6.3.6. При посещении объекта инженер-супервайзер по ТКРС должен провести и задокументировать учебную тревогу «Выброс» по ПЛА в области предупреждения ГНВП и ОФ.
6.3.7. Контроль над проведением наиболее ответственных технологических операций (скреперование эксплуатационной колонны, сборка пакера, посадка и срыв пакера) на скважине осуществляет подрядчик по ГРП/КПЗП.
Супервайзер подрядчика по ГРП/КПЗП осуществляет контроль и консультирует персонал бригад по КРС в следующих случаях:
§ в процессе скреперования эксплуатационной колонны;
§ при сборке пакера и начале его спуска;
§ при посадке пакера, монтаже устьевого оборудования ГРП/КПЗП, опрессовке эксплуатационной колонны и срыве пакера после ГРП/КПЗП с составлением акта на посадку пакера и опрессовку эксплуатационной колонны;
§ сообщает о времени готовности скважины и территории куста скважин к проведению операции ГРП/КПЗП. Время готовности скважины определяется с момента опрессовки пакера;
§ производит контрольные проверки соблюдения технологии производства СПО пакера;
§ при необходимости (нарушение технологии, невыполнение необходимых технологических операций), супервайзер подрядчика по ГРП/КПЗП имеет право приостановить работы связанные с подготовкой ствола скважины к производству ГРП/КПЗП. Супервайзер подрядчика по ГРП/КПЗП обязан сообщить об этом в соответствующие службы заказчика и подрядчика по ГРП/КПЗП и составить трехсторонний акт (форма акта не регламентирована).
6.3.8. При проведении промыслово-геофизических исследований в процессе эксплуатации скважин и ТКРС должно быть обеспечено присутствие ответственного инженерно-технического работника нефтегазодобывающего ОГ.
6.4. СТРУКТУРА И ОРГАНИЗАЦИЯ аудита скважин В ЧАСТИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ГНВП
6.4.1. Цель аудита технического состояния фонда скважин – обеспечение длительной и безопасной эксплуатации скважин с сохранением их технического состояния, отвечающего требованиям ПБОТОС. Аудит фонда скважин с целью контроля их технического состояния обязателен для всех нефтегазодобывающих ОГ.
6.4.2. Техническое состояние фонда скважин характеризуется следующими критериями:
§ герметичность обсадных колонн, лифтовых труб, их резьбовых соединений, наличием смятий, разрывов, деформации, коррозии колонн, приводящих к их разгерметизации, нарушению технологического режима эксплуатации скважины;
§ качество цементирования обсадных колонн, текущее состояние цементного камня в заколонном пространстве, герметичность цементного кольца, наличие перетоков флюидов (газа, нефти, подземных вод) за обсадными колоннами;
§ устойчивость колонн, конструкции скважины, изгиб, искривление колонн, напряженно-деформированное состояние крепи, состояние пород в прискважинной зоне;
§ состояние забоя скважины, зоны перфорации, нарушения в прискважинной зоне пласта, в т. ч. на горизонтальных участках скважины, выносом из пласта песка, отложением солей, парафинов и т.д.;
§ состояние подземного и другого внутрискважинного оборудования;
§ состояние устьевого оборудования, колонной обвязки, фонтанной арматуры;
§ оттаивание многолетних мерзлых пород, провалы пород вокруг скважины, потеря скважиной теплоизолирующей способности ее конструкции.
6.4.3. По результатам проведенного аудита в ОГ, на балансе которого находится скважина, должен быть решен вопрос о дальнейшей эксплуатации скважины и/или проведения ремонтных, планово-предупредительных работ. Скважина может быть признана:
§ пригодной к дальнейшей эксплуатации без ремонта;
§ подлежащей эксплуатации, но требующей проведения на ней специальных (ремонтных) работ, в т. ч. дополнительных исследований (с указанием сроков их проведения);
§ подлежащей к остановке для исследований, ТКРС, ППР;
§ подлежащей к переводу в консервацию (в другую категорию);
§ подлежащей к ликвидации;
§ требующей устранения несоответствий, которые могут привести к нарушению безопасной эксплуатации скважины или опасному производству на ней ремонтных работ.
