На кущі свердловин викидні нафтогазопроводи, газопроводи газліфта, верстати-качалки, станції керування, трансформаторні підстанції, кабельні естакади повинні розташовуватися по один бік від осі куща свердловин.
1.2. На кожен технологічний процес проектною організацією повинен складатися, а нафтогазовидобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент, що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт.
1.3. У проекті повинна бути наведена порівняльна оцінка обраних технологічних параметрів з кращими аналогами за рівнем безпеки і надійності виробництва.
2. Порядок прийняття в експлуатацію споруд і обладнання
2.1. Закінчені будівництвом об'єкти нафтогазодобувної промисловості приймаються в експлуатацію державними приймальними комісіями згідно з Порядком прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 22.09.2004 № 1243 (НПАОП 45.2-2.01-04).
2.2. До прийняття в експлуатацію об'єктів і споруд замовнику разом з представниками залучених організацій необхідно зареєструвати перед початком пусконалагоджувальних робіт у територіальних органах Держгірпромнагляду посудини, що працюють під тиском, а також вантажопідйомне обладнання.
2.3. Уведення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд необхідно проводити в комплексі з системами зв'язку, телемеханіки, енерго-, паро-, водопостачання, вентиляції, контролю загазованості, пожежогасіння, захисту навколишнього природного середовища, які передбачені проектною документацією.
2.4. Не дозволяється експлуатація об'єктів і споруд, які не прийняті в експлуатацію державними приймальними комісіями відповідно до НПАОП 45.2-2.01-04.
3. Колтюбінгові установки
3.1. Колтюбінгові установки призначені для проведення робіт з капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті.
3.2. Підготовка площадки, монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватись відповідно до технічних умов та інструкції з експлуатації підприємства-виробника.
Перед початком робіт агрегат повинен бути укомплектований: необхідною документацією, штатним комплектом обладнання та інструментом, інструкціями з безпечного ведення робіт.
Роботи з використанням колтюбінгових установок виконуються персоналом, який пройшов навчання за програмою спеціального навчання щодо експлуатації зазначеного обладнання відповідно до вимог НПАОП 0.00-4.12-05.
3.3. Вимоги до колтюбінгової установки:
а) перед початком роботи безмуфтова довгомірна труба повинна бути оснащена зворотним клапаном;
б) з метою врахування втоми металу та зносу БДТ напередодні проведення роботи на свердловині перевіряється можливість використання існуючої БДТ за записами бортового комп'ютера з урахуванням її зношування при проведенні попередніх свердловинних операцій;
в) перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт;
г) агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превентора й установки в цілому;
ґ) до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинні виконуватись ревізія превентора, механізму подачі БДТ і визначатися ділянки зносу та втоми металу труби;
д) при температурі навколишнього середовища нижче 0° C з урахуванням фізичних властивостей робочого агента після закінчення робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання "заморожуванню" БДТ (продувка повітрям або заміщення робочого агента незамерзаючим).
4. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
4.1. Фонд свердловин нафтогазодобувного підприємства визначається технологічною схемою розробки родовища і може змінюватись у процесі його розробки.
4.2. Діаметри експлуатаційних колон свердловин, діаметр і інтервал спуску насосно-компресорних труб визначаються технологічною схемою розробки родовища й уточнюються в процесі його експлуатації.
4.3. Експлуатація свердловин здійснюється по трубному простору. Допускається експлуатація свердловин по затрубному простору при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні та за погодженням з територіальним органом Держгірпромнагляду.
4.4. Конструкція колонних головок, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинні забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного та міжколонного просторів, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю тиску в трубному, затрубному та міжколонних просторах і температури в бокових відводах.
4.5. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не меншим від тиску, очікуваного на усті свердловини.
4.6. Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на усті слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, згідно зі стандартом ГОСТ 13846-89, а після встановлення на усті свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони.
