полученных на параметрических скважинах, а также по данным геофизических исследований. Задачами поисковых скважин являются выяснение наличия или отсутствия залежей нефти и конденсата на новых площадях и выявление новых залежей на разрабатываемых месторождениях;

г) разведочные скважины пробуривают на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью, с целью подготовки запасов нефти и конденсата промышленных категорий в необходимом соотношении, и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения);

д) добывающие или эксплуатационные скважины предназначены для извлечения нефти или газа из продуктивных пластов.

§ 6. Эксплуатационный фонд добывающих скважин

16. Эксплуатационный фонд добывающих скважин подразделяется на три группы:

а) действующие;

б) не давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующие);

в) осваиваемые и ожидающие освоения после бурения.

17. Действующими считают скважины, которые находятся в эксплуатации (т.е. используются для добычи или закачки) в последний день отчетного месяца, независимо от числа дней их работы в этом месяце.

Действующие скважины подразделяются в свою очередь на:

а) дающие продукцию (или используемые для закачки);

б) остановленные, которые эксплуатировались в последнем месяце отчетного периода (хотя бы в течение нескольких часов).

18. К дающим скважинам относятся скважины, которые на конец отчетного периода давали продукцию.

19. К скважинам остановленным относятся скважины, которые давали продукцию в отчетном периоде, но на конец периода простаивали по причинам:

а) в целях регулирования разработки;

б) проведения экспериментальных исследований;

в) проведения плановых ремонтных работ;

г) ликвидации аварий;

д) из-за отключения электроэнергии;

е) отсутствия потребителя;

ж) по любой другой причине.

20. Бездействующими считают скважины, не дававшие продукцию (не использовавшиеся для закачки) в течение всего отчетного периода.

Они подразделяются на:

а) остановленные в предыдущем месяце;

б) в простое с прошлых лет.

21. К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего предприятия после завершения их строительства и зачисления в эксплуатационный фонд для последующей эксплуатации.

Эта категория скважин делится на:

а) в ожидании с прошлых лет;

б) в ожидании с отчетного года.

§ 7. Скважины в консервации

22. К находящимся в консервации относятся скважины любого назначения, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации.

23. Если после окончания срока консервации скважина не подлежит ликвидации, то она должна быть переведена в действующий фонд по ее проектному назначению.

§ 8. Нагнетательные скважины

24. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть:

а) законтурными;

б) приконтурными;

в) внутриконтурными.

В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса зон нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.

Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием обеспечивает безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр и окружающей среды.

Часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих.

§ 9. Контрольные (наблюдательные и пъезометрические) скважины

25. Контрольные (наблюдательные и пъезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные - для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного (далее - ВНК), газонефтяного (далее - ГНК) и газоводяного (далее - ГВК) контактов за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пъезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий задачи пъезометрических и наблюдательных скважин могут совмещаться.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Часть контрольных скважин может использоваться в качестве добывающих.

§ 10. Скважины, ликвидированные и ожидающие ликвидации

26. К ликвидированным скважинам и ожидающим ликвидации относятся:

а) ликвидированные после эксплуатации – все эксплуатировавшиеся ранее и ликвидированные с начала разработки месторождений скважины;

б) ликвидированные после бурения – все эксплуатационные и разведочные скважины, не бывшие в эксплуатации и ликвидированные после бурения;

в) находящиеся в ожидании ликвидации – те скважины, решение о ликвидации которых принято и согласовано с соответствующими организациями, а также те скважины, в которых на конец отчетного периода проводятся работы по ликвидации.

§ 11. Прочие скважины

27. Прочие скважины – все остальные скважины, находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия (далее - предприятия) и не вошедшие в предыдущие группы скважин.

28. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи.

29. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления (далее - ППД) в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

30. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

31. Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями на предприятии.

§ 12. Классификация месторождений (залежей)

32. Нефтяным, газоконденсатным, нефтегазоконденсатным месторождением (далее - месторождение) называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

33. Под залежью нефти, конденсата и сопутствующих горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

34. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений залежи нефти, конденсата и сопутствующих горючих газов могут относиться к одно- и двухфазным залежам.

35. К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые залежи, приуроченные к пластам коллекторам, содержащим только природный газ;

в) газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам коллекторам, содержащим газ с углеводородным конденсатом в газовом состоянии.

36. К двухфазным залежам в начальном природном виде относятся залежи, приуроченные к пластам коллекторам, содержащим одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде шапки, либо газоконденсатную часть залежи и нефтяную оторочку, а именно:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн > 0,75;

б) газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5 < Vн < 0,75;

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25 < Vн < 0,50;

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой при Vн < 0,25.

Коэффициент нефтенасыщенности Vн, выражает отношение объема нефти, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

37. В двухфазных залежах с нефтяной оторочкой промышленного значения основным объектом эксплуатации является нефтяная часть.

38. Залежи с превалирующим содержанием конденсата по наличию или отсутствию нефти в пласте подразделяются:

а) на залежи без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой не промышленного значения;

б) на залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

39. Месторождения углеводородного сырья подразделяются на:

а) нефтяные (в том числе газонефтяные);

б) нефтегазовые (в том числе нефтегазоконденсатные);

в) газовые или газоконденсатные.

40. В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики и геологических условий месторождения могут разрабатываться:

а) без поддержания пластового давления (как чисто газовые месторождения);

б) с поддержанием пластового давления.

41. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на две основные группы:

а) месторождения сложного геологического строения;

б) месторождения простого геологического строения.

42. По числу продуктивных горизонтов (залежей) газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на:

а) однопластовые;

б) многопластовые.

43. По числу объектов разработки газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на:

а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, или все залежи объединяются в один объект разработки;

б) многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.

44. По наличию или отсутствию конденсата газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на:

а) газовые, из газа которых при снижении давления и температуры выделение жидких углеводородов не происходит;

б) газоконденсатные, из газа которых при снижении давления и температуры выделение жидких углеводородов происходит.

45. Газоконденсатные месторождения (залежи) по содержанию стабильного конденсата подразделяются на следующие группы:

а) I группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата – до 10 см³/м³;

б) II группа, с малым содержанием - от 10 до 150 см³/м³;

в) III группа, со средним содержанием - от 150 до 300 см³/м³;

г) IV группа, с высоким содержанием - от 300 до 600 см³/м³;

д) V группа, с очень высоким содержанием - свыше 600 см³/м³.

Глава 2. добыча углеводородного сырья

§ 1. Эксплуатация добывающих скважин

§ 2. Способы эксплуатации нефтяных добывающих скважин

§ 3. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных добывающих скважин и оборудование при этом способе эксплуатации

§ 4. Механизированный - насосный способ эксплуатации нефтяных добывающих скважин и оборудование при этом способе эксплуатации

§ 5. Механизированный – газлифтный способ эксплуатации нефтяных добывающих скважин и оборудование при этом способе эксплуатации

§ 6. Способы эксплуатации газоконденсатных скважин и оборудование при этом

§ 7. Требования, предъявляемые к наземному и подземному оборудованию скважин и его обслуживанию

§ 8. Комплекс методов контроля за разработкой эксплуатационных объектов

§ 9. Установление технологического режима работы добывающих скважин

§ 10. Воздействие на продуктивные пласты нефтяного и нефтегазового месторождения

§ 11. Воздействие на призабойную зону газового и газоконденсатного месторождения

§ 12. Ремонт скважин

§ 13. Содержание фонда скважин

§ 1. Эксплуатация добывающих скважин

46. Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа.

47. Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуютсяпредприятиями по планам геолого-технических мероприятий.

48. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб (далее - НКТ). Глубина спуска и типоразмеры скважинного добывающегооборудования устанавливаются планами ввода скважин в эксплуатацию или планами проведения ремонтных работ в соответствии с технологическими и техническими расчетами.

49. Добывающие скважины оборудуются фонтанной арматурой, лифтовой колонной с внутрискважинным оборудованием, приборами контроля и регулирования. Материальное исполнение оборудования должно соответствовать степени агрессивности добываемой продукции и климатическим условиям.

Фонтанную арматуру скважин необходимо подбирать по прочности, исходя из ожидаемого максимального давления на устье скважины, и по исполнению, исходя из климатических условий региона и компонентного состава пластовых флюидов, по одной из типовых схем в соответствии с ГОСТ 13846-2003 «Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы».

50. Оборудование любой скважины, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинное.)

51. Для предохранения резьбовых соединений фонтанных и сифонных труб от преждевременного износа, повышения их герметичности следует применять специальные смазки.

52. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяется исходя из двух критериев:

а) максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей;

б) минимума потерь давления в трубах и при заданном дебите скважины.

53. Выбор оборудования для эксплуатации скважин должен обеспечить:

а) заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с проектными показателями, результатами исследования скважин);

б) высокий коэффициент полезного действия;

в) надежную и безаварийную работу скважины.

г) минимальные затраты по сравнению с другими способами;

д) возможность осуществления контроля и регулирования процесса разработки и режима работы скважин.

54. Одновременно-раздельная эксплуатация (далее - ОРЭ) позволяющая реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, по назначению классифицируется на три группы:

а) ОРЭ пластов;

б) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости;

в) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

55. Раздельно эксплуатируют пласты способами:

а) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан);

б) один пласт фонтанным, а другой - механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном);

в) оба пласта механизированным (насос-насос).

56. ОРЭосуществляется только при обосновании этого способа эксплуатации проектными документами на разработку месторождения и допускается к применению при наличии сменного внутрискважинного оборудования, обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно.

В зависимости от условий применения каждой метод ОРЭ может быть осуществлен в нескольких вариантах.

57. Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов.

58. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

59. Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

60. Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов:

а) с двумя параллельно расположенными рядами НКТ;

б) с концентрически расположенными рядами НКТ.

61. Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос‑фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса.

62. Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки.

§ 2. Способы эксплуатации нефтяных добывающих скважин

63. Эксплуатация нефтяных добывающих скважин в зависимости от их продуктивности и степени обводнения осуществляется следующими основными способами:

а) фонтанным;

б) механизированным.

64. В состав механизированного способа эксплуатации скважин входят:

а) насосный способ;

б) газлифтный способ.

§ 3. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных добывающих скважин и оборудование при этом способе эксплуатации

65. При фонтанном способе эксплуатации нефтяных скважин газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы.

66. При фонтанной эксплуатации нефтяных скважин подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности.

67. К наземному оборудованию нефтяных скважин относятся:

а) фонтанная арматура (елка);

б) манифольд;

в) лубрикатор;

г) выкидная линия, подключающая скважину к системе промыслового сбора и транспорта нефти;

д) сооружения, устанавливаемые в конце выкидных труб из скважин (земляной амбар, котлован с гидроизоляцией дна и стенок), обеспечивающие прием пластовых флюидов и предотвращение загрязнения окружающей среды при строительстве, испытании, освоении, капитальном ремонте и аварийных продувках скважин.

68. Фонтанная арматура, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для герметизации устья, а также для контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных скважин. Соединения деталей и узлов арматуры - фланцевые. Основные узлы фонтанной арматуры - трубная головка и ёлка. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъёмных труб, их герметизации, а также выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Ёлка предназначена для направления продукции скважин по выкидам (струнам), контроля и регулирования режима эксплуатации скважин при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.

69. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.

70. В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

71. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и длительного фонтанирования скважины дебит её регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцера. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях фонтанной арматуры, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями обвязки.

72. Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов:

а) пробковые краны со смазкой;

б) прямоточные задвижки с однопластинчатым шибером;

в) прямоточные задвижки с двухпластинчатым шибером.

73. К подземному оборудованию нефтяных фонтанных скважин относятся:

а) НКТ;

б) пакеры;

в) клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.

74. Основное назначение НКТ - создание канала для подъема жидкости от забоя скважины на поверхность. При фонтанной и компрессорной добыче они могут быть оборудованы специальными клапанами для осуществления некоторых технологических операций.

Диаметр, тип и прочностная характеристика НКТ выбираются, исходя из ожидаемого дебита (диаметр), глубины скважины (тип труб, группа прочности). Для проведения отдельных технологических операций необходимо также учитывать размеры кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и наружным диаметром НКТ.

75. Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускаются на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

76. Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:

а) упор на забой через хвостовик;

б) переход диаметра обсадной колонны;

в) шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь);

г) шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

77. Различают следующие виды пакеров:

а) пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх (ПВ);

б) пакер, воспринимающий усилие от перепада давления направленного вниз (ПН);

в) пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх (ПД).

78. Заякоривающие устройства (якорь) могут быть:

а) гидравлические (Г);

б) механические (М);

в) гидромеханические (ГМ).

79. Из-за снижения дебитов эксплуатация скважин фонтанным способом становится экономически не рентабельной и их переводят на более выгодный в данных условиях механизированный способ эксплуатации.

§ 4. Механизированный - насосный способ эксплуатации нефтяных добывающих скважин и оборудование

при этом способе эксплуатации

80. Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования скважин и снижении уровня жидких углеводородов в скважинах до пределов, когда применение газлифтного способа эксплуатации становится не экономичным.

81. При насосном способе эксплуатации скважин подъем жидкости осуществляют насосами, опущенными в скважину ниже динамического уровня.

82. При усложнении условий эксплуатации скважин (откачка высоковязких жидкостей, повышенное содержание мехпримесей в добываемой продукции, низкие динамические уровни жидкости при большой глубине скважин) необходимо использовать специальное насосное оборудование:

а) установки электровинтовых насосов;

б) установки диафрагменных насосов;

в) установки гидропоршневых насосов.

83. При механизированном способе эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем нефти на поверхность производится посредством штанговых скважинных насосов - штанговые скважинные насосные установки (далее - ШСНУ) состоят из наземного и подземного оборудования.

84. Наземное оборудование:

а) станок-качалка (далее - СК);

б) оборудование устья;

в) блок управления.

85. СК является индивидуальным приводом скважинного насоса.

СК для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу.

86. Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

87. Подземное оборудование:

а) НКТ;

б) насосные штанги (далее - НШ);

в) штанговый скважинный насос (далее - ШСН);

г) различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

88. НШ предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса.

89. ШСН предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости.

90. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

91. По способу крепления ШСН к колонне НКТ различают:

а) насос скважинный вставной (далее - НСВ);

б) насос скважинный невставной (далее - НСН).

92. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.

93. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах.

94. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

95. При использовании НСВ ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.

96. При необходимости, для предохранения насосного оборудования при насосной эксплуатации скважин, ниже приема насоса следует применять специальные защитные приспособления для предохранения насоса от попадания в него посторонних предметов или для отделения нефти, газа и конденсата от песка.

97. При эксплуатации скважин с пескопроявлениями на забое предотвращение образования песчаных пробок производится за счет:

а) ограничения дебита скважин;

б) выбора оптимального дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, к устью скважины;

в) установки фильтров (с круглыми отверстиями, щелевые, проволочные);

г) закрепления слабых пород призабойной зоны пласта путем закачки в скважину водных суспензий различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.).

98. Для удаления образовавшихся песчаных пробок применяет промывку скважин.

99. Установки погружных центробежных насосов (далее - УЭЦН) предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси.

100. Установки погружных винтовых электронасосов (далее – УЭВН5) предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости температурой 70 оС.

101. Установки погружных диафрагменных электронасосов (далее – УЭДН5) предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

102. Установки гидропоршневых насосов (далее - УГН) для добычи нефти позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сутки при высоком содержании в скважинной продукции воды.

§ 5. Механизированный – газлифтный способ эксплуатации

нефтяных добывающих скважин

и оборудование при этом способе эксплуатации

103. При эксплуатации скважин газлифтным способом используются следующие основные cxeмы газлифтной эксплуатации:

а) компрессорный газлифт;

б) бескомпрессорный газлифт;

в) внутрискважинный газлифт;

г) непрерывный газлифт;

д) периодический газлифт.

104. Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных конструкцией для газлифта.

105. При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин жидкость с забоя поднимается с помощью подачи в скважину сжатого на поверхности газа или воздуха. Для подъёма жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: рабочий для подачи газа и подъёмный для подъёма жидкости на поверхность.

106. При газлифтной эксплуатации скважин на нефтяном месторождении предусматривается одна или несколько компрессорных станций. Иногда в качестве рабочего агента используется газ из газовых пластов с высоким давлением, в этом случае можно обойтись без применения компрессоров.

107. Для пуска и эксплуатации газлифтных скважин фонтанная арматура обвязывается выкидными линиями и газопроводом, идущим к газораспределительной батарее.

108. Подземное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин состоит из:

а) рабочего и подъёмного каналов;

б) пусковых и рабочих клапанов;

в) скважинных камер;

г) пакера, устанавливаемого на конце подъёмных НКТ.

109. Пусковые клапаны работают только в период освоения газлифтной скважины.

110. Скважинные камеры для размещения в них газлифтных клапанов и других приспособлений необходимы при выполнении определённых технологических операций.

111. Пакер, служащий для разобщения призабойной зоны скважины от затрубного пространства, обеспечивает плавную и спокойную работу скважины.

112. Посадка газлифтных клапанов, глухих и циркуляционных пробок в скважинные камеры, извлечение их оттуда, посадка и извлечение приёмного клапана и т.д. в скважине выполняются без её глушения при помощи комплекса оборудования и инструмента для обслуживания газлифтных скважин.

При газлифтном способе эксплуатации сокращается объём ремонтных работ.

113. Ответственность за правильный подбор скважинного оборудования возлагается на службу разработки и производственно-техническую службу предприятия, а за надлежащее его использование – на технические службы предприятия.

114. Выбор оборудования для эксплуатации скважин должен обеспечить:

а) заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с проектными показателями, результатами исследования скважин);

б) высокий коэффициент полезного действия;

в) надежную и безаварийную работу скважины.

г) минимальные затраты по сравнению с другими способами;

д) возможность осуществления контроля и регулирования процесса разработки и режима работы скважин.

§ 6. Способы эксплуатации газоконденсатных скважин

и оборудование при этом

115. Основным методом добычи конденсата является фонтанный способ.

116. Способы эксплуатации газоконденсатных скважин определяются геолого-техническими условиями, к которым относятся:

а) величина пластового давления и рабочий дебит скважины;

б) физико-химическая и товарная характеристики газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрессивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты, органических кислот и так далее);

в) физическая характеристика продуктивного горизонта и вышележащих пород (аномально высокие и аномально низкие пластовые давления);

г) термодинамические условия работы скважины и условия гидратообразования в стволе и газопромысловой сети;

д) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных горизонтов;

е) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям или газоперерабатывающему заводу;

ж) местоположение скважин по отношению к ГВК или ВНК и возможным разрывным нарушениям.

117. К наземному оборудованию газоконденсатной скважины относятся:

а) фонтанная арматура (елка);

б) шлейф;

в) сепаратор высокого давления с емкостью для сбора конденсата;

г) теплообменники типа «труба в трубе»;

д) регулируемый или обыкновенный штуцер;

е) низкотемпературный сепаратор, рассчитанный на соответствующее давление и пропускную способность;

ж) комплект оборудования для борьбы с гидратами, образующимися, как в теплообменнике и регулируемом штуцере, так и в низкотемпературном сепараторе (дозировочные насосы, емкости диэтиленгликоля (далее - ДЭГ), печь регенерации ДЭГ, отстойники-разделители ДЭГ и конденсата, теплообменники охлаждения и нагревания ДЭГ).

118. Фонтанная арматура при любом способе эксплуатации газовых скважин должна обеспечить возможность спуска в скважину глубинных приборов во время ее работы, а также замера температуры и давлений газа на устье скважины.

119. К подземному оборудованию газоконденсатных скважин относятся:

а) фонтанные трубы, применяемые в качестве подъемных для газа и скопившейся на забое жидкости;

б) сифонные трубки, применяемые для очистки забоев скважин от жидкости;

в) забойные штуцеры, пакеры, применяемые для разобщения продуктивных горизонтов или для изоляции эксплутационной колонны от коррозионных компонентов, содержащихся в нефти и газовом конденсате;

г) предохранительные клапаны, устанавливаемые на фонтанных трубах и предназначенные для предупреждения открытых фонтанов, вызванных прорывом шлейфов или коррозионным разрушением фонтанной арматуры, и летающие клапаны плунжерных установок.

120. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб.

121. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:

а) рабочего дебита скважины;

б) допустимого перепада давления и температуры в стволе;

в) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах;

г) диаметра эксплуатационной колонны.