6.4.4. При проведении аудита фонда скважин необходимо каждой скважине присвоить степень опасности. При присвоении степени опасности присваивается наиболее опасная степень по одной из категорий.
6.4.5. Результаты аудита технического состояния скважин должны быть рассмотрены на техническом совете нефтегазодобывающего ОГ, разработаны и осуществлены необходимые мероприятия по предупреждению аварийности и обеспечению фонтанной безопасности при эксплуатации, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин.
6.5. Обследования силами противофонтанных служб /ПРОТИВОФОНТАННЫХ ВОЕНИЗИРОВАННЫХ ЧАСТЕЙ
6.5.1. Объём и периодичность контроля аварийной готовности объекта к возникновению ГНВП устанавливаются системой производственного контроля промышленной безопасности, разработанной ОГ и подрядчиком - исполнителем работ. В соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана заключать договор на обслуживание с профессиональными АСФ, а в случаях, предусмотренных Федеральным законом от 21.07.1997 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими федеральными законами и принимаемыми в соответствии с ними иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, создавать собственные профессиональные АСФ. Профессиональными АСФ для предупреждения и ликвидации ГНВП и ОФ скважин являются ПФС/ПФВЧ. Форма технического задания на проведение профилактических работ по предупреждению возникновения и ликвидации ГНВП и ОФ на объектах заказчика установлена в Приложении 4.
6.5.2. Объем работ по оказанию услуг по профилактике ГНВП и ОФ осуществляется силами ПФС/ПФВЧ и включает:
§ изучение производственной обстановки, техники и технологии производственных процессов;
§ осуществление надзора за соблюдением работниками обслуживаемых организаций нормативных документов по фонтанной безопасности;
§ участие, совместно со специалистами обслуживаемых организаций, в разработке и внедрении в производство организационно-технических мероприятий, рекомендаций, инструкций и методических указаний по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП;
§ проведение инструктажей по вопросам предупреждения и раннего обнаружения ГНВП и газобезопасности;
§ практическое обучение работников бригад, занимающихся бурением, освоением после бурения, эксплуатацией, реконструкцией, ремонтом, техническим перевооружением, консервацией и ликвидацией скважин, первоочередным действиям при возникновении ГНВП;
§ участие в проведении монтажа и опрессовки ПВО на устье скважин;
§ выдачу разрешений на дальнейшее углубление скважин после монтажа на устье ПВО, на производство работ по освоению, испытанию и ремонту скважин;
§ запрещение производства работ на скважинах при обнаружении нарушений, создающих опасность для жизни людей, и условий возникновения ОФ;
§ выдачу предписаний по устранению выявленных нарушений и проверку своевременного их выполнения;
§ участие в работе комиссии по расследованию причин возникновения ГНВП и ОФ и разработке мероприятий по их предупреждению;
§ участие в работе технических совещаний ОГ по вопросам фонтанной безопасности;
§ осуществление контроля за ремонтом ПВО на базах БПО, участие в его опрессовках;
§ участие в работе комиссий заказчика по определению готовности персонала и оборудования к выполнению работ на скважинах с аномально-высоким пластовым давлением, скважинах с высоким газовым фактором (200 м³/т и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, скважинах, содержащих в пластовом флюиде сероводород;
§ участие в разработке инструкций и схем обвязки устья скважин ПВО;
§ проверке на объектах наличия, условий хранения и готовности к применению СИЗ, газоанализаторов, искробезопасного инструмента, средств пожаротушения, а также умения персонала пользоваться перечисленными средствами;
§ участие в работе комиссий организаций по проверке знаний производственным персоналом нормативных документов по фонтанной безопасности;
§ оказание помощи обслуживаемым организациям во внедрении оборудования и приспособлений для предупреждения возникновения и ликвидации ГНВП и ОФ;
§ своевременное пополнение складов АЗ принятым по актам заказчика оборудованием, приспособлениями и материалами, применяемыми при ликвидации ГНВП и ОФ, в соответствии с перечнем, утвержденным заказчиком;
§ обеспечение надлежащего хранения и использования по назначению оборудования, приспособлений и материалов складов АЗ.