4.7. При проведенні робіт з інтенсифікації (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різного роду закачки тощо), які вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на усті спеціальну арматуру, а для захисту експлуатаційної колони - глибинний пакер.
4.8. Фонтанна арматура повинна оснащуватись підприємством-виробником дроселями з ручним, а за вимогою замовника - з дистанційним керуванням; запірною арматурою, а за вимогою замовника - з дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним і (або) дистанційним керуванням та забезпечувати можливість заміни манометрів і термометрів без зниження тиску до атмосферного.
Допускається встановлення нерегульованих дроселів відповідно до технологічного регламенту роботи свердловини.
Корпуси запірної фонтанної арматури та дроселів повинні бути суцільними (вилитими, штампованими). Не допускається застосування запірної фонтанної арматури і дроселів, що мають зварний корпус.
Засувки повинні мати висувний шпиндель для забезпечення візуального контролю положення затвору засувки.
4.9. Залежно від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватись фонтанна арматура у відповідному виконанні:
а) нормальна - Н (для температур від -40° C до +120° C);
б) холодостійка - ХЛ (для температур від -50° C до +120° C);
в) термостійка - Т (для температур від -40° C до +150° C і вище);
г) корозійностійка - К1 (при об'ємному вмісті CO2 до 6 %);
ґ) корозійностійка - К2 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 6 %);
д) корозійностійка - К3 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 25 %).
4.10. Обв'язка устя експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати:
а) можливість роботи як по НКТ, так і по затрубному простору;
б) автоматичне відключення свердловин у випадках розриву шлейфа або збільшення тиску в ньому вище допустимого;
в) можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;
г) установлення запобіжних клапанів, якщо шлейфи розраховані на тиск, нижчий статичного устьового;
ґ) можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин;
д) можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини;
е) проведення контролю тиску в НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;
є) відведення газу на факел під час продувки свердловини, шлейфа;
ж) можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;
з) установлення на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80° C і вище, температурних компенсаторів.
4.11. Для обв'язки устя свердловини повинні використовуватись тільки безшовні сталеві труби. З'єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з'єднання допускаються лише в місцях установлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проектом для демонтажу обв'язки свердловини при підготовці її до капітального ремонту.
4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис. м-3/добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500 м від населеного пункту, оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан-відсікач, циркуляційний клапан та ін.), що у випадку аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до устя свердловини.
4.13. У процесі роботи свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапан-відсікачі повинні експлуатуватись відповідно до інструкції підприємства-виробника.
4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей фонтанної арматури під тиском не дозволяється. В аварійних ситуаціях ці роботи виконуються спеціалізованими аварійно-рятувальними службами.
4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проекту і плану, який затверджений технічним керівником підприємства.
4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона і устьове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.
Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу, свічі для продування і пристрої для подачі інгібітору.
4.17. На лініях, що підводять газліфтний газ та інгібітори до свердловин, установлюються зворотні клапани.
4.18. Під час ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітору гідратоутворення без зупинки газопроводу.
4.19. Територія навколо устя свердловини в межах відведеної ділянки землі повинна бути вирівняна, виконано її обвалування.
На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС (поточного ремонту свердловин) та площадка для встановлення автовимотки і барабана з кабелем.
4.20. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватись програмою досліджень та інструкціями. Указані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу.
4.21. Насосно-компресорні труби та інше обладнання, які внаслідок експлуатації зазнали додаткового радіаційного забруднення радіонуклідами природного походження, належать до техногенно-підсилених джерел іонізуючого випромінювання.
Ці НКТ та інше обладнання за погодженням з установами санітарно-епідеміологічної служби відповідної адміністративної території України можуть тимчасово зберігатися на об'єктах нафтогазодобувної промисловості на спеціально обладнаних майданчиках з твердим покриттям, без доступу сторонніх осіб, з установленням знаків радіаційної небезпеки, з подальшою передачею їх на спеціальне підприємство для дезактивації з метою використання як вторинних ресурсів або для довгострокового зберігання.