122. Фонтанные трубы спускаются в целях:

а) предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, вызываемых присутствием в газе твердых примесей и агрессивных компонентов;

б) выноса жидкостей и механических примесей с забоя скважины на поверхность для задавки скважин при ремонтных работах и улучшения тем самым ее продуктивности;

в) создания условий управления скважиной на случай возможных осложнений;

г) одновременной и раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов единым стволом (по фонтанным трубам и кольцевому пространству, разделенных при помощи пакера).

123. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газоконденсатных скважин рекомендуется применять пенообразующие поверхностно-активные вещества (далее – ПАВ), трубы меньшего диаметра, гидродинамические диспергаторы, а также плунжерный лифт.

124. Также применяются следующие способы эксплуатации газоконденсатных скважин:

а) эксплуатация по фонтанным трубам (без пакера или распакеровкой затрубного пространства);

б) совместно раздельная эксплуатация двух или нескольких продуктивных пластов посредством фонтанных труб и пакеров.

125. Эксплуатация газовых скважин по эксплуатационным колоннам без спуска в них фонтанных труб не допускается.

В виде исключения для продуктивных пластов, пластовое давление которых не превышает величину давления опрессовки эксплуатационной колонны, при отсутствии в газе коррозионных компонентов, для полного выноса конденсационной и пластовой жидкости из скважины допускается продувка по затрубному пространству, но если при этом не образуются песчаные пробки в стволе скважины.

§ 7. Требования, предъявляемые к наземному и подземному

оборудованию скважин и его обслуживанию

126. Фонтанная и запорная арматура нефтяных и газоконденсатных скважин должна отвечать следующим основным требованиям:

а) герметичности при многократном открытии и закрытии запорного элемента;

б) возможности полного открытия и закрытия запорного элемента от усилий рук одного человека;

в) возможности замены сальниковых уплотнений без прекращения подачи газа в газопровод;

г) должна быть рассчитана на двукратный запас от статического устьевого давления;

д) возможности измерения давления и температуры в трубном и затрубном пространствах;

е) должны быть равнопроходными задвижки, катушки и тройники.

127. ОРЭ нескольких объектов одной скважиной осуществляется только при обосновании проектными документами на разработку месторождения, при условии применения сменного оборудования, допускающего раздельный учет добываемой продукции, проведение промысловых исследований.

128. Эксплуатационная организация определяет периодичность проведения контроля неразрушающими методами толщины трубопроводов наземного оборудования скважин: фонтанной арматуры (елки), шлейфов, сепараторов и т.д. в эррозионно-опасных местах (тройники, отводы и другие соединительные детали). Результаты контроля оформляются актами.

129. Наземное оборудование газоконденсатных скважин должно находиться под регулярным наблюдением оператора. Особое внимание должно быть уделено фланцевым, резьбовым, сварным соединениям и запорной арматуре скважин.

130. Все оборудование, устанавливаемое на скважинах (как новое, так и находившееся уже в эксплуатации), должно подвергаться предварительной опрессовке.

131. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на пробное давление, указанное в паспорте.

132. Фонтанная арматура, установленная на устье, должна быть опрессована совместно с обсадной колонной на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

133. Результаты опрессовки оформляются актами.

134. Во избежание преждевременного износа, а также уменьшения потерь давления, проходное сечение задвижек (кранов) и деталей «елки» должно быть не меньше, чем сечение фонтанных труб.

135. Глубина установки башмака фонтанных и сифонных труб определяется особенностями эксплуатации скважин и устойчивостью коллекторов. Там, где нет опасности прихвата фонтанных труб, их следует спускать до нижних отверстий фильтра.

§ 8. Комплекс методов контроля за разработкой

эксплуатационных объектов

136. В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

137. При исследовании скважин:

а) проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и НКТ, состояние призабойной зоны пласта, загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);

б) проверяется соответствие параметров работы установленного оборудования добывным возможностям скважин и заданному технологическому режиму;

в) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется межремонтный период работы оборудования и скважины;

г) собирается информация, необходимая для планирования различного рода ремонтно-восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

138. При проведении исследований, когда имеется опасность разрушения коллектора и выноса песка на поверхность, а также при наличии жидкости в призабойной зоне, необходимы детальные, относительно длительные исследования, чтобы получить наиболее достоверные данные по количеству выносимых механических примесей и жидкости и условий их выноса.

139. Исследования по контролю за разработкой эксплуатационных объектов выполняются силами нефтегазодобывающих предприятий или по их заказу специализированными организациями по ежемесячному плану, составленному недропользователями.

140. Первичные материалы по контролю за разработкой эксплуатационных объектов хранятся у недропользователей в течение всего периода эксплуатации месторождений.

141. Особенности комплекса измерений и их периодичность обязательно обосновываются в проектных документах на разработку эксплуатационных объектов с учетом их геологофизических условий и рекомендованной системы разработки.

142. Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных объектов предусматривает проведение систематических (периодических) и единичных (разовых) замеров.

143. При проведении систематических исследований эксплуатационных объектов рекомендуется придерживаться нижеследующей периодичности каждого вида исследования.

144. Замеры пластового давления выполняются:

а) в основном периоде разработки (I-II-III стадии разработки) - один раз в квартал;

б) на IV завершающей стадии разработки - один раз в полугодие.

145. Замеры забойного давления (динамического уровня) в действующих добывающих и нагнетательных скважинах контролируются не реже одного раза в квартал.

146. Замеры дебитов скважин выполняются со следующей периодичностью:

а) малодебитные (до 5 т/сутки) - один раз в 15 дней;

б) средне- и высокодебитные - один раз в 7 дней.

147. Замеры приемистости нагнетательных скважин должны проводиться ежемесячно.

148. Замеры газового фактора в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, выполняются раз в год.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения замеры выполняются ежеквартально или ежемесячно.

149. Перечисленный комплекс измерений проводится единовременно по каждой новой скважине, а также до и после осуществления какого-либо технологического или технического мероприятия (обработка призабойной зоны, гидроразрыв, изоляционные работы и другие), а в последующем - с указанной выше периодичностью.

150. Гидродинамические исследования методами восстановления давления (уровня) и установившихся отборов выполняются по каждой скважине после ввода ее в эксплуатацию и в последующем - по мере необходимости.

151. Единичные (разовые) замеры предусматривают одновременное выполнение полного комплекса исследований или необходимой его части и проводятся в каждой вновь пробуренной скважине, а также до и после осуществления какого-либо технологического или технического мероприятия (обработка призабойной зоны, капитальный ремонт, смена оборудования и другие).

152. К разовым замерам относятся:

а) промыслово-геофизические исследования скважин для оценки нефтегазоводонасыщенности пластов, которые выполняются по мере необходимости;

б) гидродинамические исследования по изучению взаимодействия скважин и пластов.

153. Наблюдения за разработкой осуществляются в эксплуатационных, а также используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяются проектом промышленной разработки.

154. Виды, объем, и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются нефтегазодобывающими предприятиями совместно со специализированными организациями в соответствии с рекомендациями проектных документов и утверждаются руководством вышестоящей организации.

155. Исследования по контролю за работой добывающих скважин осуществляются в полном соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики Узбекистан» от 07.02.2000 г.

156. Материалы по контролю за работой оборудования систематически анализируются и используются инженерной службой предприятий для обеспечения установленных технологических режимов работы скважины.

§ 9. Установление технологического режима работы
добывающих скважин

157. На каждой скважине в соответствии с геологическими и технологическими условиями устанавливается и поддерживается оптимальный режим работы, обеспечивающий нормальную работу скважины.

158. На основании принятых основных показателей разработки и анализа результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов устанавливаются и оформляются:

а) для каждой добывающей скважины - технологическая норма отбора жидкости;

б) для каждой нагнетательной скважины - объем нагнетаемого вытесняющего агента (приемистость).

159. Для контроля за эксплуатацией нефтяной скважины и учета выполняемых геолого-технических мероприятий необходимо иметь следующую первичную геолого-техническую документацию:

а) суточный рапорт по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин;

б) журнал учета замеров дебита нефти, обводненности продукции, выполнения геолого-технических мероприятий;

в) журнал учета выполненного ремонта наземного и подземного оборудования.

160. В технологических режимах работы добывающих нефтяных скважин в зависимости от способа эксплуатации указываются следующие основные параметры:

а) дебит жидкости, обводненность, газовый фактор;

б) давление на забое и устье скважины или положение динамического уровня жидкости в скважине;

в) диаметр штуцера, диаметр и глубина спуска НКТ (для фонтанных скважин);

г) диаметр плунжера, число качаний (ходов), длина хода, типоразмер и глубина спуска насосов (для насосной эксплуатации);

д) удельный расход и рабочее давление газа, глубинные установки пусковых и рабочего клапанов (для газлифтной эксплуатации);

е) тип и глубина спуска пакеров, газовых якорей, дозаторов, забойных штуцеров.

161. Для газоконденсатных скважин, в зависимости от конкретных условий местоположений на определенный период времени, назначается один из следующих технологических режимов:

а) постоянного градиента давления - в случае возможного разрушения продуктивного коллектора. Этот режим может быть заменен режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована;

б) постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта - в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также для очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;

в) постоянной депрессии - в случае опасности образования конусов и языков обводнения;

г) постоянного давления на головные скважины - при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа на промысле;

д) постоянного дебита - при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита не выдерживается во времени, так как величина дебита изменяется из-за падения пластового давления.

162. Технологический режим и текущие рабочие дебиты газоконденсатных скважин устанавливаются с учетом следующих основных факторов:

а) вынос песка, количество которого устанавливается в процессе исследования скважин, и которое не должно приводить к разрушению призабойной зоны пласта и к разъеданию подземного и наземного оборудования;

б) возможность обводнения забоев скважин;

в) конструкция и техническое состояние скважины;

г) температурный режим работы газовой скважины с учетом конденсации воды, углеводородов и условий выноса их на поверхность;

д) технологический режим должен быть таким, чтобы в стволе скважины исключалась возможность гидратообразования и обеспечивался вынос жидкости на поверхность;

е) рабочее давление на устье скважины, необходимое по условию сбора и транспорта конденсата.

163. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы добывающих скважин осуществляется недропользователем.

164. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции.

165. На средства измерений, которые используются в технологическом процессе для контроля режима работы скважин, распространяются контроль и надзор в сфере законодательной метрологии, предусмотренные законодательством Республики Узбекистан.

166. Пуск в эксплуатацию новых скважин, не оборудованных техническими средствами индивидуального замера дебита и исследования скважин, не допускается.

167. Технологические режимы работы по отдельным скважинам должны обеспечить получение оптимально возможного дебита нефти и конденсата, соблюдение рациональных условий разработки месторождения (залежи), охраны недр и техники безопасности.

168. Материалы по режимам работы скважин подлежат хранению, анализу и обобщению. Недропользователь осуществляет оперативный контроль и анализ выполнения установленных технологических режимов, выявляет причины несоблюдения режимов, предлагает мероприятия по повышению эффективности работы скважин и эксплуатационного оборудования.

169. Технологические режимы работы скважин составляются подразделениями по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти и газа, и утверждаются геологом и первым заместителем руководителя предприятия.

Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

На начальном этапе промышленного освоения месторождения, в период интенсивного роста добычи, технологические режимы устанавливаются ежемесячно.

В период стабильной добычи, когда величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличаются более чем на 2-5 % от проектного уровня, технологический режим устанавливается ежеквартально.

170. После смены технологического режима скважины необходимо установить показатели работы нового технологического режима.

171. Ответственность за соблюдением установленных режимов несет руководство промысла по добыче нефти и конденсата.

172. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами предприятий.

В порядке надзора контроль осуществляют вышестоящие организации и специально уполномоченные органы.

173. Для наблюдения за режимом работы скважин на месторождениях, эксплуатирующихся без поддержания давления, при обработке газа с помощью низкотемпературной сепарации, необходимо предусмотреть на каждую скважину следующее:

а) сепаратор высокого давления, предназначенный для отделения капельной жидкости и, возможно, глинистого раствора, выносимых вместе с газом из скважины;

б) технические манометры для измерения давления до теплообменника (перед штуцером) и в низкотемпературном сепараторе;

в) теплообменники для предварительного снижения температуры газа, идущего со скважины в низкотемпературный сепаратор;

г) технические термометры для измерения температуры газа, до теплообменника, после теплообменника, после теплообменника (перед штуцером) и на выходе из низкотемпературного сепаратора;

д) автомат для подачи метанола или дозировочный насос для подачи гликолей до первого теплообменника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и температурного режима установки;

е) регулируемый штуцер, если давление газа в шлейфе превышает принятое давление в магистральном газопроводе;

ж) низкотемпературный сепаратор газа, рассчитанный на определенную производительность;

з) камерную диафрагму для расходомера газа, устанавливаемую на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор или межтрубье одного или двух теплообменников в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации;

и) два автоматических отводчика жидкости, устанавливаемых на разделительной емкости, соединенной с низкотемпературным сепаратором; один из автоматических отводчиков служит для отвода и контроля количества конденсата, а другой – для отвода отработанного гликоля.

174. Все показатели, а также любые изменения в режиме работы скважины должны регистрироваться и документироваться, в соответствии с существующими формами.

175. В случае нарушения установленного режима работы скважины, руководством предприятия должны быть приняты срочные меры к его восстановлению.

176. По скважинам, где нарушение заданного режима может привести к осложнениям, регулировка режима работы запрещается.

177. Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) на нефтепромысле проводится оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечается план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый руководством предприятия;

б) нефтегазодобывающей компанией обобщаются результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и они отражаются в ежегодных отчетах.

178. Под установленным технологическим режимом скважины следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение нефти, жидкости и газа на данный период отборов, предусмотренных технологическим проектным документом, а также соблюдение условий надежности ее эксплуатации.

§ 10. Воздействие на продуктивные пласты

179. Продуктивность скважин при необходимости восстанавливается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон, способы которых, технологии и параметры выбираются в зависимости от геолого-физических свойств залежи.

180. Работы по воздействию на призабойную зону пласта проводятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

181. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические и термические. Возможны также различные сочетания этих методов.

182. Система воздействия на пласт представляет собой комплекс технических средств, предусмотренных проектными документами, на разработку технологий извлечения запасов углеводородного сырья из недр.

183. В комплекс технических средств воздействия на пласт входят:

а) источники рабочего агента (водозаборы и газовые скважины, установки деэмульсации обводненной нефти, поставщики химических реагентов и другие);

б) водоводы, газопроводы, продуктопроводы;

г) насосные и газокомпрессорные станции высокого давления;

д) нагнетательные скважины.

184. Система воздействия на пласт должна обеспечивать:

а) закачку в эксплуатационный объект необходимых объемов рабочего агента для восполнения пластовой энергии и вытеснения углеводородного сырья к забоям добывающих скважин по отдельным зонам, пластам месторождению в целом;

б) подготовку рабочего агента до необходимых кондиций по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода микроорганизмов;

в) возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки рабочего агента как по каждой скважине, так и по месторождению в целом;

г) возможность постоянного контроля за качеством и свойствами рабочего агента;

д) надежность функционирования, в первую очередь с точки зрения герметичности.

185. Основным элементом системы воздействия на пласт является нагнетательная скважина, в которую производится закачка рабочего агента.

186. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие) должна обеспечивать:

а) закачку рабочего агента при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме;

б) надежное разобщение пластов и объектов разреза;

в) производство всех видов исследований, мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, а также ремонтных работ.

187. Восстановление фильтрационных свойств (очистка) призабойной зоны, ухудшенной в процессе бурения, осуществляется путем дренирования скважин. Законтурные и приконтурные нагнетательные скважины дренируются путем свабирования (поршневание, шомпольная эксплуатация) или спуска электроцентробежных насосов.

188. При благоприятных геолого-физических условиях (высокие фильтрационные свойства пласта) и успешном восстановлении проницаемости, нагнетательные скважины после дренирования пускаются под закачку рабочего агента через систему продуктопроводов от кустовых насосных станций.

189. При неблагоприятных геолого-физических характеристиках продуктивных пластов для обеспечения приемистости применяются дополнительные меры воздействия, в том числе:

а) создание максимально допустимой депрессии на пласт (понижение уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием агента;

б) аэрация жидкости в процессе обратной промывки скважины;

в) периодическое нагнетание агента под высоким давлением и сброс его самоизливом (метод гидросвабирования);

г) продавливание агента в пласт при давлениях, значительно превышающие рабочее давление нагнетания, путем использования дожимных насосов (цементировочных агрегатов);

д) гидропескоструйная перфорация с последующим гидравлическим разрывом пласта;

е) обработка призабойной зоны кислотами и растворами ПАВ;

ж) тепловая обработка призабойной зоны и другие.

190. Термокислотная обработка скважин применяется на месторождениях нефти с большим содержанием парафинов. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

191. Термохимическая обработка скважин применяется для интенсификации притока нефти к забоям скважин, заключающаяся в применении при кислотной обработке скважин таких реагентов, которые обеспечивают:

а) экзотермическую реакцию в пористых каналах;

б) сохранение активности кислоты для последующей реакции с породой.

Создаваемая экзотермической реакцией высокая температура, помимо ускорения реакций растворения трудно растворимых пород (доломиты), способствует расплавлению твердых и полужидких органических осадков (парафины, смолы), которые нередко образуются на стенке скважины и в поровых каналах в призабойной зоне.

Наиболее часто применяются реакции соляной кислоты с едким натром, металлическим магнием или алюминием.

192. Применяется также внутрипластовая термохимическая обработка, когда при разрыве пласта вместе с жидкостью-песконосителем в трещины и поры пласта закачивают порошок магния.

193. Недостатком способа термохимической обработки призабойных пластов является невысокая эффективность воздействия на пласт.

Увеличение притока нефти после такой обработки принадлежит тепловому фактору (снижение вязкости нефти и удаление асфальто-смолистых веществ).

На залежах с относительно маловязкими нефтями и с низкопроницаемыми и низкопористыми коллекторами эффективность обработки этим способом резко снижается.

194. При закачке в пласты сточных вод и других коррозионно-агрессивных агентов для защиты продуктопроводов (водо- и газопроводов), обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии и тому подобное.

195. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей, полимеров и других химических реагентов необходимо использовать воду, соединение с которой исключает деструкцию реагентов и не приводит к образованию с ней соединений, способных выделяться в осадок, если это прямо не предусматривается проектным документом на разработку. Кроме того, закачиваемая вода должна быть химически совместимой с пластовой водой, способствуя вытеснению углеводородного сырья из коллектора.

196. Освоение нагнетательных скважин под закачку рабочего агента производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством недропользователя.

197. Время начала закачки рабочего агента, последовательность перевода пробуренных скважин под нагнетание и нормирование объемом закачки определяются проектным документом на разработку месторождения.

198. Во всех случаях закачка рабочего агента выполняется с таким расчетом, чтобы не допустить снижения пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.

199. При законтурном и приконтурном заводнении закачка рабочего агента, как правило, должна начинаться на самой ранней стадии освоении месторождения.

200. При внутриконтурном заводнении, чтобы не допустить осложнений при бурении скважин, закачка в нагнетательную скважину должна начинаться лишь после того, как будет пробурена большая часть скважин, находящихся в радиусе ее воздействия.

201. При внутриконтурном заводнении при размещении нагнетательных скважин рядами следует вводить их под закачку через одну скважину, таким образом, чтобы в начальный период освоения системы заводнения скважины, находящиеся под закачкой и в отработке на нефть, чередовались между собой. Скважины, находящиеся в отработке, следует эксплуатировать на нефть при максимально допустимых отборах и переводить под закачку при достижении высокой степени обводненности.

202. Нормирование закачки рабочего агента по скважинам и пластам в скважинах осуществляется один раз в квартал и оформляется в виде технологического режима эксплуатации каждой нагнетательной скважины

В технологическом режиме работы нагнетательных скважин указывается:

а) суточный объем закачки рабочего агента;

б) основные требования к свойствам закачиваемого агента;

в) давление нагнетания;

г) мероприятия по обеспечению установленных норм закачки.

203. Технологический режим работы нагнетательных скважин составляется службой ППД совместно с геолого-технологической службой недропользователя и утверждается его руководством.

204. При установлении норм закачки исходят из следующих основных положений:

а) если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой рабочего агента по объекту меньше 100 %, то для покрытия дефицита нормы закачки устанавливаются больше норм текущих отборов жидкости на 30-50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин;

б) если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой по объему (участку) достигнута, норма закачки рабочего агента должна быть равна норме отбора жидкости, определяемой как сумма дебетов добывающих скважин на тот же период времени или несколько превышать ее, но не более чем на 10-20 % с учетом возможных потерь агента;

в) при больших размерах площади месторождения и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с близкими фильтрационно-емкостными свойствами, а уже затем по отдельным скважинам, расположенным в пределах участка;

г) в многопластовых объектах норма закачки по объекту в целом и для участков должна быть распределена между отдельными пластами.