Организация работы ПФС в области профилактики ГНВП и ОФ устанавливается нормативными документами ПФС/ПФВЧ.
7. надежность оборудования
7.1. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения оборудования и условий его применения включает безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.
7.2. Для неремонтируемых объектов основным свойством является безотказность. Для ремонтируемых объектов одним из важнейших свойств, составляющих понятие надежности, является ремонтопригодность.
7.3. Для объектов, которые являются потенциальным источником опасности, т.е. для скважин всех назначений, необходимым условием является «безопасность». Безопасность не входит в общее понятие надежности, но при определенных условиях тесно связана с этим понятием, например, отказы оборудования скважины и оборудования, установленного на устье скважины, могут привести к условиям, вредным для людей и окружающей среды сверх предельно допустимых норм.
7.4. Испытания, проверки, ревизия и техобслуживание оборудования скважины и оборудования, установленного на устье скважины, ПВО должны быть регламентированы в ЛНД ОГ и нормативных документах подрядных организаций.
7.5. Должны быть проведены и задокументированы:
§ стендовые испытания (опрессовка) в условиях механических мастерских БПО и на устье скважины, опрессовка ПВО и манифольдов ПВО, опрессовка ПВО перед ПВР;
§ проверки - тестирование и дефектоскопия корпуса превентора, ежесменные визуальные осмотры, проверки открытием и закрытием не реже 1 раз в месяц буровой организацией, а ТКРС – ежесменно, наличие и исправность освещения ПВО, помещений ПВО и подходов к устью скважины, обогрева и утепления модулей-блоков и ПВО, манифольдных линий и блоков задвижек при работе в условиях низких температур окружающего воздуха;
§ техобслуживание - плановое и периодическое, внеплановое (ПВО, клапанов пружинного типа, систем очистки и дегазации растворов).
Документирование включает составление, заполнение, подписание, утверждение и обеспечение надежного хранения на бумажном носителе информации о текущих работах и порядка их проведения (например, акты испытаний ПВО, обратных клапанов, шаровых кранов, ведомости на ПВО, паспорта, сертификаты, схемы обвязки типовые и фактические).
7.6. Применение ранее не применявшегося ПВО и ПВО новой конструкции, инструкции по монтажу, эксплуатации и обслуживанию необходимо согласовывать с ПФС/ПФВЧ.
8. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ иССЛЕДОВАНИЯ И РАБОТЫВ СКВАЖИНАХ
8.1. Виды геофизических исследований и работ в скважинах представлены на рисунке 1.
Рис. 1 Геофизические исследования и работы в скважинах
8.2. Для обеспечения безопасности работ ОГ разрабатываются, утверждаются и вводятся в действие ЛНД ОГ - «Технические инструкции», устанавливающие технические и технологические требования проведения отдельных видов ГИРС:
§ по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах;
§ по проведению геолого-технологических исследований бурящихся нефтяных и газовых скважин;
§ по прострелочно-взрывным работам в нефтяных и газовых скважинах;
§ по испытанию пластов инструментами на трубах в нефтяных и газовых скважинах;
§ по проведению скважинной геофизики.
8.3. Технические инструкции обязательны для выполнения исполнителями ГИРС и используются при приемке и контроле исполнения и результатов ГИРС нефтегазодобывающими ОГ (пользователями недр), заказчиками ГИРС, осуществляющими управление государственным фондом недр, экспертизу и учет запасов полезных ископаемых, геологический контроль, горный надзор, метрологический контроль и надзор (Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах).
8.4. Планирование процесса крепления ствола скважины должно проводиться на основании информации, полученной по результатам геофизических исследований в процессе бурения и/или каротажных работ.
8.5. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (или специальной жидкостью), соответствующим рабочему проекту. В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водонасыщенных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением ПВО должно быть представлено превенторной установкой. Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, должна производиться в условиях обеспечения герметизации устья скважины при ГНВП. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются специальным планом, утвержденным заказчиком (пользователем недр) и согласованным с ПФС.