4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за:
а) технічним станом обладнання;
б) змінами в часі робочих дебітів тисків на усті та температур;
в) наявністю міжколонних тисків.
5. Експлуатація свердловин штанговими насосами
5.1. Устя свердловини обладнується запірною арматурою та сальниковим пристроєм для герметизації штока. Схема обв'язки устя свердловини повинна забезпечувати замірювання тиску на усті, відбирання газу з затрубного простору, проведення досліджень.
5.2. Конструкція сальникового пристрою повинна дозволяти заміну сальникової набивки за наявності тиску в свердловині.
5.3. При виконанні робіт, пов'язаних з зупинкою верстата-качалки, електродвигун повинен бути вимкнутий, контрвантажі повинні бути опущені в нижнє положення і заблоковані гальмовим пристроєм, а на пусковому пристрої вивішений плакат "Не вмикати - працюють люди!".
5.4. На свердловинах з автоматичним і дистанційним керуванням верстатів-качалок на видному місці повинні бути розміщені плакати "Увага! Пуск автоматичний".
5.5. Кривошипно-шатунний механізм верстата-качалки, площадка для обслуговування електроприводу і пускового пристрою повинні мати огородження.
5.6. Верстат-качалка повинен бути змонтований так, щоб виключалося зіткнення частин, що рухаються, з фундаментом, ґрунтом чи огорожею.
5.7. При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штанготримачем і устьовим сальником повинна бути не менше 20 см.
5.8. Рама верстата-качалки повинна бути зв'язана з кондуктором (технічною колоною) не менше ніж двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях до кондуктора (технічної колони) і рами.
Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше 100 мм-2, товщина стінок профільної сталі - не менше 4 мм, діаметр круглих заземлювачів - 16 мм.
Заземлювальні провідники, що з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором (технічною колоною), повинні бути заглиблені в землю не менше ніж на 0,5 м.
Як заземлювальні провідники може застосовуватися сталь: кругла, смугова, кутова або іншого профілю.
5.9. Верхній торець устьового сальника повинен підноситись над рівнем площадки обслуговування не більше ніж на 1 м.
6. Експлуатація свердловин відцентровими, гвинтовими, діафрагмовими заглибними електронасосами
6.1. Прохідний отвір для силового кабелю в устьовій арматурі повинен мати герметичне ущільнення.
6.2. Свердловини, які експлуатуються з використанням заглибних насосів, можуть обладнуватись вибійними клапан-відсікачами, що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння.
У разі відсутності клапан-відсікача або його відмови свердловина перед ремонтом повинна бути заглушена розчином глушіння, який не містить твердих завислих частинок і не погіршує фільтраційні властивості привибійної зони.
6.3. Устя свердловини обладнується фонтанною арматурою або спеціальним устьовим пристроєм, що забезпечує герметизацію трубного і затрубного просторів, можливість їх сполучення, проведення глибинних досліджень. Обв'язка викидних ліній трубного і затрубного просторів повинна дозволяти: здійснення демонтажу (розбирання) викидних ліній (як з боку глушіння, так і з шлейфового боку) з метою заміни засувок без зупинки роботи свердловини у шлейф; проведення розрядки свердловини, подачі газу в затрубний простір; проведення технологічних операцій, включаючи глушіння свердловини. Для цього всі з'єднання основних і допоміжних комунікацій повинні бути на фланцях.
6.4. Силовий кабель повинен бути прокладений від станції керування до устя свердловини на естакаді. Допускається прокладка кабелю в трубах під землею.
6.5. Монтаж і демонтаж наземного електрообладнання електронасосів, їх огляд, ремонт і налагодження повинен виконувати електротехнічний персонал.
6.6. Кабельний ролик повинен підвішуватись на щоглі підйомного агрегату за допомогою ланцюга або на спеціальній підвісці. Цей пристрій повинен бути випробуваний на максимальну вантажопідйомність.