205. Ответственность за достоверность учета объема нагнетаемой воды по скважинам, объектам и в целом по месторождению возлагается на первого руководителя недропользователя или уполномоченное им лицо.

206. В качестве продавочной жидкости в эксплуатационных скважинах используют нефть, а в нагнетательных - воду.

207. Работы по воздействию на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта не относятся к капитальному и/или текущему (подземному) ремонту скважин.

§ 11. Воздействие на призабойную зону

газового и газоконденсатного месторождения

208. Обязательным условием работ по повышению газоконденсатоотдачи является регулирование разработки залежей и месторождений в целом.

209. При разработке однопластовых залежей проводятся:

а) предотвращение выноса породы из пласта, прорыв в скважины конусов воды путем уменьшения депрессии за счет сокращения дебитов газа;

б) повышение производительности скважин путем дополнительной перфорации продуктивных интервалов пласта, кислотных обработок призабойной зоны, гидроразрыва пласта и другие;

в) повышение степени извлечения конденсата при разработке с поддержанием давления путем переноса фронта нагнетания рабочего агента, изменения режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, циклической закачки и другие;

г) повышение охвата залежи вытеснением путем бурения дополнительных эксплуатационных скважин и перевода наблюдательных и нагнетательных скважин в эксплуатационные, если они выполнили первоначально возложенные на них задачи.

210. При вскрытии газоносных пластов применяются нижеперечисленные работы.

211. Прострелочные работы, включающие:

а) пулевую перфорацию;

б) кумулятивную перфорацию;

в) торпедную (снарядную) перфорацию;

г) перфорацию при герметизированном устье скважин (перфорация под давлением в газовой среде);

д) перфорацию при спущенной колонне фонтанных труб;

е) гидропескоструйную перфорацию.

212. Взрывные работы, включающие:

а) фугасное торпедирование;

б) направленное торпедирование.

213. Прострелочные и взрывные работы используются самостоятельно, в сочетании между собой, в комбинации с гидроразрывом пласта, обработкой фильтра скважины и призабойной зоны пласта кислотой (соляной; или смесью соляной и плавиковой).

214. Выбор метода и типов прострелочной и взрывной аппаратуры производится в зависимости от назначения и геолого-технической характеристики скважины, от задач, поставленных перед прострелочными работами.

215. Все прострелочные и взрывные работы в скважинах производятся специальными геофизическими организациями.

216. Ответственность за правильность выбора, как метода прострелочных или взрывных работ, так и аппаратуры, в равной степени несут и организация-заказчик и организация-исполнитель.

217. Интервалы перфорации и торпедирования определяются геологической службой добывающего предприятия, исходя из фактического разреза данной скважины.

218. Плотность перфорации выбирается, оптимальной для каждого горизонта, экспериментальным путем в процессе его разведки и подготовки к промышленной эксплуатации.

219. Торпедирование и торпедная перфорация газовых скважин применяется только в породах, дающих хорошее трещинообразование, то есть в крепких породах.

220. В процессе работы перфораторно-торпедировочной партии на буровой рекомендуется присутствие ответственного представителя геологической службы промысла, который по окончании работ подписывает задание на выполнение прострелочных или взрывных работ в скважине и акт о промере кабеля.

221. Работы с прострелочной и взрывной аппаратурой на скважинах производятся в соответствии с СТХ 12-41-09 «Инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах».

222. Кислотная обработка призабойных зон скважин является эффективным средством интенсификации добычи газа.

Также является эффективным средством увеличения приемистости при закачке газа или воды в пласт, в случае разработки газоконденсатной залежи с ППД.

223. В зависимости от геологических условий, для обработки призабойных зон применяется кислотный раствор, содержащий:

а) 12 – 15 % и выше соляной кислоты;

б) 1 – 2 % уксусной кислоты;

в) 2 – 6 % плавиковой кислоты (при глинистом цементе);

г) ингибиторы;

д) поверхностно-активные вещества на 1,0 m вскрытой перфорацией мощности.

В отдельных случаях эта норма может быть увеличена.

224. Независимо от технологической схемы обработки в кислотный раствор вводятся специальные добавки, которые:

а) предотвращают разрушение кислотой применяемого оборудования;

б) облегчают вынос продуктов реакции из призабойной зоны скважины.

225. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 часов на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2-3 часа при забойных температурах 100 - 150 °С.

226. Гидравлический разрыв газового пласта – это процесс, связанный с образованием или расширением существующих трещин в призабойной зоне продуктивных пластов под гидростатическом действием жидкости, закачиваемой в скважину под большим давлением.

227. Давление при гидравлическом разрыве должно превышать гидростатическое давление в скважине в 1,5-2 раза. Конкретное давление гидравлического разрыва характеризуется градиентом разрывного давления, который изменяется в пределах от 0,0105 до 0,02 МПа.

228. На месторождениях, эксплуатирующих залежи пластового типа, гидроразрыв проводится в любых скважинах, если залежь только что введена в эксплуатацию, а скважины отвечают всем геолого-техническим требованиям.

229. На месторождениях, имеющих залежи водоплавающего типа, при выборе скважин для гидроразрыва необходимо учитывать расстояние от устья трещины до ГВК. Оптимальное расстояние от устья трещины до ГВК зависит от типа коллектора и не является постоянным.

В зависимости от типа коллектора это расстояние может колебаться от 8 до 40 м.

230. В продуктивных интервалах большой мощности (несколько десятков и сотен метров) в обсаженных скважинах, вскрытых перфорацией, производится поинтервальный, направленный, многократный гидроразрыв пласта с применением пакеров или иных изолирующих приспособлений и материалов.

231. Если скважины, подвергшиеся гидроразрыву, вначале имели высокий дебит и на протяжении, сравнительно, короткого времени эксплуатации снизили его, то в этом случае гидроразрыв повторяется.

232. Все работы по гидроразрыву пласта следует производить в строгом соответствии с требованиями, предусмотренными для этой операции.

233. Гидропескоструйная перфорация скважин заключается в обработке блокированной призабойной зоны пласта струями жидкости с абразивом. Эти струи, воздействуя на преграду (металл труб обсадных колонн, цементный камень, горная порода), разрушают ее в радиусе их эффективного воздействия.

234. При экономической оценке эффективности метода гидропескострунной перфорации следует учитывать величину дебитов скважин, вскрытых абразивным и кумулятивным перфораторами.

235. Перед гидравлическим разрывом пласта, с целью ориентации трещины, следует создать каналы, посредством абразивного перфоратора, в плоскости проектируемой трещины.

236. Перед кислотной обработкой с целью снижения давления закачки кислоты в пласт, намеченный интервал вскрывается методом гидропескоструйной перфорации.

237. Процесс вскрытия гидропескоструйной перфорацией необходимо осуществлять снизу вверх.

238. Все работы по гидропескоструйной обработке скважин проводятся в соответствии с требованиями, предусмотренными для этой операции и с соблюдением правил техники безопасности.

239. Обработка призабойных зон скважин смолами с целью укрепления пласта является одним из средств предотвращения выноса песка из пласта при эксплуатации скважин. Обработка смолами применяется, когда другие методы задержания песка оказываются неэффективными либо требуют больших затрат по сравнению с обработкой смолой.

240. Обработка призабойной зоны смолами возможна как во вновь пробуренных и неиспытанных скважинах, так и в скважинах, ранее эксплуатировавшихся.

241. Обработка вновь пробуренных и неиспытанных скважин проводится непосредственно вслед за перфорацией. Необходимость обработки определяется на основании эксплуатации обрабатываемого пласта в соседних скважинах.

Вызов притока жидкости или газа из пласта до обработки (например, при испытании скважины) не рекомендуется, так как это может привести к нарушению равновесия рыхлой породы пласта и ухудшить результаты обработки.

242. Скважины, предназначенные для обработки смолой, герметичны и должны иметь качественное (герметичное) цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта.

243. При наличии негерметичности скважины ниже обрабатываемого интервала следует установить до обработки цементный мост или пробку-пакер, отделяющий нижнюю негерметичную зону от обрабатываемого интервала.

244. При наличии негерметичности обсадной колонны или сообщения с верхним продуктивным горизонтом выше обрабатываемого интервала, следует обрабатывать пласт с применением пакера, отделяющего верхнюю часть скважины.

245. При обработке призабойной зоны скважин, из которых во время эксплуатации извлечено большое количество песка, работам по креплению должна предшествовать закачка крупнозернистого кварцевого песка или другого зернистого наполнителя в призабойную зону.

246. Скважины, предназначенные для проведения обработки смолами, должны иметь чистый забой.

247. При проведении обработки следует предусмотреть определение приемистости пласта до закачки смолы, а также извлечение труб из обрабатываемого интервала до начала загустевания смолы.

248. Перед закачкой под давлением смол, кислот и других реагентов в скважину все нагнетательные наземные трубопроводы и арматура на устье скважины должны быть проверены опрессовкой на герметичность и прочность под давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное рабочее давление на насосе.

249. Основные методы воздействия на призабойную зону предусматриваются в проектах и в работах по авторскому надзору за разработкой месторождения (залежи).

250. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разработку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

251. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осуществляются в соответствии со специальными планами.

252. Эти планы составляются геологической и технической службами предприятия, утверждаются руководством предприятия.

253. Работы по воздействию на призабойную зону оформляются специальным актом, подписываемым руководством промысла, и регистрируются в паспорте скважины.

254. Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

а) капитальный ремонт скважины;

б) текущий ремонт скважины;

в) скважино - операция по повышению нефтеотдачи пластов.

255. Капитальным ремонтом скважин (далее - КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

256. Текущим ремонтом скважин (далее - ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино - смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

257. Скважино - операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

258. Единицей ремонтных работ перечисленных направлений является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой ТРС, КРС, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом.

259. В случае, если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, дополнительные работы считаются продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино - операции.

260. Применяются следующие способы доставки, к заданной зоне ствола скважины, инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов при ремонтных работах в скважинах:

а) с помощью спе­циально спускаемой колонны труб;

б) путем закачивания по НКТ или межтрубному простран­ству;

в) на кабеле или на канате.

261. Виды капитальных ремонтов скважин:

а) ремонтно-изоляционные работы;

б) устране­ние негерметичности эксплуатационной колонны;

в) устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

г) переход на другие горизонты и приобщение пла­стов;

д) внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, пакеров-отсекателей;

е) ком­плекс подземных работ, связанных с бурением;

ж) обработка призабойной зоны;

з) ис­следование скважин;

и) перевод скважин на использование по другому назначению;

к) ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин;

л) консервация и расконсерва­ция скважин;

м) прочие виды работ.

262. К видам ремонтно-изоляционных работ относятся:

а) отключение отдельных обводненных интерва­лов пласта;

б) отключение отдельных пластов;

в) исправление негерметичности цементного кольца;

г) наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором.

263. К видам работ по устранению негерметичности относятся:

а) тампонирование;

б) установка пластыря;

в) спуск дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.

264. К видам работ по устранению негерметичности обсадных колонн относятся:

а) изоляция сквозных де­фектов обсадных труб и повторная герметизация их соединительных узлов (резьбовые со­единения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования).

265. Тампонирование представляет собой:

а) остановку и глушение скважины;

б) исследование скважины;

в) обсле­дование обсадной колонны;

г) выбор технологической схемы проведения операции, типаиобъема тампонажного материала.
266. К видам работ по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта скважин, относятся:

а) извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в про­цессе эксплуатации;

б) ликвидация аварий с эксплуатационной колонной;

в) очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов;

г) прочие работы по ликвидации аварий, до­пущенных при эксплуатации скважин;

д) ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин.

267. К видам работ по переходу на другие горизонты и приобщению пластов относятся:

а) геофизические исследования для оценки нефтеводонасышенности продуктивных го­ризонтов;

б) оценки состояния цементного кольца между продуктивными горизонтами и соседними водоносными пластами.

268. Ремонтными работами по переходу на другие горизонты являются:

а) работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытие перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

б) переход на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего;

в) переход на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего.

269. Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, пакеров-отсекателей проводятся с применением технологии раздельной эксплуатации скважин и закачки жидкости.

270.К комплексу подземных работ, связанных с бурением относятся:

а) зарезка новых стволов скважин;

б) бурение цементного стакана;

в) фрезеро­вание башмака колонны с углублением ствола в горной породе;

г) бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.

271. К видам работ по обработке призабойной зоны относятся:

а) кислотная обработка;

б) гидравлический разрыв пласта;

в) гидропескоструй­ная перфорация;

г) виброобработка призабойной зоны;

д) термообработка призабойной зоны;

е) промывка призабойной зоны растворителями;

ж) промывка призабойной зоны растворами ПАВ;

з) обработка термогазохимическими методами;

и) прочие виды обработки призабойной зо­ны;

к) выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин;

л) дополнительная пер­форация и торпедирование ранее простреленных интервалов.

272. К видам работ по исследованию скважин относятся:

а) исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пла­стов;

б) уточнение геологического разреза в скважинах;

в) оценка технического состояния сква­жины (обследование скважины).

273. К видам работ по переводу скважин на использование по другому назначению относятся:

а) освоение скважин под нагнетательные;

б) перевод скважин под отбор тех­нической воды;

в) перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические;

г) перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха.

274. К видам работ по вводу в эксплуатацию и ремонту нагнетательных скважин относятся:

а) оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием;

б) промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок.

275. Работы по консервации и расконсервации скважин:

а) выполнение плана работ на консервацию скважины;

б) проверка со­стояния скважины, находящейся в консервации;

в) выполнение работ по расконсервации скважины.

276. Виды текущих ремонтов скважин:

 а) оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию  (из бурения, освоения, бездействия, консервации);
 б) перевод скважин на другой способ эксплуатации;
 в) оптимизация режима эксплуатации;
 г) ремонт скважин, оборудованных ШГН;
 д) ремонт скважин, оборудованных погружными электро-центробежными насосами  (далее - ЭЦН);
 е) ремонт фонтанных скважин;
 ж) ремонт газлифтных скважин;
 з) очистка, промывка забоя.

277. Ремонт скважин производится с выполнением требований по проведению ремонта скважин и безопасности в нефтегазодобывающей отрасли, проведения технологических процессов и соблюдения требований охраны недр и окружающей среды.

278. Информация о проведенных ремонтных работах, их содержании, межремонтном периоде работы оборудования и скважины подлежит хранению предприятием на протяжении всего периода разработки эксплуатационного объекта.

279. Признаками успешного проведения ремонт­ных работ следует считать:

а) в интервале объекта разработки — снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

б) при исправлении негерметичности колонны — результаты испытания ее на герметичность гидроис­пытанием или снижением уровня;

в) при изоляции верхних вод, поступающих в сква­жину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие вы­хода пластовых вод на поверхность.

280. В фонд скважин входят все разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и специальные скважины. Они подразделяются на:

а) ликвидированные;

б) функционирующие.

Функционирующие скважины находятся на балансе предприятия.

281. Техническое состояние скважин и установленного на них оборудования должно обеспечивать:

а) эксплуатацию скважин в соответствии с утвержденными технологическими режимами их работы;

б) изменение и контроль этих режимов (замер устьевых и затрубных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов, обводненности продукции, рабочего давления и расхода газа при газлифтной эксплуатации скважин, подача насосов при механизированной эксплуатации, отборов устьевых проб и т.д.);

в) промыслово-гидродинамические исследования скважин с целью контроля процессов разработки, состояния подземного оборудования и призабойных зон пластов;

г) проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

282. Обслуживание скважин различных категорий проводится с выполнением требований по эксплуатации скважин и установленного на них оборудования.

283. Для выполнения работ по контролю процессов разработки и технологических режимов работы скважин, последние оборудуются:

а) при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации скважин – манометрами для контроля буферного и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб, арматурными площадками и лубрикаторами, позволяющими спускать в скважины глубинные приборы (манометры, термометры, дебитомеры, пробоотборники и др.).

При газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оборудуются манометрами, расходомерами, различными устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

б) при эксплуатации скважин ШГН – устройствами для отбора проб жидкости и затрубного газа, динамометрирования, измерения уровня эхолотом;

в) при эксплуатации скважин погружными ЭЦН – станциями управления, устройствами для контроля подачи насоса, манометрами для замера давления на буфере и в затрубном пространстве;

г) при эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – устройствами для контроля числа ходов погружного агрегата, манометрами для контроля давления рабочей жидкости.

284. Нарушения технологических режимов работы скважин определяются по резкому изменению дебитов скважин, газового фактора и обводненности их продукции, давлений на буфере, в затрубном пространстве и на выкидных линиях.

Нарушения обусловлены образованием в скважинах песчаных пробок, эррозией штуцера и рабочей поверхности насосов жидкостью (особенно при значительном выносе песка), отложениями парафина, гидратов, солей, продуктов коррозии в трубах, штуцерах, насосах или наземном оборудовании, прорывами газа из газовой шапки.

285. При обнаружении таких нарушений принимаются немедленно меры по выявлению и устранению их причин, восстановлению утвержденного режима работы скважин.

286. Для выполнения работ по контролю за процессом разработки и технологическими режимами работы скважин при всех способах эксплуатации, скважины должны бытьоборудованы, а кусты скважин обустроены в соответствии с проектными документами на обустройство месторождений, прошедшими государственную экспертизу.

287.Перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой, приобщение дополнительного объекта, перевод скважин в наблюдательный фонд допускаются только на основании утвержденного проектного документа на разработку месторождения (залежи) и в соответствии с требованиями государственного горного надзора.

288. В скважинах со значительным выносом песка проводятся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы закрепления (установка фильтров, цементирование, обработка смолами, полимерами и т.д.) выбираются в зависимости от конкретных условий.

289. Все скважины, пробуренные на территории Республики Узбекистан (разведочные, эксплуатационные, специальные и др.), выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации.

Глава 3. УЧЕТ ДОБЫЧИ НЕФТИ И КОНДЕНСАТА

§ 1. Учет добычи нефти и конденсата

§ 2. Ведение документации при эксплуатации скважин

§ 1. Учет добычи нефти и конденсата

290. Учет добычи нефти и конденсата на предприятии должен проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов по вопросу учета добычи на предприятии.

291. Учет нефти и конденсата по количеству осуществляется в единицах измерений массы.

292. Все средства измерений (далее - СИ), применяемые при учете нефти и конденсата являются объектами государственного метрологического контроля и надзора в соответствии со статьей 13 Закона Республики Узбекистан «О метрологии» от 28.12.1993 г.

СИ должны быть поверены в соответствии с требованиями О´zDSt 8.011:2004 «Аттестация средств измерений метрологическая. Организация и порядок проведения», О´zDSt 8.002:2009 «Метрологический контроль и надзор. Основные положения», О´zDSt 8.007:2002 «Подтверждение соответствия средств измерений законодательным требованиям. Основные положения» и иметь сертификаты метрологической аттестации СИ.

293. Нормируемые технологические потери нефти и конденсата рассчитываются ежегодно специализированной организацией и после согласования с техническими службами предприятия направляются на согласование и утверждение в вышестоящую организацию.

294. В технологических процессах промыслов предусматриваются меры по сокращению технологических потерь нефти и конденсата, а также по предотвращению загрязнения окружающей среды.

295. Разработка мер по сокращению технологических потерь нефти и конденсата проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

§ 2. Ведение документации при эксплуатации скважин

296. Документация по разработке месторождений, а также по эксплуатации скважин ведется во всех звеньях управления нефтегазовой отрасли с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений, добычи нефти и конденсата и составления отчетных документов по выполнению планов;

б) проектирования разработки и эксплуатации месторождений;

в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки и эксплуатации залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи;

г) контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;

д) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.

297. Документация, ведущаяся различными звеньями управления, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.

298. По видам документация подразделяется на:

а) первичную;

б) сводную;

в) обобщающую;

г) нормативную.

299. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи нефти, конденсата, и акты о проведении различных работ на скважинах и других объектах, установках.

Акты заполняются в тех звеньях, где непосредственно проводятся соответствующие работы, исследования и наблюдения.