8.6. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад ТКРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы должны быть поручены подрядчику по ТКРС с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых ГИРС.
8.7. Комплекс ГИРС должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована геофизическим подрядчиком. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и геологической службами.
8.8. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя, выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны - передаются по оперативной связи в ЦИТС течение 24 ч после завершения измерений и через 72 ч - в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований указываются причины противоречий.
8.9. Перед началом геофизических работ скважина должна быть заполнена жидкостью необходимой плотности до устья, а колонна прошаблонирована до забоя.
8.10. Контроль технического состояния добывающих скважин.
8.10.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.
8.10.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).
8.10.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.
8.10.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура (Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах).
8.10.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя, обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов или методом рассеянного гамма-излучения.
8.10.6. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов.
8.10.7. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор, индукционный дефектоскоп, аппаратуру контроля перфорации, микрокаверномер.
8.10.8. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.
8.10.9. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:
§ в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции – нефти, газа, газового конденсата, увеличение дебита скважины;
§ при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;
§ 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.
8.10.10. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.
8.10.11. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:
§ при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;
§ при ликвидации межпластовых перетоков - путем исследований методами термометрии.
Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.
8.10.12. Принятие решения о немедленной герметизации устья скважины при ГНВП в процессе проведения ГИРС возлагается на руководителя бригады бурения, освоения и/или ТКРС, добычи нефти и газа, а в его отсутствие – на руководителя вахты (смены) или оператора добычи нефти и газа. На устье скважины должно находиться приспособление для рубки геофизического кабеля.
9. финансирование целевых затрат
9.1. Планируемые и ожидаемые затраты на мероприятия по фонтанной безопасности предусматриваются в бизнес-плане ОГ в разделе «Промышленная безопасность» по подразделам «Оказание услуг по профилактике ГНВП» и «Приобретение оборудования и материалов по противофонтанной безопасности». Инициатором закупки услуг ПФС / ПФВЧ, оборудования и материалов по противофонтанной безопасности является структурное подразделение ОГ – служба ПБОТОС ОГ.
9.2. Оказание услуг ПФС / ПФВЧ по профилактике ГНВП включает объемы работ в соответствии с пунктом 6.5.2 настоящего Стандарта, а также обеспечение использования оборудования и технических средств нефтегазодобывающего ОГ только по согласованию и дежурства оперативной группы на осложнённых скважинах с ожидаемыми ГНВП по заявке нефтегазодобывающего ОГ.
9.3. Приобретение оборудования и материалов по противофонтанной безопасности включает:
§ Оборудование, приспособления и материалы, необходимые для склада аварийного запаса по ликвидации и локализации ГНВП и ОФ, определяются нефтегазодобывающим ОГ с учётом территориальных, природно-климатических и геологических особенностей месторождений и эксплуатируемых скважин.
§ Перечень данного оборудования составляется нефтегазодобывающим ОГ и согласовывается с ПФС/ПФВЧ.
§ Планируемые затраты включаются в бизнес-план ОГ.
§ Закупка осуществляется в соответствии с Методическими указаниями Компании «Расчет начальных (максимальных) цен при проведении закупок на выполнение работ по капитальному строительству, на поставку материально-технических ресурсов, на выполнение прочих работ и оказание услуг» № П2-08 М-0003 и иными ЛНД в области закупочной деятельности.
10. требования к мероприятиям по ликвидации ГазоНефтеВодоПроявлений и Открытых Фонтанов
10.1. Первоочередные действия персоналом бригады выполняются в порядке, указанном в ПЛА.