6.7. Кабель, пропущений через ролик, при спуско-підйомних операціях не повинен торкатися елементів конструкції вантажопідйомних механізмів та землі.
6.8. Під час згвинчування та розгвинчування труб кабель необхідно відводити за межі робочої зони з таким розрахунком, щоб він не перешкоджав персоналу, що працює.
6.9. Швидкість спуску (підйому) заглибного обладнання в свердловину не повинна перевищувати 0,25 м/с. У похилоспрямованих свердловинах з набором кривизни 1,5° на 10 м швидкість спуску не повинна перевищувати 0,1 м/с.
6.10. Стовбур свердловини, у яку заглибний електронасос спускається вперше, а також при зміні типорозміру насоса повинен бути перевірений шаблоном відповідно до вимог інструкції з експлуатації заглибного електронасоса.
7. Експлуатація свердловин гідропоршневими і струминними насосами
7.1. Приміщення технологічного блока установки повинне мати:
а) постійну примусову вентиляцію, що забезпечує восьмикратний повітрообмін по повному внутрішньому об'єму приміщення протягом години;
б) температуру в блоках не нижче 5° C, рівень шуму не більше 80 дБ, швидкість вібрації не більше 2 мм/с.
7.2. Перед входом до приміщення технологічного блока необхідно:
а) перевірити загазованість приміщення і стан системи вентиляції;
б) увімкнути освітлення;
в) переключити систему газового пожежогасіння з режиму автоматичного пуску на ручний.
7.3. При виникненні пожежі в блоці необхідно діяти відповідно до вимог інструкції з пожежної безпеки.
7.4. Перед спуском пакера експлуатаційна колона повинна бути прошаблонована, у разі потреби прорайбована, промита до вибою і опресована.
7.5. Витягування гідропоршневого насоса, шкребка та іншого обладнання повинно виконуватись із застосуванням спеціального лубрикатора, що входить у комплект установки.
7.6. Монтаж і демонтаж лубрикатора необхідно виконувати з використанням приставної драбини з площадкою для обслуговування при закритій центральній засувці з дотриманням інструкції на проведення цього виду робіт.
7.7. Кожна нагнітальна лінія повинна бути обладнана манометром і регулятором витрати робочої рідини.
7.8. Силові насоси повинні бути обладнані електроконтактними і показуючими манометрами, а також запобіжними клапанами. Відвід від запобіжного клапана силового насоса повинен бути з'єднаний з прийомом насоса.
7.9. Справність системи автоматики і запобіжних пристроїв перевіряється в терміни, установлені інструкцією з експлуатації.
7.10. Силова установка запускається в роботу після перевірки справності системи автоматики при відкритих запірних пристроях на лініях всмоктування, нагнітання і перепуску робочої рідини силового насоса. Тиск у напірній системі створюється після встановлення нормального режиму роботи наземного обладнання.
7.11. При зупинці силового насоса тиск у нагнітальному трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного.
7.12. Система виміру дебіту свердловин, показання роботи силових насосів повинні мати вихід на диспетчерський пункт (при автоматизації і телемеханізації промислів).
8. Експлуатація нагнітальних свердловин при розробці родовищ з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу (сайклінг-процес) або води (заводнення)
8.1. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини поверхнево-активних речовин, кислоти та інші реагенти) з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення, повинні обладнуватись наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.
8.2. На усті нагнітальних свердловин повинна встановлюватись фонтанна арматура, робочий тиск якої повинен бути не нижчим за максимально очікуваний тиск нагнітання.
До встановлення на устя фонтанна арматура повинна випробовуватись на міцність та герметичність при тисках, передбачених паспортом і технічними умовами на її поставку.
8.3. Устьова арматура повинна бути обладнана зворотним клапаном для запобігання перетіканню закачуваних агентів із свердловини при аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.
8.4. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини повинно здійснюватись тільки через НКТ.