300. Основным документом для каждой скважины эксплуатационного фонда является дело скважины. В деле скважины должны быть следующие материалы и документы:

а) справка о проекте на строительство или геолого-технический наряд;

б) план проекции ствола скважины (проектный и фактический);

в) акт о заложении скважины;

г) акты о начале и окончании скважины бурением;

д) акты на ликвидацию осложнений при бурении;

е) материалы геофизических исследований с заключениями по ним;

ж) справка о согласовании изменения положения глубины вскрытия продуктивного пласта;

з) акт о контрольном замере бурового инструмента перед спуском обсадной колонны;

и) меры спущенных обсадных колонн с указанием всей существующей компоновки;

к) акты о спуске обсадных колонн и их цементировании;

л) акты об испытаниях на герметичность обсадных колонн, цементных мостов, кольцевого пространства за колоннами и устьевой арматуры;

м) программа исследований в процессе бурения и освоения скважины, сведения и материалы по ее выполнению;

н) акты на перфорацию обсадной колонны;

о) акт на спуск лифтовой колонны труб с указанием установленного скважинного оборудования;

п) акты об оборудовании устья;

р) сертификаты и/или паспорта на трубы, колонные головки, фонтанную арматуру.

301. К основным первичным документам добычи относятся:

а) описание кернового материала;

б) данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;

в) дело скважин, включающие все первичные данные;

г) данные периодических исследований скважин;

д) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

е) данные литолого-фациальных исследований пластов;

ж) результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;

з) журналы объезда скважин, осмотра оборудования;

и) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;

к) суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин;

л) журналы по суточному поступлению газа и продукции на установки предприятия;

м) суточные рапорты и ежемесячные отчеты по поступлению нефти и конденсата в товарный парк (далее – ТП) готовой продукции;

н) оперативные карты работы по цехам и подразделениям предприятия;

о) суточные рапорта производственно-диспетчерской службы (далее – ПДС) предприятия;

п) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта т.д.);

р) материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов и т.д.

с) акты проведения ремонтных работ по объектам предприятия;

т) справки метрологической службы по замерам топливных газов, газов на собственные нужды по предприятию.

302. На месторождениях, где обнаружена внутренняя коррозия оборудования, должна оформляться специальная документация с систематической регистрацией:

а) результатов анализов газа, воды, нефти и конденсата на содержание агрессивных компонентов;

б) сведений о скорости коррозии на различных участках технологической линии и коррозионных разрушениях, обнаруженных при осмотрах, ревизиях, профилактических и аварийных ремонтах скважин, шлейфов, коллекторов и их оборудования, с указанием характера разрушений, места расположения коррозионных повреждений оборудования, условий его работы и срока службы;

в) сведений о проводимых мероприятиях по защите скважин и оборудования от коррозии и результатах контроля эффективности этих мероприятий.

303. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации, и заполняется в соответствующих отделах предприятия. К основным сводным документам относятся:

а) дело скважины (паспорт, карточки добывающих и нагнетательных скважин, карточки по исследованию скважин);

б) технологические режимы;

в) сводные ведомости по отбору газа, нефти, конденсата, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;

г) метрологические акты замера поданного газа в газотранспортную систему НХК «Узбекнефтегаз» по направлениям системы и по всем предприятиям;

д) акты инвентаризационного замера жидких углеводородов (нефть, конденсат);

е) ведомости по добыче нефти, конденсата и газа;

ж) выполнение основных технико-экономических показателей на первое число после отчетного месяца;

з) фонд скважин на первое число после отчетного месяца;

и) ежемесячные отчеты по добыче по месторождениям, по скважинам;

к) учет времени работы скважины;

л) экологические нормы (выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования и размещения отходов), согласованные с соответствующим государственным органом по охране природы;

м) каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.

304. Обобщающая документация содержит обработанную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях нефтегазодобывающей компании в соответствии с распределением функций. К основным обобщающим документам относятся:

а) паспорт предприятия;

б) отчетные формы для Госкомстата и министерства экономики;

в) каталог структуры запасов;

г) геологические отчеты;

д) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

е) паспорт месторождения (залежи, объекта);

ж) геологические профили и карты (структурные, разработки изобар, распределения запасов и др.);

305. К Нормативной документации в различных звеньях нефтегазодобывающей компании относятся:

а) проекты разработки месторождения;

б) проекты обустройства установок, объектов;

в) технологические регламенты;

г) отраслевые стандарты по учету нефти, конденсата и газа;

д) инструкции по расчету собственных нужд и потерь углеводородов;

е) экологические нормы (выбросов, сбросов загрязняющих веществ, образования и размещения отходов), согласованные с соответствующим государственным органом по охране природы;

ж) выданные специализированными научными организациями работы по нормам расхода нефти, конденсата и газа;

з) выданные специализированными научными организациями работы по нормам расхода основных МТР на добычу;

и) выданные специализированными научными организациями работы по исследованиям на газоконденсатность в системе добычи, подготовки.

306. Ответственность за ведение первичной документации и за ее достоверность возлагается на соответствующие ответственные лица, диспетчерскую службу, руководителей соответствующих лабораторий.

307. Ответственность за ведение сводных и обобщающих документов возлагается на руководство соответствующих подразделений, специализированных организаций, предприятий, в соответствии с типовыми положениями и должностными инструкциями.

308. Все документы составляются по утвержденным в нефтегазовой отрасли формам. При введении новых форм указывается звено управления, ответственное за их заполнение.

Глава 4. СБОР, ПОДГОТОВКА НЕФТИ

И КОНДЕНСАТА

§ 1. Сбор и подготовка нефти на нефтяных месторождениях

§ 2. Сбор и подготовка конденсата на газоконденсатных месторождениях

§ 3. Эксплуатация установок и оборудования для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата

§ 1. Сбор и подготовка нефти на нефтяных месторождениях

309. На нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти, по которой сбор продукции производят от группы скважин на групповые замерные установки.

310. На групповых замерных узлах производят учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти.

311. Из групповых замерных установок нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора.

312. В ряде случаев центральный пункт сбора может быть организован один на несколько месторождений с размещением его на наиболее крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (далее - КСП), где частично производится обработка нефти.

313. На установке подготовки нефти (далее - УПН) осуществляют все технологические операции по ее подготовке – дегазацию, обезвоживание и обессоливание.

314. Продукция нефтяных скважин, прежде всего, подвергается сепарации (отделение нефти от газа).

315. Сепарацию нефти выполняют в вертикальных и горизонтальных сепараторах.

316. Для более глубокой сепарации нефти нередко применяют многоступенчатую сепарацию, когда смесь проходит через два или три сепаратора.

317. Операции по очистке нефти, газа и воды от различных примесей осуществляются на УПН и специальных установках подготовки воды (далее - УПВ) и газа (далее - УПГ).

318. Дожимные насосные станции (далее - ДНС) предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа в целях дальнейшей раздельной транспортировке нефти с помощью центробежных насосов, а газа под давлением сепарации.

319. Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает операции по водоотделению, осушке, обессериванию, стабилизации и др.

320. Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, так как основная масса солей сосредоточена в пластовой воде, и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

321. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

а) гравитационный отстой нефти;

б) горячий отстой нефти;

в) химические и термохимические методы;

г) электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

322. Частицы механических примесей удаляются из нефти в процессе отстоя.

323. Сточные воды, отделенные от нефти необходимо очищать от механических примесей, капель нефти и только после этого закачивать в продуктивные пласты.

324. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения.

325. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки, при проведении которой используют три метода:

а) отстой;

б) фильтрование;

в) флотацию.

326. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды.

327. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой.

328. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствует их всплытию на поверхность.

329. Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию для дальнейшей транспортировки.

§ 2. Сбор и подготовка конденсата

на газоконденсатных месторождениях

330. На газоконденсатных месторождениях существует несколько схем сбора конденсата:

а) линейная;

б) кольцевая;

в) групповая.

331. Выбор схемы сбора конденсата зависит от следующих условий:

а) геологическая характеристика месторождения;

б) состав и свойства добываемой продукции скважин;

в) способ подготовки конденсата к транспортировке;

г) требования потребителя и др.

332. На газоконденсатных месторождениях замер объема продукции каждой скважины и частичное отделение влаги и конденсата выполняют на установках предварительной подготовки газа (далее - УППГ).

333. Для отделения влаги и конденсата при промысловой подготовке газа применяют три технологических процесса:

а) низкотемпературную сепарацию (далее - НТС);

б) абсорбционную сушку;

в) адсорбционную сушку.

Область применения каждого технологического процесса определяется конкретными условиями газоконденсатного месторождения.

334. При обустройстве газоконденсатных месторождений необходимо использовать современные технологические установки, обеспечивающие обезвоживание конденсата и отбензинивание его до точки росы –10 - 15 ºС.

335. При использовании любой технологической установки промысловый сбор конденсата должен осуществляться по герметичной системе конденсатопроводов.

336. Нестабильный конденсат, выделенный на установках подготовки газа, должен транспортироваться на газоперерабатывающий завод (далее - ГПЗ) по герметичной системе конденсатопроводов с максимальным использованием давления системы.

337. В зависимости от запасов газоконденсатного месторождения и количества конденсата содержащегося в газе, в проекте обустройства каждого месторождения должны быть представлены технико-экономические расчеты о целесообразности переработки извлеченного из газа конденсата.

338. В проекте обустройства газоконденсатного месторождения должны быть представлены также технико-экономические расчеты о целесообразности строительства установки стабилизации конденсата (далее - УСК).

339. Конденсат со стабилизационной установки должен по конденсатопроводам подаваться на сборный резервуарный пункт, а затем перевозиться на нефтеперерабатывающие и химические заводы.

340. Хранение и учет конденсата на резервуарном сборном пункте предприятия должны осуществляться в соответствии с требованиями, регламентирующими порядок учета при добыче, хранении и отпуске конденсата на предприятии.

§ 3. Эксплуатация установок и оборудования для сбора и подготовки

нефти и конденсата

341. Оборудование для сбора нефти и конденсата должно удовлетворять требованиям документов на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и конденсата).

342. Оборудование должно оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

343. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком на предприятии.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

344. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для опорожнения.

345. Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,07 МПа и выше, следует вводить в эксплуатацию и эксплуатировать в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» от 23.11.2011 г.

346. Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

347. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются в соответствии с установленными требованиями и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями.

348. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

349. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.

350. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

351. Запрещается оставлять работающие компрессоры, кроме полностью автоматизированных, без надзора лиц, их обслуживающих.

352. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:

а) приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта;

б) системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников и др.);

в) системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;

г) системой вентиляции;

д) системой предупредительной сигнализации о нарушении технологических параметров;

е) блокировками остановки компрессора при превышении предельно допустимых значений технологических параметров, загазованности воздушной среды выше 20% нижнего предела взрываемости смесей, неисправности вентиляционной системы, срабатывании системы сигнализации в помещении компрессорной;

ж) пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;

з) системой радио-или телефонной связи, пожаротушения.

353. Разогревание (при спуске) и охлаждение (при остановке) теплообменников допускается плавно, во избежание повреждения от температурных напряжений.

354. Допускается освобождать теплообменники от горючих жидкостей, находящихся как в трубном, так и в межтрубном пространстве, только после их охлаждения.

Глава 5. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

§ 1. Общие требования

§ 2. Идентификация ОПО

§ 3. Экспертиза промышленной безопасности ОПО

§ 4. Декларирование промышленной безопасности ОПО

§ 5. Обязательное страхование гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО

§ 6. Мероприятия для безопасного функционирования ОПО

§ 1. Общие требования

355. Промышленная безопасность на предприятии должна отвечать за защиту территории предприятия, его работников и прилегающей территории. Основным направлением промбезопасности на предприятии является обеспечение безопасных условий труда на опасных производственных объектах (далее - ОПО), а также сведение к минимуму вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций, вредных для здоровья человека воздействий и устранение прочих негативных факторов.

356. Производственные объекты добычи нефти и конденсата относятся к ОПО в соответствии с Законом Республики Узбекистан «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 28.09.2006 г. № ЗРУ-57 и «Положением о порядке идентификации опасных производственных объектов», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 10.12.2008 г. № 271.

§ 2. Идентификация ОПО

357. Идентификация ОПО должна осуществляться для учета ОПО в Государственном реестре ОПО, а также страхования гражданской ответственности предприятий, эксплуатирующих ОПО, за причинение вреда жизни, здоровью других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО.

358. Для каждого ОПО должен заполняться Идентификационный лист в соответствии с «Положением о порядке идентификации опасных производственных объектов».

359. Ответственность за правильность идентификации ОПО возлагается на организацию, осуществляющую идентификацию.

§ 3. Экспертиза промышленной безопасности ОПО

360. Основные задачи, организация, состав участников экспертизы промышленной безопасности ОПО определяются «Положением о системе экспертизы промышленной безопасности», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 10.12.2008 г. № 271.

361. Основными функциями предприятий, эксплуатирующих ОПО, являются:

а) соблюдение требований, содержащихся в актах законодательства, а также нормативно-правовых документах в области промышленной безопасности;

б) обеспечение проведения подготовки и аттестации работников ОПО;

в) обеспечение проведения экспертизы промышленной безопасности, а также проведения диагностики, испытаний, освидетельствования сооружений и технических устройств, применяемых на ОПО, в сроки и по предъявляемому предписанию специально уполномоченного государственного органа или других государственных органов;

г) обеспечение проведения идентификации ОПО;

д) разработка и утверждение деклараций промышленной безопасности;

е) ведение учета аварий и инцидентов на ОПО.

§ 4. Декларирование промышленной безопасности ОПО

362.Декларирование промышленной безопасности ОПО должно представлять:

а) всестороннюю оценку риска аварии и связанной с ней угрозы;

б) анализ достаточности принятых мер по предупреждению аварий, обеспечению готовности предприятия к эксплуатации ОПО в соответствии с требованиями промышленной безопасности, а также локализации и ликвидации последствий аварии на ОПО;

в) разработку мероприятий, направленных на снижение масштаба последствий аварии и размера ущерба, нанесенного в случае аварии на ОПО.

363. Порядок декларирования проводится в соответствии с «Положением о порядке разработки и представления декларации промышленной безопасности государственным органам, общественным объединениям и гражданам», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 10.12.2008 г. № 271.

364. Декларация промышленной безопасности действующего ОПО разрабатывается самостоятельно предприятием, эксплуатирующим этот объект, или на основании договора с организацией, имеющей аккредитацию на проведение экспертизы промышленной безопасности ОПО.

365. При наличии в составе предприятия нескольких ОПО, подлежащих обязательному декларированию, допускается разработка и оформление единой декларации промышленной безопасности ОПО.

366. Декларация действующего ОПО должна утверждаться руководителем предприятия, эксплуатирующего этот объект.

367. Ответственность за полноту и достоверность информации, представленной в декларации промышленной безопасности, возлагается на лицо, утвердившее ее.

368. Гриф секретности декларации определяется степенью секретности, содержащихся в ней сведений в соответствии с законодательством Республики Узбекистан.

369. Структурные элементы декларации промышленной безопасности выполняются в соответствии с «Положением о порядке разработки и представления декларации промышленной безопасности государственным органам, общественным объединениям и гражданам».

370. Декларация промышленной безопасности должна проходить экспертизу промышленной безопасности.

371. Декларация промышленной безопасности пересматривается не реже одного раза в 5 лет.

372. Руководителю предприятия, эксплуатирующего ОПО следует:

а) в течении месяца со дня оформления заключения экспертизы представить декларацию промышленной безопасности в соответствующее территориальное управление по чрезвычайным ситуациям, региональный орган ГИ «Саноатгеоконтехназорат», МЧС Республики Узбекистан, ГИ «Саноатгеоконтехназорат» и орган государственной власти на местах, на территории которого расположен декларируемый ОПО.

Декларация представляется в сброшюрованном виде и с экспертными заключениями;

б) представить декларацию промышленной безопасности другим государственным органам по мотивированным запросам с уведомлением ГИ «Саноатгеоконтехназорат» и МЧС Республики Узбекистан;

в) представить информационный лист декларации промышленной безопасности общественным объединениям и гражданам по их мотивированным запросам с уведомлением ГИ «Саноатгеоконтехназорат» и МЧС Республики Узбекистан;

г) обеспечить доступ к декларации официальных представителей.

373. Первый экземпляр (оригинал) декларации промышленной безопасности и заключение экспертизы должны храниться на предприятии, эксплуатирующего ОПО.

§ 5. Обязательное страхование гражданской ответственности

за причинение вреда жизни, здоровью других лиц и окружающей среде

в случае аварии на ОПО.

374. Условия страховой защиты имущественных интересов предприятий, эксплуатирующих ОПО, деятельность которых связана с риском причинения вреда жизни, здоровью и имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на ОПО определяются «Положением о порядке обязательного страхования гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью и (или) имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на опасном производственном объекте», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 10.12.2008 г. № 271.

375. Договор страхования заключается на основании письменного заявления страхователя, оформленного в соответствии с установленной страховщиком формой.

К заявлению страхователь должен приложить заключение экспертизы промышленной безопасности.

376. Страхователями являются предприятия, эксплуатирующие ОПО.

377. Страховщиками являются страховые организации, которые осуществляют страхование гражданской ответственности в соответствии с лицензией, выданной специально уполномоченным государственным органом.

378. Страхователь несет ответственность за достоверность и полноту данных, представленных для заключения договора страхования.

379. В случае аварии на ОПО страхователь письменно уведомляет страховщика в течение трех рабочих дней с момента аварии на ОПО, в результате которой причинен вред:

а) жизни и здоровью других лиц;

б) имуществу других лиц и окружающей среде.

380.Другими лицами являются лица (физическое, юридическое или государство), которые могут предъявить иск страхователю за причинение вреда жизни, здоровью и (или) имуществу и окружающей среде в случае аварии на ОПО.

381. Размер выплаты страхового возмещения (страховой суммы) определяется страховщиком на основании акта технического расследования причин аварии, судебных решений и других материалов, содержащих данные о причинах и обстоятельствах наступления страхового случая, в том числе и о размере причиненного другим лицам вреда.

382. Если по одному договору страхования застраховано несколько ОПО и по каждому из них установлены различные страховые суммы, то выплата страховой суммы производится в пределах страховой суммы, установленной по ОПО, на котором произошла авария.

383. Выплата страховой суммы осуществляется в течение 10 рабочих дней со дня подписания акта о страховом случае.

384. Минимальные размеры страховых сумм для ОПО рассчитываются на основе минимальных размеров заработной платы, установленных законодательством Республики Узбекистан на день заключения договора страхования.

§ 6. Мероприятия для безопасного функционирования ОПО

385. Составной частью системы управления промышленной безопасностью является производственный контроль.

Производственный контроль осуществляется путем проведения комплекса мероприятий, направленных на предотвращение аварий на ОПО.

386. В целях разработки мероприятий по устранению и предупреждению отступлений от требований промышленной безопасности на эксплуатирующем предприятии должен проводиться неразрушающий контроль (далее - НК).

387. НК является доказательной базой для экспертизы промышленной безопасности.

388. Целью системы НК является повышение уровня качества и надежности продукции, в том числе эксплуатационной безопасности технических устройств, зданий и сооружений, применяемых на ОПО.

389. Основные цели и задачи системы НК, структура, а также основные направления ее развития определяются в «Концепции формирования и развития системы неразрушающего контроля в Республике Узбекистан», утвержденной Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 10.12.2008 г. № 271.

Глава 6. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

§ 1. Общие требования

§ 2. Освоение скважин

§ 3. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин

§ 4. Эксплуатация компрессорных станций

§ 5. Эксплуатация скважин скважинными насосами

§ 6. Проведение испытания и исследования скважины

§ 7. Нагнетание газа под высоким давлением

§ 8. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины

§ 9. Обработка призабойной зоны скважины горячей нефтью

§ 10. Обработка призабойной зоны скважины конденсатом

§ 11. Гидравлический разрыв пласта

§ 12. Сбор, подготовка, хранение нефти и конденсата

§ 13. Факельное хозяйство

§ 14. Трубопроводы

§ 15. Дополнительные требования для месторождений нефти, содержащей сероводород

§ 16. Текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин

§ 17. Огневые работы

§ 1. Общие требования

390. Ответственность за состояние пожарной безопасности предприятий, организаций нефтегазодобывающей отрасли Республики Узбекистан, за содержание в исправном состоянии средств пожарной защиты, использование пожарной техники по прямому назначению, а также за выполнение предписаний и предложений Государственного пожарного надзора возлагается персонально на руководителей этих предприятий и организаций.

391. Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов несут руководители объектов или исполняющие их обязанности, которые назначаются приказами руководителей предприятий и организаций.