10.2. Руководитель Заказчика при получении сообщения о возникновении ГНВП и ОФ обязан:
§ организовать оповещение должностных лиц ОАО «НК «Роснефть» и всех заинтересованных служб по схеме оповещения в соответствии со Стандартом Компании «Табель срочных донесений по вопросам гражданской обороны, предупреждению, ликвидации чрезвычайных ситуаций пожарной и экологической безопасности» № П3-05 С-0227 и Стандартом Компании «Критерии чрезвычайных ситуаций, происшествий. Регламент представления оперативной информации о чрезвычайных ситуациях (угрозе возникновения), происшествиях» № П3-05 С-0228, включая сообщение в ПФС/ПФВЧ, территориальный орган Ростехнадзора;
§ вызвать на объект ПФС/ПФВЧ и пожарную охрану;
§ организовать доставку персонала и оборудования на объект;
§ принять меры по предотвращению загрязнения окружающей среды;
§ выехать на место происшествия и принять меры по организации работы по ликвидации ГНВП и ОФ;
§ организовать управление мероприятиями в целях ликвидации ГНВП и ОФ в соответствии с требованиями «Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов» и Стандарта Компании «Организация оперативного управления и реагирования при возникновении чрезвычайной ситуации, происшествия» № П3-11.04 С-0014.
Порядок взаимодействия при ликвидации ГНВП и ОФ служб заказчика, подрядчика и специализированных предприятий по ликвидации этих аварий (ПФС/ПФВЧ и подразделений пожарной охраны) должен быть установлен в ПЛА. Непосредственное руководство по тушению пожара осуществляют прибывшие работники пожарной охраны.
10.3. Прибывшая оперативная группа ПФС/ПФВЧ проводит инструктаж работников ПФС, распределение обязанностей, определение границ опасной зоны, обследование устья скважины и опасной зоны, возможность использования оборудования со склада АЗ, основные и запасные пути эвакуации в случае экстренного ухудшения аварийной ситуации (Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов).
10.4. В случае воспламенения ОФ ответственным исполнителем работ по тушению фонтана назначается один из руководителей пожарной охраны.
10.5. При возникновении ГНВП и ОФ организация доставки на аварийный объект работников ПФС/ПФВЧ, противофонтанного оборудования, необходимых материалов, организация бытового и медицинского обеспечения, обеспечение местной и междугородней связью возлагается на Заказчика. Для доставки подразделений ПФС/ПФВЧ, работников других специализированных подразделений и специализированного оборудования на аварийный объект, или обеспечения эвакуации персонала, применяется спецтехника, которая должна привлекаться для обеспечения работ на аварийной скважине.
10.6. Организация безопасного ведения работ при ликвидации ГНВП или ОФ предусматривает следующие основные этапы:
§ разработка и реализация комплекса мероприятий, обеспечивающих оперативную готовность персонала объекта и ПФС к проведению работ по ликвидации ГНВП или ОФ;
§ обеспечение рационального порядка действий и методов безопасного ведения работ.
10.7. Территория проведения работ должна быть временно ограждена и исключен допуск лиц, не участвующих в ликвидации ГНВП или ОФ.
10.8. При ликвидации ГНВП и ОФ ведется соответствующая документация и в ходе оперативного управления и реагирования на ГНВП и ОФ подлежат обязательной регистрации и/или оформляются:
§ порядок работ по ликвидации ГНВП или ОФ – оперативным планом работ;
§ дополнительные мероприятия в случае изменения ситуации на аварийной скважине - дополнительными планами ликвидации аварии, планами отдельных операций;
§ информация о ходе аварийных работ нефтегазодобывающему ОГ и должностным лицам – регулярно направляется по списку, утвержденному руководителем работ;
§ проделанная работа по ликвидации ГНВП и ОФ – техническими отчетами;
§ поступление распоряжений Президента ОАО «НК «Роснефть», топ-менеджеров ОАО «НК «Роснефть», руководителя работ, его заместителя, руководителя ОГ – распорядительными документами (приказами, поручениями, указаниями, письмами);
§ паспорта оборудования, устройств, механизмов и приспособлений, применяемых в ходе работ по ликвидации ГНВП или ОФ.
10.9. К проведению мероприятий по скорейшей ликвидации ГНВП и/или ОФ при необходимости привлекаются любые силы и средства ОГ, подрядных организаций и других организаций в регионе присутствия ОГ.
10.10. Контроль своевременности и качества исполнения отданных распоряжений (решений) обязаны организовать (осуществлять) должностные лица, их отдавшие (принявшие).