Конструкція колони НКТ повинна визначатись на основі розрахунків, які проводяться відповідно до чинних інструкцій і методик. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні дослідних робіт.
8.5. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини при тисках на усті більших від тиску, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватись через НКТ з пакером, який ізолює колону від впливу високих тисків і встановлюється над пластом (об'єктом), у який закачується робочий агент.
8.6. Для одночасно-роздільного закачування робочих агентів у два пласти (об'єкти) у нагнітальну свердловину повинно спускатись спеціальне обладнання.
Обладнання для одночасно-роздільного закачування повинно забезпечувати: надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об'єктів) і диференційоване, за тиском і поглинальністю, закачування робочих агентів; можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.
8.7. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і гирлового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тиском і температурою закачуваних агентів, пристроями для регулювання тиску.
8.8. При закачуванні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин повинні укладатись у траншеї на глибину, яка б запобігала замерзанню води на випадок припинення закачування води в зимовий період.
8.9. Для зменшення втрат тепла при закачуванні в пласти теплоносіїв (пари, гарячої води) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, гирлова арматура і насосно-компресорні труби повинні бути теплоізольовані.
8.10. При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів (високомінералізовані пластові і стічні води, CO2, H2S, кислоти та інші реагенти) для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.
8.11. На виході з компресорної установки високого тиску перед подачею сухого газу в шлейфи нагнітальних свердловин повинні бути установлені фільтр-сепаратори масла.
8.12. Під час розробки родовища з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу (сайклінг-процес) або води (заводнення) повинні проводитись промислові дослідження і контролюватись такі параметри:
а) склад газу, який надходить на установки комплексної підготовки газу;
б) час прориву сухого газу до вибою видобувних свердловин;
в) фізико-хімічні властивості (густина, молекулярна маса, фракційний склад) вилученого із газу конденсату;
г) кількість газу і конденсату, які видобуваються з кожної видобувної свердловини (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);
ґ) кількість сухого газу або води, які закачуються в кожну нагнітальну свердловину (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);
д) поточний пластовий тиск у пласті (поквартально);
е) тиск газу на усті нагнітальних свердловин (щодобово);
є) зміна положення газоводяного контакту в часі.
9. Дослідження свердловин
9.1. Види, періодичність і обсяг досліджень експлуатаційних (видобувних і нагнітальних) свердловин установлюються на підставі затверджених технічних документів, розроблених відповідно до проекту розробки даного родовища.
9.2. Випробування та дослідження свердловин повинні виконуватись у світлий час доби під керівництвом відповідальної особи.
9.3. Спускання глибинних приладів і пристроїв на канаті (дроті) у свердловину, яка перебуває під тиском, повинно здійснюватись лише при встановленому на усті свердловини лубрикаторі з герметизуючим сальниковим пристроєм.
При відсутності тиску на усті під час ремонту свердловин, коли свердловина заповнена розчином, дозволяється спускати глибинні прилади і пристрої без лубрикатора.
9.4. Спуско-підйомні операції з геофізичними приладами необхідно проводити із застосуванням лебідки з приводом, який забезпечує обертання барабана з канатом у необхідних діапазонах швидкостей, і направляючим роликом для дроту.
9.5. Після встановлення на свердловині лубрикатор піддається гідравлічним випробуванням на тиск, що на 10 % перевищує тиск на усті свердловини. Лубрикатор періодично, але не рідше одного разу на 6 місяців, піддається гідравлічному випробуванню на тиск, що на 10 % перевищує його робочий тиск, указаний у паспорті.
У процесі монтажу і демонтажу лубрикатора глибинний прилад повинен установлюватись на повністю закриту буферну засувку. Перед тим, як вийняти глибинний прилад з лубрикатора, тиск у ньому повинен бути знижений до атмосферного через запірний пристрій, встановлений на вводі.
При проведенні досліджень з використанням лубрикатора необхідно встановлювати на гирловому фланці направляючий ролик для каната.