392. Порядок создания и осуществления деятельности пожарно-технических комиссий (далее - ПТК) на предприятиях определяется в соответствии с «Положением о порядке создания и деятельности пожарно-технических комиссий», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистанот 28.03.2013 г. № 89, в соответствии со статьей 10 Закона Республики Узбекистан «О пожарной безопасности» от 30.09.2009 г.

393. ПТК создаются на объектах, отнесенных, в соответствии с законодательством, к ОПО.

Целью создания ПТК является привлечение управленческого персонала и инженерно-технических работников (далее - ИТР) предприятия к активному участию в работе по предупреждению пожаров и противопожарной защите

394. Основными задачами ПТК являются:

а) выявление нарушений в технологических процессах производства, работе оборудования, установок, лабораторий, мастерских, на складах, и т. п., которые могут привести к возникновению пожара, взрыва или аварии, а также разработка мероприятий, направленных на устранение этих нарушений;

б) содействие в осуществлении контроля за соблюдением требований стандартов, норм, правил, инструкций и других нормативных документов по пожарной безопасности, а также в выполнении предписаний и постановлений Государственного пожарного надзора.

395. Основными функциями ПТК являются:

а) проведение, совместно с представителями соответствующих подразделений предприятия, пожарно-технических обследований производственных, складских, административных и других служебных помещений, зданий, сооружений, оборудования, машин и механизмов предприятия на предмет соответствия их требованиям пожарной безопасности (не реже 2 - 4 раз в год в зависимости от категории взрывопожароопасности организации);

б) согласование проектов инструкций о мерах пожарной безопасности (общеобъектовой, для подразделений предприятия, технологических процессов и отдельных видов работ), программ первичного инструктажа на рабочем месте, программ обучения в системе пожарно-технического минимума (далее - ПТМ);

в) выявление взрывопожароопасных производственных факторов на рабочих местах, проведение оценки и анализа взрывопожароопасности технологических процессов производства;

396. ПТК осуществляют контроль за:

а) соблюдением требований нормативно-правовых актов и нормативных документов по пожарной безопасности;

б) правильным содержанием и сохранностью первичных средств пожаротушения, автоматических систем обнаружения и тушения пожара;

в) соблюдением порядка учета пожаров и их последствий, а также сбора и взаимообмена информацией о них;

г) своевременным проведением соответствующими службами необходимых испытаний и технических освидетельствований оборудования, машин и механизмов;

д) состоянием противопожарных предохранительных приспособлений и защитных устройств;

е) своевременным и качественным проведением противопожарного обучения, проверки знаний и всех видов противопожарных инструктажей.

397. Порядок создания и осуществления деятельности подразделений добровольной пожарной охраны на предприятиях определяется в соответствии с «Положением о порядке создания и деятельности подразделений добровольной пожарной охраны», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистанот 28.03.2013 г. № 89, в соответствии со статьей 32 Закона Республики Узбекистан «О пожарной безопасности» от 30.09.2009 г.

398. Подразделения добровольной пожарной охраны создаются на добровольной основе в виде добровольных пожарных дружин (далее - ДПД) и (или) добровольных пожарных команд (далее - ДПК) и входят в систему обеспечения пожарной безопасности соответствующей административно-территориальной единицы.

399. Подразделения добровольной пожарной охраны предприятий или объектов создаются по инициативе их руководителей.

400. Контроль за состоянием готовности ДПД, ДПК к тушению пожаров осуществляет Государственная служба пожарной безопасности Министерства внутренних дел Республики Узбекистан (далее - ГСПБ).

401. Руководители предприятий и организаций обязаны:

а) организовывать на подведомственных объектах выполнение противопожарных мероприятий всеми ИТР, рабочими и служащими;

б) обеспечивать выполнение постановлений и распоряжений Кабинета Министров Республики Узбекистан, указаний вышестоящих организаций по вопросам пожарной безопасности;

в) содержать в исправном состоянии системы и средства противопожарной защиты, источники противопожарного водоснабжения, находящиеся в их ведении, включая первичные средства пожаротушения, не допускать их использования не по назначению;

г) организовывать на объекте ДПД и ПТК;

д) устанавливать в производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях строгий противопожарный режим;

е) оборудовать места для курения;

ж) периодически проверять состояние пожарной безопасности объекта;

з) издавать приказы на основе анализа противопожарного состояния объектов по улучшению пожарной безопасности и принятию конкретных мер к лицам, виновным в нарушении нормативно-правовых актов;

и) заслушивать периодически, но не реже одного раза в квартал председателя ПТК о работе по улучшению состояния пожарной безопасности предприятия;

к) предусматривать необходимые ассигнования для выполнения противопожарных мероприятий и приобретения средств пожаротушения;

л) организовывать занятия по ПТМ в помещениях, оборудованных для этих целей техническими средствами.

402. На каждом объекте, на видном месте, должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

403. Разработка и реализация мер пожарной безопасности для предприятий, зданий, сооружений и других объектов, в том числе при их проектировании, должны предусматривать решения, обеспечивающие эвакуацию людей и спасение имущества юридических и физических лиц при пожарах.

404. Нормативно-правовые акты, а также нормативные документы, содержащие требования пожарной безопасности, утверждаемые уполномоченными органами, подлежат согласованию с ГСПБ.

405. Территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и конденсата (в том числе привышечные сооружения, установки для сбора, хранения, транспортирования нефти и конденсата и др.), а также производственные помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

406. Не допускается замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися (далее - ЛВЖ) и горючими жидкостями (далее - ГЖ), мусором и отходами производства.

407. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава должны убираться и уничтожаться в безопасных в пожарном отношении местах.

408. Места разлива ЛВЖ и ГЖ должны быть засыпаны песком с его последующим вывозом.

409. Открытые склады ЛВЖ и ГЖ необходимо размещать на площадках, имеющих более низкие отметки, чем отметки производственных объектов и населенных пунктов.

Площадки должны иметь ограждения (обвалования), препятствующие разливу ЛВЖ и ГЖ при аварии.

410. Помещения, насосные и складские, для хранения ЛВЖ и ГЖ в таре и резервуарах должны отделяться от остальных помещений несгораемыми перегородками.

411. На складе ЛВЖ и ГЖ должен быть запас пенообразователя.

412. Бочки с ЛВЖ не должны подвергаться действию солнечных лучей и отопительных приборов.

413. Сильнодействующие ядовитые вещества (далее – СДЯВ) допускается хранить только в соответствии с существующими для них специальными правилами.

414. Вокруг взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м.

Запрещается складирование (хранение) сгораемых материалов в указанной зоне.

415. Перед взрывоопасными объектами должны быть вывешены таблички с указанием местонахождения средств пожаротушения, которое обязаны знать все работающие.

416. Курение на предприятиях допускается в специально отведенных (по согласованию с противопожарной службой предприятия) местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены таблички – «Место для курения».

417. Запрещается на территории предприятия разведение костров, сжигание травы, нефти и нефтепродуктов.

418. Автотранспорт и другие транспортные средства, въезжающие на территорию взрывопожароопасных объектов и установок, должны быть оборудованы специальными средствами пожаротушения.

419. При въезде на территорию взрывопожароопасных объектов и установок необходимо установить резерв искрогасителей.

420. Запрещается прокладывать трубопроводы для транспортирования взрывопожароопасных веществ через бытовые, подсобные и административно-хозяйственные помещения, распределительные устройства, электропомещения, помещения контрольно-измерительных приборов (далее – КИП) и вентиляционные камеры.

421. Запрещается применять для освещения объектов добычи и хранения нефти и конденсата источники открытого огня (факелы, спички и т.д.).

422. На каждом предприятии должен быть составлен перечень производственных помещений и установок с определением категории производств по взрывной, взрывопожароопасной и пожарной опасности.

423. Запрещается выполнять производственные операции на оборудовании, установках с неисправностями, которые могут привести к возгоранию, а также при отключенных КИП.

424. Поверхность оборудования и трубопроводов, имеющих при эксплуатации температуру выше 45 ºС, должны иметь ограждения или несгораемую теплоизоляцию на участках возможного соприкосновения с ними обслуживающего персонала.

425. Запрещается проводить ремонтные работы на работающем оборудовании и оборудовании, находящемся под давлением.

426. Необходимо осуществлять строгий контроль за герметичностью оборудования и в случае нарушения немедленно принимать меры по ее восстановлению.

427. Отогревать замерзшую аппаратуру, оборудование, вещества допускается только паром или горячей водой. Использовать для этих целей открытый огонь запрещается.

428. Обработанный ЛВЖ и ГЖ материал следует складировать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и впоследствии, утилизировать по согласованию с пожарной охраной предприятия в специально отведенных местах.

429. Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные пожарные лестницы и несгораемые ограждения на крышах зданий должны постоянно содержаться в исправном состоянии и ничем не загромождаться.

Чердачные помещения должны быть заперты, а слуховые окна закрыты. Запрещается устраивать на лестничных клетках всевозможные кладовки, прокладывать промышленные газопроводы, трубопроводы с ЛВЖ и ГЖ, устраивать выходы из шахт грузовых подъемников, а также устанавливать оборудование, препятствующее передвижению людей.

430. Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из здания.

На случай возникновения пожара должна быть обеспечена возможность безопасной эвакуации людей, находящихся в производственном здании.

431. Запрещается применение и хранение взрывчатых веществ, имеющих повышенную пожарную опасность, в подвальных помещениях и цокольных этажах производственных и административных зданий.

432. Число эвакуационных выходов из каждого производственного здания и помещения, а также их конструктивное и планировочное решение должны соответствовать требованиям строительных норм и правил.

433. Деревянные конструкции производственных объектов должны быть обработаны огнезащитным составом. Эту обработку необходимо проводить периодически в установленном порядке.

434. Проемы в противопожарных стенах и перекрытиях должны быть оборудованы защитными устройствами против распространения огня и продуктов.

435. Запрещается перепланировка производственных и служебных помещений, если нет соответствующего проекта, согласованного с местными органами надзора и утвержденного администрацией.

436. В цехах и лабораториях, где применяют ЛВЖ, ГЖ и газы, следует предусматривать централизованное транспортирование и раздачу их на рабочие места. Во всех других случаях для перевозки ЛВЖ и ГЖ нужно использовать безопасную тару специальной конструкции.

Для цеховых складских помещений должны быть установлены нормы максимально допустимого количества одновременного хранения ЛВЖ и ГЖ.

На рабочих местах можно хранить только такое количество материалов (в готовом к применению виде), которое не превышает сменную потребность. При этом емкости должны быть герметично закрыты.

437. Производственные помещения и их оборудование необходимо очищать от горючих отходов с периодичностью, установленной технологическими регламентами.

438. В производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок, где возможно выделение взрывоопасных паров и газов, должен быть организован систематический контроль воздуха.

439. Для контроля за содержанием взрывоопасных концентраций паров и газов в производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок должна быть установлена система сигнализации, сблокированная с аварийной вентиляцией.

Система сигнализации должна срабатывать при концентрации нефтяных паров и газов, соответствующих 20 % их нижнего предела воспламенения.

440. При отсутствии стационарной системы сигнализации, периодический контроль воздуха осуществляется с помощью переносных газоанализаторов.

Периодичность контроля, количество и порядок отбора проб определяются инструкциями по предприятию.

Отбор проб воздуха следует осуществлять в местах возможного скопления взрывоопасных газов, паров и пыли в присутствии представителя подразделения, где производится измерение.

441. Не допускается эксплуатация печей, котельных установок и других отопительных приборов, не имеющих противопожарных преград от сгораемых конструкций зданий.

442. Запрещается оставлять без присмотра отопительные печи и другие отопительные приборы, а также нагревательные приборы, не оснащенные автоматикой, во время их эксплуатации.

443. В закрытых помещениях, где расположены аппаратура и коммуникации, рабочей средой которых являются горючие и взрывоопасные газы, ЛВЖ и ГЖ, должна быть обеспечена нормальная работа вентиляции.

444. Не допускается работа технологического оборудования в производственных помещениях, где производятся взрывопожароопасные процессы, при отключенных и неисправных устройствах системы вентиляции.

445. В производственных помещениях, где через вентиляционные устройства транспортируются горючие и взрывоопасные вещества, все металлические конструкции должны быть заземлены.

§ 2. Освоение скважин

446. Освоение скважин проводится с соблюдением требований действующих нормативных документов и нормативно-правовых актов в этой области.

447. Обвязка устья фонтанной скважины, ее коммуникация (емкости, амбары) должны быть подготовлены к приему продукции скважины до перфорации эксплуатационной колонны.

448. Запрещается устройство стока нефти в общие амбары и ловушки по открытым канавам.

449. Прострелочно-взрывные работы (далее - ПВР) в скважинах следует производить с обязательным уведомлением об этом пожарной охраны и в присутствии геолога предприятия.

450. Перед ПВР противовыбросовое устьевое оборудование должно быть тщательно проверено и опрессовано на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры.

После установки противовыбросовое оборудование вновь опрессовывается на давление, не превышающее допустимое для данной эксплуатационной колонны.

Результат испытания оформляется актом.

451. Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при эксплуатации скважины.

452. Сборку фонтанной арматуры необходимо проводить полным комплектом шпилек с прокладками, предусмотренными техническими нормами на поставку арматуры.

453. В процессе освоения фонтанной скважины спускать и поднимать НКТ допускается только при наличии около скважины задвижки с переводной катушкой и патрубком, соответствующим максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

454. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также в случаях аварийного отключения освещения в темное время суток при спуске или подъеме труб необходимо немедленно установить на устье указанную задвижку и прекратить дальнейшие работы.

455. Устье скважины также герметизируется при длительных остановках.

456. Во время спуско-подъемных операций, на колонный фланец необходимо установить воронку из искробезопасного материала.

457. При освоении скважин с помощью передвижных агрегатов должна предусматриваться возможность присоединения к рабочему манифольду необходимого числа агрегатов, как для освоения, так и для глушения скважины.

458. Перед освоением фонтанной нефтяной скважины свабированием необходимо проследить за тем, чтобы:

а) сгораемые конструкции были обработаны огнезащитным составом;

б) направляющая воронка над верхней задвижкой была изготовлена из искробезопасного материала;

в) передвижная подъемная лебедка была установлена на расстоянии не менее 25 m от устья скважины.

459. В процессе свабирования скважины все другие работы на буровой площадке, не связанные с этим процессом, должны быть прекращены.

460. При появлении признаков фонтанирования, сваб немедленно следует поднять из скважины.

461. При освоении скважины пенами применяются только водные растворы неогнеопасных и нетоксичных ПАВ.

462. При освоении скважины в темное время суток рабочие места должны быть освещены в соответствии с установленными нормами.

Светильники, установленные у устья скважины, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

§ 3. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин

463. Все переданные в эксплуатацию скважины должны иметь герметизированные устья, оборудованные соответствующей стандартной арматурой.

464. Для предупреждения попадания нефти и газа из скважины в компрессор на линиях от газо- и воздухораспределительных батарей у скважины должны устанавливаться обратные клапаны.

465. Выхлопные трубы ДВС передвижных компрессоров должны быть оборудованы глушителем и искрогасителем.

466. На газовых или воздушных коллекторах газо- и воздухораспределительных будок должны быть предусмотрены линии, конец которых должен находиться на расстоянии не ближе 10 м от будки и направлен в приямок.

467. Снаружи помещений газораспределительных батарей должен быть вывешен плакат "Газ - огнеопасно".

§ 4. Эксплуатация компрессорных станций

468. Не допускается работа компрессора без очистки сжатого газа или воздуха от масла после каждой ступени сжатия. При работе компрессора следует обеспечивать регулярный спуск накопившейся смазки из маслоотделителя.

Выхлопные трубы газомоторных компрессоров должны иметь водяное охлаждение.

469. Контроль содержания кислорода в газовоздушной смеси, поступающей на всасывание газокомпрессоров, необходимо производить при каждом подключении новых скважин или их отключении, изменении режима их работы.

470. При обнаружении пропуска газа компрессор должен быть остановлен и дефекты устранены.

471. На время ремонта осветительных устройств или аварийного отключения энергии в газокомпрессорных станциях допускается применять аккумуляторные светильники только во взрывозащищенном исполнении.

472. Размещать в газокомпрессорных станциях аппаратуру и оборудование, не связанные с работой компрессорной установки не допускается.

473. При пожаре в компрессорном помещении необходимо принять меры к отключению горящего участка и прекратить доступ газа к месту аварии.

Необходимо также принять меры к тому, чтобы не допустить разрушения металлоконструкций трубопроводов и аппаратов путем охлаждения их распыленными струями воды.

§ 5. Эксплуатация скважин скважинными насосами

474. Устье скважины должно быть оборудовано герметичной устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.

475. Если газ затрубного пространства не отбирается, то он должен быть отведен за пределы рабочей площадки на расстояние не менее 25 м в сторону, исключающую его воспламенение.

476. В качестве заземлителя для электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. Кондуктор должен быть связан с рамой СК не менее чем двумя заземляющими проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору.

477. Заземляющие проводники и места их приварки должны быть доступны для осмотра.

478. Будка для установки электрооборудования погружных электронасосов должна быть из несгораемого материала.

Допускается применение будок из деревянных конструкций с пропиткой последних огнезащитными материалами.

479. Запрещается установка станции управления и автотрансформаторов (трансформаторов) под проводами линий электропередачи любого напряжения.

480. Кнопочное управление электроприводом кабельного барабана, находящееся у устья скважины, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

§ 6. Проведение испытания и исследования скважины

481. Во время испытания скважин на всех дорогах, проходящих вблизи скважины или ведущих к ней на расстоянии 250 м (в зависимости от направления и силы ветра), должны быть выставлены посты и установлены знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня.

482. При продувке скважины и замерах двигатели буровой установки и находящиеся около скважины автомобили и тракторы должны быть заглушены, а топки котлов - потушены.

483. Шланговый кабель эхолота следует подключать к электросети посредством штепсельного соединения.

§ 7. Нагнетание газа под высоким давлением

484. В случае нарушения герметичности устьевого оборудования, при нагнетании газа под высоким давлением, нагнетательную скважину следует залить жидкостью и оборудование заменить.

485. Продувка буферных емкостей сепараторов должна быть автоматизирована.

486. Перед входом на территорию должен быть вывешен плакат с надписью: "Вход посторонним воспрещен".

487. Запрещается устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела.

§ 8. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины

488. Во время паротепловой обработки призабойной зоны скважины запрещается оставлять парогенераторную установку без надзора до полного прекращения горения в топке, удаления из нее остатков топлива и снижения давления до атмосферного.

489. Для местного освещения в парогенераторной установке должны применяться ручные переносные взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В.

490. В топках и газоходах котлов необходимо устанавливать разрывные предохранительные клапаны. Клапаны должны располагаться в верхней части топки и газоходов.

491. За работой неавтоматизированных водогрейных котлов необходимо установить постоянный контроль.

§ 9. Обработка призабойной зоны скважины горячей нефтью

492. При обработке призабойной зоны скважины горячей нефтью печь для подогрева нефти должна быть расположена не ближе 25 м от емкости с горячей нефтью и не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

493. Печь должна быть снабжена автоматическими устройствами, регулирующими температуру подогреваемой нефти в заданных пределах, а также отключающими подачу газа на горелки при повышении и понижении давления газа сверх допустимого.

494. На топливном трубопроводе должны быть предусмотрены редуцирующие устройства, предохранительный клапан, отрегулированный на давление, необходимое для горения газа в горелке, а также устройство для предупреждения попадания конденсата в КИП и горелку.

495. Перед зажиганием горелки печи необходимо убедиться в том, что змеевик заполнен нефтью.

496. Электрооборудование, используемое при обработке призабойной зоны скважины горячей нефтью, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

497. Трактор, транспортирующий тележку (сани) с емкостью горячей нефти, должен иметь на выхлопной трубе искрогаситель.

498. Тележка (сани) с емкостью горячей нефти должна быть установлена не ближе 10 м от устья с подветренной стороны.

499. Перед закачкой нефти сборно-разборная выкидная линия от насоса до скважины должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого максимального.

§ 10. Обработка призабойной зоны скважины конденсатом

500. При обработке призабойной зоны скважины конденсатом, для обработки скважин следует применять только дегазированный конденсат (после удаления из него пропана и бутана).

501. Перед сливом конденсата автоцистерна должна быть заземлена присоединением к заземляющему устройству (резервуара, на скважине), а в случае отсутствия такового - к заземляющему штырю, погруженному в грунт не менее чем на 0,5 м.

Заземляющая проводка не должна отсоединяться до окончания слива.