10.11. В рамках готовности к ликвидации ГНВП и ОФ в ОГ должна быть предусмотрена возможность передачи по каналам связи фото- и видеоданных, голосового трафика, трафика передачи текстовых и графических документов в ЦИТС (ЦИТУ) ОГ, Департамент промышленной безопасности и охраны труда ОАО «НК «Роснефть» и оперативную дежурную смену Ситуационного центра управления в кризисных ситуациях ОАО «НК «Роснефть». При отсутствии иных видов связи на месте проведения работ по ликвидации ГНВП и ОФ силами ОГ и ОАО «НК «Роснефть» должна быть обеспечена спутниковая связь.
10.12. Информационное сопровождение оперативного управления и реагирования на ГНВП и ОФ, а также информирование СМИ и общественности (при необходимости) о ходе ликвидации ГНВП и ОФ обеспечивают:
§ Департамент информации и рекламы ОАО «НК «Роснефть» – при ОФ на месторождениях Компании;
§ структурные подразделения ОГ или работники ОГ, уполномоченные на решение вопросов в области обеспечения взаимодействия со СМИ и общественностью по согласованию с Департаментом информации и рекламы ОАО «НК «Роснефть» – при ГНВП в ОГ.
10.13. Первоочередные действия ПФС/ПФВЧ:
10.13.1. ПФС/ПФВЧ обеспечивают оперативную готовность подразделений в режиме круглосуточного дежурства за счет разработанного аварийного расписания, определяющего обязанности и порядок сбора личного состава, регулярного проведения учебных тревог, поддержания оборудования и специальных приспособлений в постоянной готовности к применению. Первоочередные действия личного состава ПФС/ПФВЧ после получения сигнала «Тревога» регламентируется аварийным расписанием. Аварийное расписание определяет круг обязанностей руководителей, специалистов, дежурных в подразделениях ПФС/ПФВЧ и утверждается начальником ПФС/ПФВЧ. Аварийное расписание вводится в действие после получения дежурным по подразделению сообщения о возникновении ГНВП или ОФ и объявлении сигнала «Тревога». Дежурный по подразделению, получив сообщение о возникновении ГНВП или ОФ, обязан:
§ выяснить следующие первичные данные:
w наименование структурного подразделения – структурное подразделение ОГ, на объекте которого произошло ГНВП или ОФ;
w номер скважины, наименование месторождения;
w время возникновения ГНВП или ОФ;
w обстоятельства и причины возникновения ГНВП или ОФ;
w диаметр и глубину спуска последней колонны, наличие инструмента в скважине, тип установленного на устье ПВО;
w характер фонтанирования (вид флюида, наличие горения, осложненность, компактность или распыленность струи);
w наличие и вид связи;
w состояние устья скважины;
w принятые вахтой первоочередные меры согласно ПЛА;
w присутствие на скважине руководителей и других должностных лиц нефтегазодобывающего ОГ, оповещенность необходимых служб;
w природно-климатические условия в районе фонтанирования (температуру окружающего воздуха, силу ветра, высоту волн, наличие и сплоченность ледового покрова и проч.);
§ сообщить об аварии руководителю подразделения ПФС/ПФВЧ и объявить тревогу;
§ полученные сведения занести в журнал с указанием должности и фамилии лица, передавшего сообщение;
§ обеспечить сообщение об аварии личному составу подразделения согласно «Схеме оповещения» ПФС/ПФВЧ.
Дежурный по подразделению ПФС/ПФВЧ записывает в «Журнал регистрации вызовов на аварию» состав оперативной группы ПФС/ПФВЧ, выехавшей на аварию, и время отправления. Дежурный по подразделению обязан постоянно поддерживать связь с оперативной группой и аварийным объектом.
10.13.2. По прибытии группы ПФС/ПФВЧ на место расположения аварийной скважины повторно уточняется обстановка на аварийной скважине с учетом характера аварии. Командир подразделения ПФС/ПФВЧ определяет оптимальный способ доставки всей группы на объект (с использованием автоспецтехники, вертолетов), назначает персональный состав первой оперативной группы и кратко знакомит их с полученными данными о ГНВП и ОФ и с обстановкой на скважине.