502. Автоцистерны с горючими веществами должны иметь надпись «Огнеопасно», оснащены углекислотными огнетушителями, кошмой и лопатой.

503. Слив конденсата из автоцистерны и обработку им скважины следует проводить в дневное время.

504. Автоцистерны должны иметь сливно-наливные резинотканевые рукава (шланги). Рукава должны иметь на обоих концах приспособления для герметического подключения к штуцерам агрегатов.

505. Насосные агрегаты должны быть установлены с наветренной стороны.

506. У установленного автомобиля скорость должна быть включена и рычаг переключения - находиться в нейтральном положении.

507. Автоцистерна с водой должна находиться на расстоянии 25 м от агрегатов и автоцистерн с конденсатом.

508. Запрещается при обработке скважины конденсатом перекачивать его из автоцистерны в бункер и на прием агрегата.

509. После обработки скважины конденсатом, манифольдная линия агрегата и арматура скважины должны быть промыты водой.

Отсоединять манифольд допускаается только после закрытия задвижек на арматуре скважины и снижения давления до атмосферного.

§ 11. Гидравлический разрыв пласта

510. Гидравлический разрыв пласта должен проводиться по утвержденному, главным инженером, плану под руководством инженерно-технического работника предприятия.

511. Выхлопные трубы агрегатов и другой спецтехники должны быть снабжены глушителями-искрогасителями.

512. Установки для гидравлического разрыва пласта должны располагаться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 1,0 м друг от друга.

513. Запрещается во время проведения гидравлического разрыва пласта пользоваться открытым огнем.

§ 12. Сбор, подготовка, хранение нефти и конденсата

514. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах, емкостях и трубопроводах, следует проверять перед вводом их в эксплуатацию, а также периодически.

515. Измерители уровня пожароопасных жидкостей должны быть безопасными в пожарном отношении. Мерные стекла могут быть допущены на аппаратах и емкостях, работающих с избыточным давлением не более 0,6 МПа при условии защиты стекла от механических повреждений, наличии клапанов, автоматически перекрывающих соединительные трубки, и красной черты на стекле, показывающей предельно допустимый уровень жидкости.

516. Материалы, применяемые для теплоизоляции оборудования должны быть несгораемыми.

Участки теплоизоляции, пропитанные пожароопасными жидкостями, необходимо заменить сразу же после ликвидации повреждения, вызвавшего утечку жидкости.

517. Разогрев застывшего продукта в трубопроводах необходимо производить горячей водой, паром и другими безопасными способами.

Применение для этих целей открытого огня запрещается.

518. При обнаружении пропусков нефти и конденсата в корпусе ректификационных колонн, теплообменников и других аппаратов или шлейфовых труб для предотвращения возможного воспламенения нефти и конденсата следует немедленно подать водяной пар к местам пропуска.

519. Трубка факела для сжигания газа должна находиться на расстоянии не менее 60 м от зданий и сооружений (включая скважины) с производствами всех категорий, а до газокомпрессорных станций – 100 м.

Факельное устройство должно быть ограждено.

520. Территория резервуарного парка должна быть спланирована с учетом рельефа местности, розы ветров, располагаться ниже уровня населенных пунктов и содержаться в образцовой чистоте.

521. Для проезда механизированных средств пожаротушения на территорию резервуарного парка необходимо оборудовать переезды через имеющиеся обвалования резервуаров, в местах, допускаемых руководством предприятия, по согласованию с местными органами пожарного надзора.

Площадки внутри обвалования резервуаров должны быть спланированы и утрамбованы.

522. Траншеи, прорытые при ведении работ по прокладке или ремонту трубопроводов внутри обвалования и на обваловании, по окончании этих работ должны быть немедленно засыпаны, и обвалование восстановлено, а при длительных перерывах в работе должно быть устроено временное обвалование.

523. Коммуникации трубопроводов в резервуарном парке должны позволять, в случае аварий с резервуаром, перекачку нефти из одной емкости в другую.

524. Жидкость следует подавать в резервуар так, чтобы не допускать ее разбрызгивания или бурного перемешивания. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 м.

525. При заполнении порожнего резервуара подача жидкости до затопления конца загрузочной трубы должна быть замедленной со скоростью, не превышающей 1,0 м/сек.

526. Работники резервуарного парка должны знать схему расположения трубопроводов, вывешенную на рабочем месте, и назначение всех задвижек, чтобы при эксплуатационных операциях, а также при авариях или пожаре быстро и безошибочно делать необходимые переключения.

527. При заполнении резервуара нефтью или конденсатом, которые подлежат подогреву или длительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежание переполнения резервуара) должен быть установлен с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного нефтепродукта не должен превышать 95 % высоты емкости.

528. Разлитая нефть на крыше резервуара после замера уровня или отбора проб должна быть немедленно убрана, а крыша резервуара насухо вытерта. Запрещается оставлять на крыше обтирочные материалы и какие-либо предметы.

529. В процессе эксплуатации резервуаров необходимо осуществлять постоянный контроль за исправностью дыхательных клапанов и огнепреградителей.

При температуре воздуха выше 0 ºС огнепреградители следует проверять не менее двух раз в месяц.

530. Резервуары и емкости объемом более 50 м³, должны быть присоединены к заземлителям.

531. При осмотре резервуаров, отборе проб или замере уровня жидкости следует применять приспособления, исключающие искрообразование при ударах.

532. Подогрев нефти в резервуарах должен допускаться при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см.

533. Вязкие нефти в резервуарах допускается подогревать только паровыми или водяными змеевиками при постоянном надзоре обслуживающего персонала.

В качестве теплоносителя рекомендуется применять насыщенный пар давлением до 4 кгс/см2.

534. Трубопроводы резервуарных парков и гидравлические затворы необходимо устанавливать на выпускных линиях от каждого резервуара или группы резервуаров за пределами обвалования.

535. За герметичностью резервуаров и их оборудованием должен быть установлен контроль.

При появлении трещин в швах или в основном металле корпуса или днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен.

536. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах без приведения их во взрыво- пожаробезопасное состояние.

537. По всей территории резервуарного парка, на видных местах, должны быть установлены знаки пожарной безопасности.

538. Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно. Запрещается применение для открытия и закрытия задвижек ломов, труб и других предметов, которые могут вызвать искру.

539. Площадки, на которых расположены сливно-наливные эстакады, должны иметь твердое покрытие с наклоном, обеспечивающим беспрепятственный сток ливневых вод, а также разлитых нефтепродуктов.

§ 13. Факельное хозяйство

540. Зажигание факела должно быть дистанционным, в соответствии с проектом.

541. Конструкция факельного устройства должна обеспечивать непрерывность сжигания газа и устойчивое горение с учетом увеличения количества газа по мере последовательного ввода скважин в эксплуатацию.

Запальное устройство должно быть защищено от ветра, включение его предусматривается из-за ограждения.

542. Территория вокруг факела, в радиусе не менее 50 м, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

543. На трубопроводы, связывающие емкости с аппаратурой, установками и прочими сооружениями, должны быть составлены технологические схемы, на которых каждый трубопровод должен иметь определенные обозначения, а запорная арматура - нумерацию.

544. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения задвижек и их назначение, а также инструкцию по обслуживанию трубопроводов.

545. Обслуживающий персонал должен уметь безошибочно переключать задвижки при авариях и пожарах.

546. Запрещается изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях без ведома и утверждения новой схемы главным инженером предприятия.

547. Продувка и испытание нефте-, кондесато- и газопроводов на прочность и проверка на герметичность должны проводиться в соответствии с нормативными документами, предусматривающими необходимые мероприятия по технической и пожарной безопасности с учетом местных условий.

548. Задвижки, вентили, краны и прочие запорные устройства на трубопроводах должны находиться в исправности, быть легкодоступными, чтобы обеспечить возможность надежного прекращения поступления нефти, конденсата и газа в отдельные участки трубопроводов.

549. Соединение газопровода допускается только на сварке. Резьбовые фланцевые соединения допускаются в местах установки отключающих устройств, конденсаторов, КИП и другой арматуры.

550. Соединение нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается на сварке, муфтах и фланцах с непроницаемым уплотнением.

551. Прокладки фланцевых соединений следует изготавливать из материалов, не разрушающихся и не деформирующихся при повышенных температурах.

552. Чистка пробок, образовавшихся в нефте-, кондесато- и газопроводах с помощью стальных прутов и других приспособлений, которые могут вызвать искрообразование от трения или ударов о тело трубы, не допускается.

553. Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно.

554. Не допускается применение для открытия и закрытия задвижек ломов, труб и других предметов, которые могут вызвать искру.

555. Запрещается эксплуатация нефте-, кондесато- и газопроводов с установленными на них бандажами.

§ 15. Дополнительные требования для месторождений нефти,

содержащей сероводород

556. На предприятиях должен быть составлен и утвержден главным инженером по согласованию с местным органом пожарной охраны перечень эксплуатируемого оборудования, где возможно образование пирофорных отложений.

557. При эксплуатации оборудования необходимо обеспечить периодический контроль наличия в нем пирофорных отложений и систематическую очистку от скопившихся отложений.

558. Внутренние поверхности оборудования от пирофорных отложений следует очищать только инструментом, изготовленным из материала, не дающего искр.

559. Во время чистки оборудования пирофорные отложения, находящиеся на стенках и других поверхностях, необходимо обильно смачивать водой для поддержания их во влажном состоянии до окончания чистки.

560. Грязь и отложения, извлекаемые из оборудования, должны находиться под слоем воды или во влажном состоянии в специальных емкостях, установленных на безопасных расстояниях от мест возможного выделения и скопления горючих паров и газов.

561. По завершении очистки оборудования пирофорные отложения должны быть удалены с территории объекта во влажном состоянии в специально отведенное для этого место либо захоронены в землю в местах, согласованных с местным органом пожарной охраны.

562. Отбор проб пирофорных отложений из резервуаров допускается только по разрешению главного инженера или руководителя предприятия специально подготовленными людьми при обязательном присутствии представителя пожарной охраны предприятия.

563. Перед ремонтом и очисткой резервуара от пирофорных отложений (после опорожнения от нефти) газовое пространство должно быть заполнено водяным паром.

564. Перед разгерметизацией оборудования и трубопроводов, рабочая среда которых содержала сероводород, меркаптаны, элементарную серу и другие сернистые соединения, необходимо тщательно удалить из оборудования и трубопроводов горючие и взрывоопасные компоненты.

565. Для работы с конденсатом, содержащим сероводород, слесари и операторы должны быть в специальной одежде, отвечающей требованиям нормативных документов.

566. Сероводород, выделяющийся при ремонтных работах, должен отсасываться вентиляционным агрегатом во взрывозащищенном исполнении и отводиться в стояк высотой не менее 5 м. Вентиляционный агрегат устанавливают с наветренной стороны от устья скважины на расстоянии 12 м от него.

§ 16. Текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных

и газовых скважин

567. Запрещается пользоваться неисправным кабелем для подвода электроэнергии к аппаратам для свинчивания и развинчивания труб и штанг.

568. Посадку элеватора на устье скважины при подъеме и спуске труб и штанг во избежание искрообразования необходимо производить плавно, без ударов.

569. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно герметизировано.

570. При подъеме труб с нефтью необходимо установить приспособление против ее разбрызгивания и разлива.

571. При промывке песчаной пробки водой промывочную жидкость следует отводить в промышленную канализацию или емкость. Промывать пробки нефтью следует по замкнутому циклу.

572. К скважине, в которой проводят промывку, чистку пробки или свабирование, должна быть подведена водяная линия с вентилем и шлангом для промывки рабочей площадки.

573. При чистке забоя скважины во избежание искрообразования нельзя допускать трения каната об устье. Для предотвращения этого устье скважины должно быть оборудовано медной воронкой.

574. При чистке песчаных пробок желонкой необходимо иметь металлический крючок, сточный желоб и шланг от водяной линии.

Запрещается опорожнять желонку непосредственно на пол рабочей площадки.

575. Запрещается начинать цементирование скважин при наличии нефтегазопроявлений в скважине.

576. Разбирать устьевую арматуру следует после глушения скважины и снижения в ней давления до атмосферного.

§ 17. Огневые работы

577. Огневые работы на объекте необходимо выполнять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов при проведении сварочных и других огневых работ.

578. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при монтаже и ремонте производственного оборудования, проведении электросварочных и других огневых работ возлагается на руководителей предприятий, на территории которых осуществляются указанные работы.

579. Запрещается после окончания ремонтно-монтажных работ оставлять в помещении баллоны с кислородом и горючими газами. Такие баллоны надо направлять на место их постоянного хранения.

Глава 7. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

§ 1. Общие положения

§ 2. Охрана недр и окружающей природной среды при промышленной разработке месторождений

§ 3. Охрана недр и окружающей природной среды при интенсификации добычи нефти и конденсата

§ 4. Охрана недр и окружающей природной среды при капитальном ремонте скважин

§ 5. Основные источники загрязнения и воздействия на окружающую природную среду при добыче углеводородного сырья

§ 1. Общие положения

580. Настоящие Правила устанавливают порядок выполнения требований, предъявляемых действующим законодательством Республики Узбекистан, в части охраны окружающей природной среды, недр, рационального использования природных ресурсов, безопасного ведения работ при добыче углеводородного сырья.

581. Охрана недр и окружающей природной среды предусматривает мероприятия, направленные, в первую очередь, на охрану здоровья и условий жизни работников и населения, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения водных и земельных ресурсов, воздушного бассейна, а также на ликвидацию последствий загрязнений и восстановление природных ресурсов.

Охрана окружающей природной среды должна осуществляться в соответствии с природоохранным законодательством Республики Узбекистан.

582. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на обеспечение:

а) полноты извлечения из недр нефтии конденсата;

б) рационального и комплексного использования, сохранения свойств энергетического состояния верхних частей недр на уровне, предотвращающем появление техногенных процессов;

в) предотвращения загрязнения подземных водных источников, вследствие межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин, а также вследствие утилизации отходов производства и сточных вод.

Эти задачи должны решаться совокупностью организационных и геолого-технических мероприятий на всех этапах эксплуатации месторождений.

583. Охрана недр должна осуществляться в строгом соответствии с Законом Республики Узбекистан "О недрах" и действующими нормативно-правовыми актами.

584. Порядок осуществления государственного контроля за геологическим изучением, использованием и охраной недр, а также задачи, функции, права и обязанности органов, осуществляющих этот государственный контроль, определяется «Положением о государственном контроле за геологическим изучением, использованием и охраной недр», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 28.07.2011 г. № 220.

585. Задачей органов, осуществляющих государственный контроль за геологическим изучением, использованием и охраной недр, является обеспечение соблюдения всеми пользователями недр законодательства, установленного Порядка пользования недрами, норм и правил в области геологического изучения, использования и охраны недр.

586. Государственный контроль осуществляется за:

а) соблюдением установленных условий в лицензиях пользования участками недр, а в случае предоставления участков недр на условиях соглашения о разделе продукции - в соглашениях о разделе продукции;

б) недопущением самовольного пользования недрами, необоснованной и самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых, а также предотвращением отрицательного влияния работ, которые могут привести к порче месторождений полезных ископаемых, не вовлеченных в промышленную эксплуатацию;

в) соблюдением условий застройки площадей залегания полезных ископаемых, а также площадей над подземными сооружениями, не связанными с добычей полезных ископаемых;

г) организацией и осуществлением ведомственного контроля за соблюдением требований законодательства о недрах.

587. Органами, осуществляющими государственный контроль за геологическим изучением, использованием и охраной недр, являются:

а) Государственный комитет Республики Узбекистан по охране природы (далее - Госкомприроды);

б) ГИ «Саноатгеоконтехназорат»;

в) Госкомгеологии Республики Узбекистан;

г) органы государственной власти на местах.

588. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды предусматриваются в:

а) лицензии на пользование недрами;

б) предпроектных и проектных документах на разработку и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений;

в) контрактах на разработку месторождений;

г) перспективных и годовых программах организаций по охране недр и окружающей природной среды.

589. Природоохранные мероприятия должны соответствовать требованиям законодательных и нормативно-правовых актов, государственных стандартов по охране окружающей природной среды и недр, настоящих Правил и должны учитывать особые условия проведения работ. Соблюдение требований и контроль за их реализацией возлагается на ведомственную экологическую службу организаций.

590. Ответственность за состояние охраны недр и окружающей природной среды на нефтяных, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождениях возлагается на первых руководителей либо собственника недропользователей.

591. Порядок осуществления государственного экологического контроля, а также правовые основы деятельности государственных органов, осуществляющих данный вид экологического контроля, определяется «Положением о порядке осуществления государственного экологического контроля», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 05.08.2014 г. № 216.

592. Основными задачами государственного экологического контроля являются:

а) предотвращение, выявление и пресечение нарушения требований законодательства в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов;

б) наблюдение за состоянием окружающей среды, выявление ситуаций, которые могут привести к загрязнению окружающей среды, нерациональному использованию природных ресурсов, создавать угрозу жизни и здоровью граждан;

в) определение соответствия экологическим требованиям намечаемой или осуществляемой хозяйственной деятельности;

г) обеспечение соблюдения прав и законных интересов юридических и физических лиц, выполнения ими обязанностей в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов.

593. Объектами государственного экологического контроля являются:

а) земля, ее недра, воды, растительный и животный мир, атмосферный воздух;

б) природные и техногенные источники воздействия на окружающую среду;

в) деятельность, действие или бездействие, которые могут привести к загрязнению окружающей среды и нерациональному использованию природных ресурсов, создавать угрозу жизни и здоровью граждан.

594. Формами государственного экологического контроля являются:

а) проверка соблюдения юридическими и физическими лицами требований законодательства в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, реализации государственных и иных экологических программ;

б) мониторинг окружающей среды;

в) государственная экологическая экспертиза.

595. Государственный экологический контроль осуществляется специально уполномоченными государственными органами:

а) Госкомприроды;

б) Министерством здравоохранения Республики Узбекистан (далее - Минздрав);

в) ГИ «Саноатгеоконтехназорат»;

г) Министерством внутренних дел Республики Узбекистан (далее - МВД);

д) Министерством сельского и водного хозяйства Республики Узбекистан (далее - Минсельводхоз);

е) Государственным комитетом Республики Узбекистан по земельным ресурсам, геодезии, картографии и государственному кадастру (далее - Госкомземгеодезкадастр).

596. Решения государственных органов, осуществляющих государственный экологический контроль, являются обязательными для исполнения.

597. Уполномоченными государственными органами, осуществляющими государственный экологический контроль, проводятся проверки состояния:

а) использования и охраны земель;

б) геологического изучения, использования и охраны недр;

в) использования и охраны вод;

г) пользования и охраны объектов растительного мира;

д) охраны атмосферного воздуха;

е) обращения с отходами;

ж) окружающей человека среды;

з) выполнения экономических механизмов природопользования.

598. Плановые и внеплановые проверки проводятся в соответствии с Законом Республики Узбекистан «О государственном контроле деятельности хозяйствующих субъектов» от 24 декабря 1998 г. № 717-I.

599. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений проводится на основании результатов инженерно-геологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. Необходимость проведения дополнительных исследований определяется проектной организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных документов.

600. Проектная документация по каждому виду операций вместе с материалами оценки воздействия на окружающую природную среду представляются на государственную экологическую экспертизу, в соответствии с Законом Республики Узбекистан «Об экологической экспертизе» от 25.05.2000 г.и«Положением о государственной экологической экспертизе в Республике Узбекистан», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 31.12.2001 г. № 491, с учётом изменений.

Положительное заключение экологической экспертизы является основанием для выдачи природоохранными органами разрешения на природопользование, без которого реализация проекта не допускается.

601. Размер оплаты за проведение государственной экологической экспертизы объектов, оказывающих негативное влияние на состояние окружающей природной среды и здоровья граждан, устанавливается в соответствии с «Положением о государственной экологической экспертизе в Республике Узбекистан».

Если представленный одним заказчиком документ для государственной экологической экспертизы является комплексным и состоит из нескольких объектов различной категории, то плата за государственную экологическую экспертизу взимается по одному из них, соответствующему высшей категории.

602. Одним из этапов выполнения природоохранных мероприятий при добыче нефти и конденсата является проведение экологического мониторинга в масштабах государственной программы мониторинга окружающей природной среды Республики Узбекистан.

603. Государственный мониторинг окружающей природной среды представляет собой систему регулярных, наблюдений за состоянием загрязнения окружающей природной среды и другими вредными воздействиями (процессами) на нее при использовании природных ресурсов, оценки их состояния, прогноза и устранений последствий негативных процессов.

604. Государственный мониторинг окружающей природной среды при добыче нефти и конденсата проводится в соответствии с «Положением о государственном мониторинге окружающей природной среды в Республике Узбекистан», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 03.04.2002 г. № 111 с учётом изменений к нему и состоит из:

а) мониторинга источников загрязнения (эмиссии);

б) мониторинга загрязнения атмосферы;

в) мониторинга загрязнения поверхностных и подземных вод;

г) мониторинга опасных природно-техногенных процессов;

д) мониторинга загрязнения земель и наземных экосистем;

е) фонового мониторинга.

605. В рамках проведения экологического мониторинга и в целях обеспечения соблюдения экологических норм в системе нефтегазовой отрасли осуществляется ведомственный контроль.

606. Ведомственный контроль за состоянием охраны окружающей природной среды и недр осуществляется специализированными экологическими службами недропользователей при наличии действующей системы мониторинга.

607. Под руководством экологических служб недропользователей осуществляются:

а) разработка и совершенствование технологических процессов, включая научно-исследовательские работы, проектирование, конструирование и освоение объектов в целях экономии природных ресурсов и сокращения негативного воздействия на окружающую среду;

б) организация и проведение экологической экспертизы выпускаемой продукции;

в) строительство и оборудование природоохранных и ресурсосберегающих объектов (газоочистных, пылеулавливающих и водоочистных установок, оборотных систем и систем повторного использования, складов, отвалов, шламонакопителей и прочих сооружений для хранения отходов);

г) содержание и эксплуатация очистных сооружений, отвалов, шламонакопителей и т.п.;

д) повышение эффективности и мощности существующих очистных сооружений и утилизационных установок;

е) контроль за работой природоохранных объектов;

ж) обработка и удаление твердых отходов (сбор, сортировка, складирование, обезвреживание и т.д.);

з) содержание зеленых насаждений на территории предприятий и в санитарно-защитной зоне;

и) рекультивация земель, освободившихся в результате производственной деятельности;

к) управление природоохранной деятельностью предприятий;

л) планирование природоохранной деятельности и затрат на нее;

м) подбор специалистов и повышение их квалификации;

н) разработка системы поощрения работников за достижение наилучших экологических результатов;

о) организация учета природоохранной деятельности, своевременное и достоверное заполнение и представление в вышестоящие организации установленных форм отчетности.

608. Для обеспечения обслуживания технологических установок на предприятии должны быть технологические регламенты, рабочие инструкции по испытаниям оборудования, его пуску, эксплуатации, ремонту, а также нормальной и аварийной остановкам.

§ 2. Охрана недр и окружающей природной среды при

промышленной разработке месторождений

609. Разработка месторождения в целом и каждого его отдельного объекта осуществляется в соответствии с утвержденными проектными документами.

610. Вносимые в процессе эксплуатации месторождения (залежи) предложения (не предусмотренные проектом) по совершенствованию системы разработки, ведущие к изменению количества добывающих и нагнетательных скважин, уровня добычи нефти и закачки воды, могут быть внедрены только после утверждения проектного документа, имеющего положительное заключение государственной экологической экспертизы.

611. На разрабатываемых месторождениях производится обязательный комплекс исследований и систематических измерений по контролю разработки, соответствующий утвержденному нефтегазодобывающей компанией принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.

612. В этот комплекс включаются исследования по своевременному выявлению скважин – источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

613. Добывающие и нагнетательные скважины эксплуатируются в соответствии с технологическим режимом.

614. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин производится при соответствующем оборудовании устья скважины, которое предотвращает возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

615. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

616. В виде исключения, эксплуатация дефектных скважин может быть разрешена нефтегазодобывающей компанией по согласованию со специально уполномоченными органами управления.

617. Одновременно с выдачей такого разрешения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, обеспечивающие охрану недр, окружающей среды, а также план ремонтно-восстановительных работ. В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

618. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта обеспечивается сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного пласта.

619. В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи производятся при условии создания допустимого перепада давления на перемычку.

620. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти и конденсата из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

621. Практическому осуществлению любого метода интенсификации добычи нефти и конденсата на каждом новом месторождении должны предшествовать экспериментальные исследования, проводимые с целью обоснования основных параметров процесса, соблюдение которых обеспечивает сохранность колонны и цементного кольца скважины.

622. Освоение скважин после подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважины герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование.

623. При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, необходимо проводить специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

624. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа, и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, то нефтегазодобывающие предприятия обязаны установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

625. На месторождениях, содержащих сероводород, при добыче, сборе и транспорте нефти, конденсата и попутного газа выполняются требования действующих нормативных документов по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

626. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они должны включать в себя:

а) полную утилизацию промысловой сточной воды путем закачки в продуктивные пласты только после ее подготовки к закачке согласно проекту, согласованному со специально уполномоченными органами управления в области горных отношений. А также путем закачки в другие, в том числе поглощающие горизонты (пласты) после ее очистки до пределов, установленных природоохранным ведомством и контролирующим территориальным Центром Государственного санитарно эпидемиологического надзора (далее - ЦГСЭН);

б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воду с антисептиками с целью предотвращения ее заражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

в) использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

г) полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;

д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строительство нефтеловушек в местах ливневых стоков;

е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

ж) организацию сбора и отвода производственных, ливневых и талых вод со всей территории, зачистку загрязненных площадей;

з) исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей;

и) применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования;

к) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования;

л) меры предотвращения и контроль за случаями выхода на поверхность флюидов из ликвидированных скважин;

м) меры обеспечения сохранности нефти и конденсата в резервуарах;

н) закладку серии почвенных разрезов для выявления скрытых загрязнений;

о) анализ качества воды в ближайших водосборах для контроля фильтрации технологической воды из очистных сооружений или вследствие разлива нефти, конденсата и других вредных веществ.

§ 3. Охрана недр и окружающей природной среды при интенсификации

добычи нефти и конденсата

627. Основными критериями охраны недр при проведении любых способов увеличения производительности нефтяных и газоконденсатных скважин путем воздействия на призабойную зону продуктивного пласта являются:

а) гарантированная сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца вне пределов продуктивного пласта;

б) недопущение ненормально быстрого перемещения контура газ-вода в газоконденсатном пласте и газ-нефть в нефтегазовом пласте из-за опасности преждевременного образования языков и конусов воды (нефти).

628. Запрещается проводить любые мероприятия по интенсификации добычи нефти и конденсата в скважинах, технически неисправных, в частности, при нарушенном цементном кольце за колонной, особенно, когда есть опасность возникновения или условия межпластовых перетоков нефти в заколонном пространстве скважин.

629. Не допускается проводить мероприятия по интенсификации добычи нефти и конденсата в скважинах:

а) расположенных вблизи контакта газ-вода (газ-нефть в газоносных пластах с оторочкой);

б) где раздел между газоносными и водоносными, газоносными и нефтеносными пластами невелик.

630. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение скелета пласта не наблюдались, а после обработки началось поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор продукции из скважины и осуществить технические мероприятия для прекращения доступа породы пласта на забой скважины.

631. Практическому осуществлению любого метода интенсификации добычи нефти и конденсата, на каждом новом месторождении, должны предшествовать экспериментальные исследования процесса интенсификации.

Соблюдение получения основных параметров процесса интенсификации (давление, количество жидкости, темп операции и т.д.) обеспечивает сохранность колонны и цементного кольца вне пределов продуктивного пласта в заколонном пространстве скважины.

§ 4. Охрана недр и окружающей природной среды

при капитальном ремонте скважин

632. Наибольшую опасность при эксплуатации продуктивных пластов представляют:

а) нерегулируемое обводнение пласта чужими водами (верхними и нижними), проникающими в пласт через скважины с неисправным или неправильно проведенным тампонажем (цементированием) и нарушенными эксплуатационными колоннами;

б) подземные утечки и неуправляемые межпластовые перетоки газа, вызванные недоброкачественным цементированием колонн и негерметичностью обсадных труб.

633. Межпластовые перетоки вызывают большие потери газа и ведут к аварийным нефте- и газопроявлениям. Перетоки, в значительных размерах, могут происходить уже до начала эксплуатации месторождений. Поэтому все необходимые мероприятия по их предотвращению следует проводить специальные исследования в скважинах с целью точного установления:

а) места поступления воды путем специальных пробных откачек с отбором проб воды для химического анализа;

б) места притока воды через колонну при помощи резистивиметра и других средств;

в) места залегания пласта, дающего приток, при помощи электротермометра и других средств;

г) места залегания поглощающих пластов и др.

634. Если в процессе эксплуатации месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, то предприятие обязано установить, из какого пласта и по какой причине происходит неуправляемое движение нефти. Одновременно с этим должен быть выяснен состав и свойства нефти, ее принадлежность к какому-либо продуктивному горизонту, дебиты утечек и направление перетоков.

635. Для детального выяснения характера, степени интенсивности и тенденции нарастания межпластовых перетоков нефти предприятие должно вести тщательное наблюдение за всеми видами нефтепроявлений в скважинах и на промысловой территории в процессе разработки и эксплуатации месторождений.

636. Если в скважине доказано бесспорное наличие подземных утечек и межпластовых перетоков нефти, которые угрожают большими потерями нефти, газа и конденсата и аварийными проявлениями, то в скважине должны быть произведены ремонтно-изоляционные и изоляционно-ликвидационные работы.

637. Одновременно с этим должна быть выяснена степень влияния данной скважины на соседние скважины и окружающую промысловую территорию в отношении загазованности последней.

638. При определении взаимовлияния между скважинами, эксплуатирующими разные продуктивные пласты, должны быть проведены технические мероприятия для изоляции взаимодействующих пластов.

639. Если возможность вредного влияния зафиксированных межпластовых перетоков небольшой интенсивности в скважине не доказана, то вопрос о характере и плане оздоровительных работ по ней решается после дополнительного изучения тенденции начавшихся нефте- и газопроявлений.

640. О всех замеченных случаях аварийного состояния скважин предприятие обязано сообщить в местные органы по техническому надзору и охране окружающей среды и согласовать с ними профилактические мероприятия.

§ 5. Основные источники загрязнения и воздействия

на окружающую природную среду при добыче углеводородного сырья

641. При испытании скважин:

а) межкомплексные перетоки по затрубному пространству и нарушенным обсадным колоннам, фонтанная арматура, продувочные отводы, сепаратор, факельная установка;

б) нефть, газ, конденсат, получаемые при испытании скважин, минерализованные пластовые воды, продукты аварийных выбросов скважин (пластовые флюиды, тампонажные смеси).

642. При эксплуатации скважин:

а) межкомплексные перетоки по затрубному пространству и нарушенным обсадным колоннам, фонтанная арматура, продувочные отводы, сепаратор, факельная установка;

б) минерализованные пластовые воды, продукты аварийных выбросов скважин (пластовые флюиды, тампонажные смеси).

643. При ликвидации и консервации скважин:

а) негерметичность колонн, обсадных труб, фонтанной арматуры, задвижки высокого давления, закупорка пласта при вторичном вскрытии, прорыв пластовой воды и газа из газовой шапки, нефти и газа, конденсата, минерализованной воды.

Глава 8. ЗАЩИТА ОТ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ

§ 1. Общие положения

§ 2. Задачи, функции и права УзВЧ

§ 3. Мероприятия по предупреждению ЧС

§ 4. Выполнение мероприятий при угрозе возникновения ЧС

§ 5. Выполнение мероприятий при ЧС

§ 6. Основные виды повреждений и аварий в районах нефтегазодобычи

§ 1. Общие положения

644. В соответствии со статьей 11 Закона Республики Узбекистан «О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 20.08.99 г. предприятия в области защиты от чрезвычайных ситуаций (далее - ЧС) обязаны:

а) планировать, финансировать и осуществлять необходимые меры по защите работников и объектов производственного назначения от ЧС;

б) декларировать безопасность объектов, связанных с повышенной опасностью;

в) обучать работников способам защиты и действиям в условиях ЧС в составе спасательных служб и спасательных формирований;

г) создавать и поддерживать в постоянной готовности локальные системы оповещения и своевременно извещать работников об угрозе или возникновении ЧС;

д) обеспечивать устойчивое функционирование объектов и жизнедеятельность работников в ЧС;

е) обеспечивать, при необходимости, заблаговременное строительство инженерных защитных сооружений и содержать их в постоянной готовности;

ж) создавать резервы материальных и финансовых ресурсов на случай возникновения ЧС;

з) обеспечивать создание, подготовку и поддержание в готовности к применению сил и средств по предупреждению и ликвидации ЧС;

и) обеспечивать проведение аварийно-спасательных работ на подведомственных объектах в соответствии с планами предупреждения и ликвидации ЧС;

к) создавать специализированные службы и формирования, укомплектовывать их личным составом, техникой и имуществом;

л) проводить эвакуационные мероприятия и заблаговременно готовить базы для размещения людей;

м) предоставлять информацию в области защиты от ЧС.

645. В соответствии с «Классификацией чрезвычайных ситуаций техногенного, природного и экологического характера», утвержденной Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 27.10.1998 г. № 455, ЧС классифицируются на:

а) ЧС техногенного характера;

б) ЧС природного характера;

в) ЧС экологического характера.

646. К ЧС техногенного характера относятся крупные производственные аварии (нефтяные и газовые фонтаны), пожары и взрывы, сопровождающиеся залповым (аварийным) выбросом в окружающую природную среду СДЯВ, включая природный газ с высоким содержанием сероводорода.

Когда, выход поражающих факторов за пределы санитарно-защитной зоны со значительным превышением предельно допустимых концентраций (далее - ПДК) может повлечь массовое поражение людей, животных и растений.

647. Границы зон ЧС определяются руководителями работ по их ликвидации в зависимости от распространения последствий (поражающих факторов) ЧС.

648. В соответствии с «Положением о Государственной системе предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях Республики Узбекистан», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистанот 24.08.2011 г. № 242, Органами повседневного управления на объектовом уровне Государственной системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях Республики Узбекистан (далее - ГСЧС), являются:

а) отделы (секторы или специально назначенные должностные лица) по ЧС и дежурно-диспетчерские службы объектов;

б) стационарные и мобильные пункты управления силами и средствами ликвидации ЧС руководящих органов ГСЧС.

649. Основными задачами органов управления ГСЧС объектового уровня являются:

а) руководство разработкой и осуществлением мероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС, повышение надежности и устойчивости работы объектов при ЧС;

б) организация работ по созданию локальных систем оповещения на опасных объектах;

в) обеспечение готовности органов управления, объектовых сил и средств к действиям при ЧС;

г) обеспечение и контроль оповещения, сбора информации, представление доклада вышестоящим органам о возникшей ЧС, масштабах и ходе ее развития, возможных последствиях, принимаемых мерах и необходимой помощи для ликвидации ЧС;

д) создание формирований, спасательных служб и спасательных формирований;

е) обеспечение выполнения мероприятий по ликвидации ЧС, эвакуации и жизнеобеспечению пострадавшего персонала объекта и населения, проживающего вблизи объекта;

ж) создание резервов финансовых и материальных ресурсов для ликвидации ЧС;

з) организация работ по созданию и хранению копий технической документации для потенциально опасных объектов;

и) паспортизация и декларирование безопасности объектов, определение границ зон повышенной природной и техногенной опасности.

650. Ликвидация ЧС осуществляется силами и средствами «аварийных объектов», министерств и ведомств, на балансе которых они состоят, и органов государственной власти на местах, на территории которых сложилась ЧС.

651. В целях дальнейшего повышения эффективности деятельности ГСЧС, в соответствии с Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистанот 24.08.2011 г. № 242, на органы государственного и хозяйственного управления возлагаются функции по защите населения и территорий от ЧС.

652. На Узгоснефтегазинспекциювозлагаются следующие функции:

а) осуществление контроля за соблюдением технологических требований при монтаже и эксплуатации объектов (установок) добычи, переработки, транспортировки, хранения нефти, газа и конденсата;

б) предоставление необходимой информации Министерству по чрезвычайным ситуациям Республики Узбекистан.

653. На НХК «Узбекнефтегаз» возлагаются следующие функции:

а) организация и осуществление мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий и катастроф, обусловленных потенциально опасными особенностями производства и технологического процесса;

б) прогнозирование возможности возникновения и последствий аварий на подведомственных объектах, повышение устойчивости работы объединений и объектов отрасли при ЧС;

в) создание локальных систем оповещения на нефтегазоперерабатывающих и других опасных объектах и прилегающих к ним территориях;

г) обеспечение участия ведомственных специализированных формирований в ликвидации ЧС на объектах отрасли;

д) обеспечение органов управления ГСЧС и населения информацией об авариях и катастрофах на подведомственных объектах, принимаемых мерах, а также порядке действий населения при ЧС;

е) руководство деятельностью функциональной подсистемы ГСЧС - ведомственной службы контроля за состоянием и безопасным ведением работ на объектах отрасли.

654. УзВЧ НХК "Узбекнефтегаз" является государственной специализированной военизированной службой, призванной обслуживать пользователей недр при проведении работ по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также осуществлении контроля за состоянием газовой безопасности на опасных производственных объектах.

655. УзВЧ является структурным подразделением НХК "Узбекнефтегаз".

656. УзВЧ должна всегда находиться в состоянии полной боевой готовности к осуществлению своих основных задач и территориально дислоцироваться так, чтобы оказываемая ею помощь обслуживаемым предприятиям была своевременна и эффективна.

§ 2. Задачи, функции и права УзВЧ

657. В соответствии с «Положением об Узбекской военизированной части по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов Национальной холдинговой компании "Узбекнефтегаз"», утвержденным Постановлением Кабинета министров Республики Узбекистан от 04.12.2014 г. № 332, основными задачами УзВЧ являются:

а) осуществление на обслуживаемых предприятиях экстренных и неотложных мер по ликвидации газонефтеводопроявлений (далее – ГНВП), открытых газовых и нефтяных фонтанов (аварийный прорыв газа, нефти и воды из пласта, возникающий при бурении скважины или ремонтных работах, наносящий ущерб залежам и окружающей среде);

б) выполнение сложных аварийно-ремонтных работ в газовзрывоопасной среде на скважинах, связанных с применением специального снаряжения и оборудования, проведение профилактических работ по предупреждению нефтяных и газовых фонтанов, сохранение природных ресурсов.

658. УзВЧ осуществляются следующие функции:

а) выполняются работы по спасению и эвакуации людей, застигнутых ГНВП, открытыми фонтанами, газонефтяными выбросами на обслуживаемых объектах;

б) проводятся работы по ликвидации ГНВП, открытых фонтанов и аварийно-восстановительных работ в газовзрывоопасной среде с использованием изолирующих дыхательных аппаратов, специальной техники и оснащения;

в) проводятся профилактические работы по соблюдению требований фонтанной и газовой безопасности, направленных на предупреждение возникновения возможных аварий на опасных объектах обслуживаемых предприятий;

г) осуществляется взаимодействие с уполномоченными органами по вопросам соблюдения промышленной, фонтанной и газовой безопасности на ОПО обслуживаемых предприятий;

д) осуществляется согласование планов работ по ведению отдельных ответственных технологических этапов работ и технологических регламентов при бурении, капитальном ремонте, испытании и эксплуатации скважин;

е) осуществляется выдача документов на отдельные виды работ на ОПО обслуживаемых предприятий;

ж) осуществляется сбор, систематизация, учет и анализ информации по состоянию промышленной, фонтанной и газовой безопасности с целью прогнозирования возможных аварий на ОПО объектах обслуживаемых предприятий;

з) осуществляется участие в разработке и согласовании планов ликвидации аварий на обслуживаемых предприятиях;

и) осуществляется обучение рабочих и ИТР обслуживаемых предприятий действиям при авариях и инцидентах на опасных объектах в начальной стадии их возникновения.

659. Работникам УзВЧ предоставляется право:

а) приостанавливать или запрещать производство работ на обслуживаемых объектах при угрозе возникновения аварий или несчастных случаев;

б) направлять руководителям предприятий и уполномоченным органам по осуществлению государственного надзора в области промышленной безопасности информацию о выявленных случаях нарушений фонтанной и газовой безопасности на обслуживаемых ОПО;

в) участвовать в работе комиссий по расследованию причин возникновения аварий и инцидентов, связанных с нарушением требований фонтанной и газовой безопасности на обслуживаемых предприятиях;

г) на беспрепятственный доступ на обслуживаемые объекты и территории предприятий для выполнения работ, связанных с ликвидацией аварий;

д) требовать от ответственного руководителя работ по ликвидации аварии на обслуживаемом объекте привлечения соответствующих специалистов для консультаций и выполнения специальных работ в рамках ликвидации аварий и их последствий;

е) на обеспечение необходимым служебным помещением, отвечающим требованиям санитарных и техническим норм, за счет обслуживаемых предприятий.