10.13.3. По прибытии на аварийную скважину личный состав ПФС/ПФВЧ применяет СИЗ согласно действующим внутренним документам ПФС/ПФВЧ. Командир разбивает группу на три звена: оперативное, страхующее и газометрическое и ставит задачу каждому звену:
§ Оперативное звено выполняет следующие задачи: спасение людей, застигнутых аварией, оказание доврачебной помощи пострадавшим; выполнение первоочередных мероприятий работающей на скважине бригады, если они полностью не выполнены; эвакуация людей с близлежащих производственных и жилых объектов, если такая необходимость существует.
§ Газометрическое звено определяет границы загазованной зоны. При обнаружении мест скопления газа, опасных в отношении взрыва, пожара или токсичности, оперативное звено немедленно эвакуирует находящихся там людей.
§ Страхующее звено выполняет следующие задачи:
w поддерживает постоянную связь с оперативным звеном, проводящим работы в опасной зоне, для этой связи используются специальные жесты/звуковые и световые коды, а также посыльные;
w ведет визуальное наблюдение за состоянием аварийной скважины, вышки, а также за прилегающей территорией, и о всех замеченных изменениях докладывает командиру подразделения;
w при возникновении ситуаций, угрожающих жизни работающих в опасной зоне, ставит в известность об этом непосредственно исполнителей;
w принимает меры по эвакуации пострадавших и оказанию им доврачебной помощи с последующей отправкой в медицинское учреждение;
w первоочередные задачи оперативной группы на месте аварии считаются выполненными, если ситуация в районе аварийной скважины находится под контролем и по возможности исключена опасность взрыва, распространения пламени, отравления и других несчастных случаев, а также осложнения для предстоящих аварийных работ.
10.13.4. Требования к техническим средствам и снаряжению персонала.
Требования к технологическому оборудованию, схемам монтажа и обустройству объекта состоят в следующем:
§ технические характеристики технологического оборудования, механизмов и инструмента, используемых на объекте, должны соответствовать требованиям взрывопожаробезопасности, устойчивости к воздействию агрессивной среды в фонтанирующем флюиде, климатическим воздействиям и предельным нагрузкам при ведении аварийных работ, что должно быть подтверждено соответствующими паспортами и руководствами по эксплуатации;
§ схемы монтажа и обвязки оборудования и обустройства объекта проведения работ по ликвидации ГНВП и ОФ должны обеспечивать свободный доступ и удобство работы при проведении аварийных работ и эвакуации людей в экстремальных ситуациях.
10.13.5. Требования к специальным техническим средствам для выполнения работ по ликвидации ОФ и защитному снаряжению оперативного персонала закладываются на этапе разработки Положения о складах АЗ, разрабатываемых ПФС/ПФВЧ с учетом требований Положения о складах аварийного запаса оборудования, специальных приспособлений, инструмента, материалов, специальной одежды, средств страховки и индивидуальной защиты, необходимых при ликвидации нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов. Составы комплектов, хранящихся на складах АЗ и обеспечивающих оперативную готовность заказчика и ПФС/ПФВЧк безопасному ведению аварийных работ, устанавливаются в соответствии с климатическими условиями, географическим расположением скважин, физико-химическими свойствами флюида и возможными гидродинамическими характеристиками фонтана. Требования к хранению, консервации и проверке работоспособности оборудования устанавливаются Положением о складах АЗ и распоряжениями ПФС/ПФВЧ (в том числе Положением о проведении проверок складов A3, разрабатываемых ПФС/ПФВЧ по согласованию ОГ, и др.). В деятельности складов АЗ должны быть предусмотрены:
§ паспортизация оборудования (первоначальный и систематический учет работы, обслуживание и ведение технических паспортов, инвентарные номера);
§ планирование и проведение работ, учет и отчетность (ППР оборудования по графику технического обслуживания, частичное, полное и внеочередное освидетельствование; регистрация в «Журнале учета наличия и движения оборудования, приспособлений, находящихся на складе аварийного запаса» и «Журнале учета технического освидетельствования оборудования и приспособлений, находящихся на складе авар