660. Место дислокации подразделений УзВЧ и их численный состав определяются руководством УзВЧ по согласованию с обслуживаемыми предприятиями.

661. Все расходы по ликвидации аварий на объекте несет владелец объекта, при этом он должен обеспечить:

а) доставку к месту аварии и обратно личного состава УзВЧ, специального оборудования, военной техники, приспособлений и инструментов, требующихся для ликвидации аварий;

б) необходимое количество автотранспортной и специальной техники, оборудования, химических реагентов и других материалов;

в) трехразовое питание, жилье, спецодежду, связь и медицинское обслуживание личного состава УзВЧ;

г) изготовление, при необходимости, нестандартного оборудования и приспособлений;

д) привлечение сил и технических средств для противопожарной безопасности и глушения скважины, геофизических и других специализированных служб, в зависимости от характера аварии и их потребности.

§ 3. Мероприятия по предупреждению ЧС

662. Защита от ЧС объектов добычи нефти и конденсата должна предусматривать комплекс мероприятий по предупреждению ЧС и уменьшению их масштабов в случае возникновения, основными из которых являются:

а) прогнозирование возможных ЧС, их масштаба и характера;

б) обеспечение защиты рабочих и служащих от возможных поражающих факторов, в том числе вторичных;

в) повышение прочности и устойчивости важнейших элементов объектов, совершенствование технологического процесса;

г) повышение устойчивости материально-технического снабжения;

д) повышение устойчивости управления, связи и оповещения;

е) разработка и осуществление мероприятий по уменьшению риска возникновения аварий и катастроф, а также вторичных факторов поражения;

ж) подготовка к проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ, восстановлению нарушенного производства и систем жизнеобеспечения.

663. Взрыво- и пожароопасные объекты и их элементы размещаются с учетом защитных свойств и других особенностей местности.

664. Не должно допускаться размещение зданий и сооружений на земельных участках в опасных зонах отвалов пород, оползней, селевых потоков и снежных лавин, в зонах возможного катастрофического затопления, в сейсмических районах и зонах, непосредственно прилегающих к активным разломам земной коры.

§ 4. Выполнение мероприятий при угрозе возникновения ЧС

665. Весь персонал объекта независимо от занимаемой должности, обязан четко знать и строго выполнять установленный порядок действий при угрозе и возникновении ЧС и не допускать действий, которые могут вызвать угрозу жизни и здоровью персонала.

666. При ухудшении обстановки и получении информации об опасности или угрозе возникновения ЧС необходимо временно прекратить выполнение повседневных задач и сосредоточить все силы и средства на выполнении мероприятий по предотвращению или уменьшению последствий возникшей угрозы.

667. Общими мероприятиями при угрозе возникновения ЧС, независимо от характера и вида, являются:

а) оповещение в течение минимального срока работников объекта об угрозе возникновения ЧС, сбор формирований и руководящего состава и постановка конкретных задач;

б) организация наблюдения и комплексная разведка на территории объекта и магистральных трубопроводах;

в) организация круглосуточных дежурств руководящего состава и дежурных смен на объекте;

г) приведение в готовность подразделения УзВЧ, закрепленные за объектом и магистральными трубопроводами;

д) приведение в готовность штатные и нештатные формирования без прекращения производственной деятельности;

е) уточнение расчётов выделения транспорта и его подготовка для перевозки сил и средств гражданской защиты (далее - ГЗ) и эвакуации производственного персонала, вывоза материальных и других ценностей из опасных районов (зон);

ж) информирование (оповещение) территориальных органов ГЗ;

з) уточнение плана действий по предупреждению и ликвидации ЧС в мирное время;

и) приведение в готовность системы оповещения и средств связи;

к) уточнение текстов сообщений о порядке действий рабочих, служащих объектов и населения, проживающего на прилегающей территории, при возникновении ЧС;

л) усиление охраны объектов и магистральных трубопроводов;

м) проведение профилактических противопожарных мероприятий;

н) проведение предупредительных инженерно-технических, специальных и других мероприятий, направленных на предотвращение и снижение опасности воздействия аварии или катастрофы на работников объектов и населения, проживающего на прилегающей территории;

о) организация питания личного состава формирований;

п) организация в зимнее время обогрева личного состава формирований в административных помещениях объекта.

668. При угрозе землетрясения, кроме перечисленных мероприятий, являются:

а) организация защитных мероприятий от воздействия вторичных факторов (СДЯВ, пожаров, затоплений и т. д.);

б) работы по повышению устойчивости зданий, технологического оборудования, резервуарного парка;

в) обучение рабочих, служащих и населения подведомственного жилого фонда об их действиях в условиях землетрясения;

г) уточнение плана взаимодействия с близлежащей войсковой частью с целью оказания помощи в проведении спасательных работ.

669. При угрозе схода оползней, горных обвалов, мероприятиями являются:

а) определение, объектовой комиссией по эвакуации, безопасных районов для эвакуации рабочих, служащих и населения подведомственного жилого фонда;

б) приведение в готовность связи с местным отделом по ЧС, пунктами и станциями, предупреждающими об опасности, с наземными постами наблюдения.

670. При угрозе наводнения, паводка и селя мероприятиями являются:

а) приведение в готовность связи с местным отделом ЧС, пунктами и станциями, предупреждающими об опасности, с наземными постами наблюдения;

б) подготовка к эвакуации рабочих, служащих и населения подведомственного жилого фонда, попадающего в зону затопления;

в) укрепление существующих и возведение новых искусственных инженерных сооружений (насыпи, дамбы и т.п.);

г) приведение в готовность специализированных формирований, обучение их проведению спасательных работ на воде, обеспечение их средствами спасения;

д) уточнение плана взаимодействия с близлежащей войсковой частью с целью оказания помощи в проведении спасательных работ.

671. При угрозе особо опасных инфекций, эпидемий, эпизоотий и эпифитотии мероприятиями являются:

а) проведениемероприятий по подготовке рабочих, служащих и населения подведомственного, жилого фонда к защите от особо опасныхинфекций, эпидемий, эпизоотий, и эпифитотии;

б) проведение инструктивных занятий по умелому использованию средств защиты (коллективных, индивидуальных и табельных);

в) проведение специальных мероприятий (административных, медико-административных, противоэпидемических, профилактических, санитарно-гигиенических, лечебно-эвакуационных);

г) проведение мероприятий по защите водоисточников;

д) проведение иммунизации рабочих и служащих объектов по указанию органов здравоохранения;

е) организация постоянной связи с органами здравоохранения и территориальными Центрами Государственного санитарно эпидемиологического надзора (далее - ЦГСЭН) для экстренного обмена информацией и по ведению разведки на объектах и прилегающей территории;

ж) подготовка транспортных средств для перевозки больных в лечебные учреждения;

з) проведение мероприятий для приведения в готовность медицинских формирований.

672. При угрозе возникновения аварии на трубопроводах, нефтяных и газовых фонтанах мероприятиями являются:

а) подготовка к выдаче рабочим и служащим объекта средств индивидуальной защиты (далее - СИЗ) начальником штаба ГЗ объекта, через диспетчерскую службу, согласно расчетов и ведомостей;

б) проведение профилактических противопожарных мероприятий в резервуарном парке и на магистральных трубопроводах;

в) приведение в готовность транспортных средств для эвакуации пораженных в лечебные учреждения, штабом ГЗ объекта;

г) приведение в готовность подразделений УзВЧ;

д) приведение в готовность аварийно-технических формирований ГЗ объектов.

673. При угрозе возникновения пожаров на объектах, мероприятиями являются:

а) проведение профилактических противопожарных мероприятий;

б) приведение в готовность противопожарных сил и средств пожаротушения (штатные и нештатные);

в) осуществление подготовительных мероприятий по безаварийной остановке производства начальником ГЗ объекта;

г) осуществление взаимодействия с территориальными органами ГЗ по вопросам выделения дополнительных сил и средств локализации и тушения пожара в случае его возникновения;

д) осуществление подготовки к выдаче рабочим и служащим объекта СИЗ, начальником штаба объекта;

е) подготавливаются штабом ГЗ объекта транспортные средства для эвакуации пораженных в лечебные учреждения.

674. При угрозе возникновения взрывов на объектах, мероприятиямиявляются:

а) выполнение соответствующих инженерно-технических работ, направленных на предотвращение взрывов, или снижение негативных последствий их возникновения;

б) приведение в готовность противопожарные силы и средства пожаротушения (штатные и нештатные);

в) осуществление подготовительных мероприятий по безаварийной остановке производства начальником ГЗ объекта;

г) определение безопасных районов для эвакуации рабочих, служащих и населения;

д) определение направления взаимодействия с территориальными органами ГЗ по вопросам выделения дополнительных сил и средств локализации и ликвидации последствий взрыва;

е) подготовительные работы к выдаче рабочим и служащим объекта СИЗ (при необходимости), начальником штаба ГЗ объекта;

ж) приведение в готовность транспортные средства для эвакуации пораженных в лечебные учреждения штабом ГЗ объекта.

675. При угрозе выброса (разлива) СДЯВ, мероприятиями являются:

а) определение возможного направления (движение облака, распространение) СДЯВ;

б) определение действия предосторожности людей на производстве и в жилых помещениях, в зависимости от вида, свойства, концентрации СДЯВ и метеоусловий;

в) осуществление подготовки к выдаче рабочим и служащим объекта СИЗ согласно плану действий объекта при ЧС;

г) осуществление правильного отключения энергоисточников, остановка агрегатов, аппаратов, перекрытие газовых, паровых и водяных коммуникаций в соответствии с условиями технологического процесса и правилами техники безопасности;

д) подготовка убежища для укрытия (для приема) рабочего персонала;

е) определение безопасных районов для эвакуации рабочих, служащих и населения;

ж) приведение в готовность транспортные средства для эвакуации пораженных в лечебные учреждения, штабом ГЗ.

676. При угрозе катастрофического затопления мероприятиями являются:

а) подготовка организации круглосуточного дежурства ответственных лиц в пунктах управления, приведение в готовность связи с местными штабами гражданской защиты, а при наличии воинских подразделений и частей согласование совместных действий при катастрофическом затоплении;

б) организация вывоза материальных ценностей из возможных зон затопления;

в) укрепление существующих и возведение новых искусственных инженерных сооружений (насыпи, дамбы и т.д.);

г) подготовка транспортных средств к эвакуации в лечебные учреждения пострадавших;

д) приведение в готовность специализированных формирований, которые должны обеспечиваться спасательными средствами, и проведение их обучения выполнению спасательных работ на воде;

е) определение безопасных районов для эвакуации рабочих, служащих и населения.

§ 5. Выполнение мероприятий при ЧС

677. Общими мероприятиями при возникновении ЧС независимо от характера и вида являются:

а) оповещение и сбор руководящего состава и анализ существующей обстановки;

б) перевод руководящего состава объекта на круглосуточный режим работы;

в) представление доклада (информации), в установленном порядке, в вышестоящую инстанцию по подчиненности;

г) выход в пункты управления, при невозможности осуществления управленческих функций в местах постоянной дислокации объектов, руководящего состава с аппаратом управления (по сменам боевого расчета);

д) ввод плана действий по предупреждению и ликвидации ЧС в мирное время с последующим докладом по инстанциям (подчиненности);

е) создание на объекте ЧС штаба ликвидации ЧС;

ж) проведение разведки и сбор данных обстановки на объектах и прилегающей территории;

з)координация действий подразделений УзВЧ, аварийно-спасательных служб и формирований ГЗ в районах возникновения ЧС;

и) проведение спасательных, эвакуационных (при необходимости) и других неотложных работ, их всестороннее обеспечение;

к) мероприятия по медицинской и противоэпидемической защите работников предприятий и объектов, проводимые сандружиной (санотрядом), работниками медпункта;

л) представление информации территориальным органам ГЗ о сложившейся обстановке;

м) усиление охраны резервуарных парков и магистральных трубопроводов.

678. При возникновении землетрясений проводятся мероприятия:

а) определяется степень разрушения объектов, магистральных трубопроводов, штабом ГЗ объекта, и определяется ближайшая задача по ликвидации последствий землетрясения;

б) представляется доклад вышестоящему начальнику о состоянии производства;

в) проводятся аварийно-спасательные работы, оказывается медицинская помощь пострадавшим и эвакуация их в медицинские учреждения, остальной личный состав вывозится в безопасное место;

г) организуется служба охраны общественного порядка.

679. При сходе оползней, горных обвалов проводятся мероприятия:

а) представляется доклад начальнику ГЗ объекта о возникшей ситуации;

б) проводится разведка возникшей ситуации и устанавливается связь с наземными постами наблюдения;

в) определяются границы оползней и горных обвалов, при необходимости проводятся укрепительные работы, обеспечивающие защиту от оползней и обвалов.

680. При наводнении, паводках и селях проводятся мероприятия:

а) представляется доклад начальнику ГЗ объекта о возникшей ситуации;

б) проводится разведка возникшей ситуации и устанавливается связь с наземными постами наблюдения;

в) производится (при необходимости) правильное отключение энергоисточников;

г) определяются границы водного и селевого потока на пути вероятного движения, укрепляются существующие и возводятся новые искусственные сооружения, обеспечивающие защиту, во взаимодействии с местными органами ГЗ в соответствии с планом.

681. При особо опасных инфекциях, эпидемиях, эпизоотиях, и эпифитотии проводятся мероприятия:

а) проводятся специальные мероприятия по указанию органов здравоохранения и территориальных ЦГСЭН (административные, медико-административные, противоэпидемические, санитарно - гигиенические, профилактические, лечебно-эвакуационные);

б) проводятся мероприятия по защите водоисточников;

в) проводится иммунизация рабочих и служащих объектов по указанию органов здравоохранения;

г) организуется постоянная связь с органами здравоохранения и территориальными ЦГСЭН для экстренного обмена информацией и по ведению разведки на объектах и прилегающей территории;

д) приводятся в готовность транспортные средства для перевозки заболевших в лечебные учреждения;

е) выдаются рабочим и служащим средства защиты, в том числе медицинские;

ж) проводятся работы для проведения карантинных мероприятий;

з) приводятся в готовность медицинские формирования.

682. При возникновении аварии на нефтепроводах, нефтяных и газовых фонтанов проводятся мероприятия:

а) проводятся работы по локализации и тушению пожаров штатными и нештатными формированиями;

б) выдаются СИЗ рабочим и служащим, при необходимости, согласно расчетов, по распоряжению начальника ГЗ объекта;

в) вводятся подразделения УзВЧ в район аварии;

г) переводятся объекты в особый режим работы;

д) организуется служба охраны общественного порядка;

е) по решению начальника ГЗ объекта рабочие и служащие объекта, не участвующие в ликвидации последствий, выводятся в безопасные места (районы временной эвакуации);

ж) при необходимости, решением начальника ГЗ объекта, из зоны аварии вывозятся материальные и др. ценности;

з) организуется оказание медицинской помощи пострадавшим и эвакуация их в медицинские учреждения.

683. При возникновении пожаров проводятся мероприятия:

а) немедленно сообщается в противопожарную службу города (района) о возникновении пожара по телефону “101” или военизированную пожарную часть объекта (далее - ВПЧ);

б) организуется оповещение работников объекта о пожаре, вывод их из опасных мест под руководством начальника ГЗ объекта;

в) оценивается обстановка по данным разведки и принимается решение о тушении пожара;

г) проводятся работы по локализации и тушению пожара силами ВПЧ, штатными и нештатными пожарными командами объекта под руководством начальника ГЗ объекта;

д) осуществляется, при необходимости, безаварийная остановка отдельных производственных участков или всего объекта;

е) выдаются СИЗ, при необходимости, рабочим и служащим ;

ж) проводятся мероприятия, направленные на предотвращение вторичных очагов поражения (взрывов, выбросов СДЯВ и др.);

з) для оказания помощи пострадавшим от угарного газа и ожогов санитарной дружиной объекта, развертывается медицинский пункт на безопасном месте;

и) организовывается взаимодействие с формированиями соседних объектов для оказания помощи в тушении пожара;

к) вывозятся, при необходимости, документация и материальные ценности, в том числе и запасы СДЯВ.

684. При взрывах проводятся мероприятия:

а) при возникновении очагов пожаров, производится их локализация и тушение;

б) проводятся мероприятия, направленные на предотвращение вторичных очагов поражения (повторных взрывов, выбросов СДЯВ, пожаров, дополнительных разрушений зданий, сооружений и др.);

в) выдаются СИЗ рабочим и служащим, при необходимости;

г) осуществляются экстренные мероприятия по снижению запасов СДЯВ;

д) в случае угрозы возникновения вторичных очагов поражения рабочие и служащие выводятся (эвакуируются), а документация и материальные ценности вывозятся в безопасные места.

685. При выбросе (выливах) СДЯВ проводятся мероприятия:

а) представляется информация об аварии в территориальные подразделения ЧС и в вышестоящую организацию;

б) проводится разведка очага заражения, при необходимости отбираются пробы воздуха и грунта, которые затем отправляются на анализ, обозначаются границы зоны заражения специалистами (спасательными отрядами, группами);

в) рабочим и служащим выдаются СИЗ, сразу же после получения информации о химическом заражении, согласно расчетов объекта;

г) рабочие и служащие, не участвующие в ликвидации последствий, эвакуируются в безопасные места;

д) оценивается обстановка по данным разведки и проводятся мероприятия по локализации зон заражения и предотвращения дальнейшего выброса (вылива) СДЯВ;

е) организуется оцепление зараженной зоны силами формирования охраны общественного порядка;

ж) осуществляются экстренные мероприятия по снижению запасов СДЯВ;

з) на пути распространения зараженного воздуха организовывается постановка водяных завес нештатными формированиями объекта с помощью специальной техники под руководством начальника штаба ГЗ объекта;

и) силами санитарной дружины (медицинского поста) организовывается первая медицинская помощь пораженным;

к) для ведения аварийно-спасательных и других неотложных работ привлекаются аварийно-технические службы (подразделения УзВЧ) и необходимые формирования объекта исходя из существующей обстановки;

л) организуется всестороннее жизнеобеспечение временно отселенных рабочих, служащих и населения подразделениями общественного питания (работниками профкома).

686. При катастрофических затоплениях проводятся мероприятия:

а) уточняется в местном штабе ГЗ время прорыва плотины (начало затопления);

б) представляется доклад начальнику ГЗ объекта о возникшей ситуации, и определяются задачи штабу ГЗ объекта;

в) поддерживается связь с местным штабом ГЗ и близлежащими частями и подразделениями Вооруженных сил.

г) проводится (при необходимости) правильное отключение энергоисточников;

д) определяются границы водного потока на пути вероятного движения, укрепляются существующие и возводятся новые искусственные сооружения, обеспечивающие защиту, во взаимодействии с местными органами ГЗ в соответствии с планом;

е) проводятся аварийно-спасательные работы, оказывается медицинская помощь пострадавшим и эвакуация их в медицинские учреждения, остальной личный состав (при необходимости) выводится в безопасные районы.

§ 6. Основные виды повреждений и аварий

в районах нефтегазодобычи

687. К основным видам повреждений относятся:

а) разрушения наземных сооружений;

б) порывы нефте-, кондесато, продуктопроводов за счет возникновения сильных землетрясений и супераномальных деформационных процессов;

в) нарушения герметичности, смятие и отрыв колонн эксплуатационных скважин с последующей утечкой углеводородов;

г) возникновение пожаров и др.

688. К авариям относятся следующие виды событий:

а) неконтролируемые выбросы нефти и газа при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин (открытые фонтаны);

б) полное или частичное разрушение и (или) падение буровых вышек (мачт) и их частей;

в) падение талевой системы на буровых установках, агрегатах для ремонта скважин;

г) взрывы и пожары на всех подконтрольных объектах;

д) полное или частичное разрушение объектов добычи нефти и конденсата, внутрипромысловых трубопроводов, сопровождающееся или приведшее к разливу нефти и утечке природного газа;

е) несанкционированные взрывы на скважинах при проведении прострелочно-взрывных работ;

ж) взрывы или пожары на складах, в местах хранения взрывчатых материалов и транспортных средств, перевозящих взрывчатые материалы.

Tadbir nomiAmalga oshirish mexanizmiAmalga oshirish muddatiIjrochilar
1qoida ishlab chiqishmuhokama15 иш куни"Sanoatgeokontexnazorat"

So`rovnoma natijalari