9.6. При підйомі глибинного приладу зі свердловини лебідкою з ручним приводом необхідно вмикати храповий пристрій.
9.7. Дріт, який застосовується для глибинних досліджень, повинен бути суцільним, без скруток, а для роботи в свердловинах, що містять понад 6 % сірководню - виконаним з матеріалу, стійкого до сірководневої корозії.
10. Депарафінізація свердловин, труб і обладнання
10.1. На підприємстві повинен бути розроблений графік проведення депарафінізації свердловин, труб і обладнання на рік і розданий у цехи з видобування нафти і газу.
10.2. Нагнітальні трубопроводи теплогенеруючих установок повинні бути:
а) обладнані зворотними клапанами;
б) опресовані перед проведенням робіт у свердловині на півторакратний тиск від очікуваного максимального, але такого, що не перевищує тиск, зазначений у паспорті установок.
10.3. Пересувні установки депарафінізації допускається встановлювати на відстані не менше 25 м від устя свердловини і 10 м від іншого обладнання.
10.4. При пропарюванні викидного трубопроводу підходити до нього і до устя свердловини на відстань менше 10 м не дозволяється.
10.5. Розпалювання парового котла і підігрівача нафти повинно проводитись відповідно до інструкції з експлуатації підприємства-виробника.
10.6. Для подачі теплоносія під тиском більше 1 МПа (10 кгс/см-2) не дозволяється застосовувати гумові рукави.
10.7. Шланг для подавання пари до насосно-компресорних труб, укладених на містках, повинен бути обладнаний спеціальними наконечниками.
10.8. Скребок у свердловину повинен спускатись і підніматись через лубрикатор, який встановлений на фонтанній арматурі.
Дріт, на якому спускається скребок, повинен пропускатися через ролик, прикріплений до лубрикатора. Дріт повинен мати сертифікат відповідності.
11. Інтенсифікація видобування нафти і газу
11.1. Загальні положення
11.1.1. Роботи з нагнітання в свердловину води, газу, теплоносіїв (гарячої води, пари), хімічних реагентів (полімерів, ПАР, розчинників нафти) та інших агентів проводяться відповідно до проекту і плану, затвердженого нафтогазодобувним підприємством. У плані повинні бути зазначені порядок підготовчих робіт, схема розміщення обладнання, технологія проведення процесу, заходи безпеки, відповідальний керівник робіт.
11.1.2. Пересувні насосні агрегати, призначені для роботи на свердловинах, повинні обладнуватися запірними та запобіжними пристроями, мати прилади, що контролюють основні параметри технологічного процесу.
11.1.3. При закачуванні хімічних реагентів, пари, гарячої води на нагнітальній лінії біля устя свердловини повинен бути встановлений зворотний клапан.
11.1.4. Нагнітальна лінія після збирання до початку закачування повинна бути опресована на півторакратний очікуваний робочий тиск.
11.1.5. При гідравлічних випробуваннях нагнітальних систем обслуговувальний персонал повинен бути видалений за межі небезпечної зони. Ліквідація пропусків під тиском не дозволяється.
11.1.6. Перед початком роботи із закачування реагентів, води і після тимчасової зупинки в зимовий час необхідно переконатись у відсутності в комунікаціях насосних установок і нагнітальних ліній льодових пробок.
Обігрівати трубопроводи відкритим вогнем не дозволяється.
11.1.7. Обробка привибійної зони, інтенсифікація припливу і підвищення нафтовіддачі пластів у свердловинах з негерметичними колонами і заколонними перетоками не дозволяється.
11.1.8. На період теплової і комплексної обробки навколо свердловини і обладнання, що використовується, установлюється небезпечна зона радіусом не менше ніж 50 м.
11.1.9. Пересувні насосні установки необхідно розташовувати на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини, відстань між ними повинна бути не менше ніж 1 м. Інші установки для виконання робіт (компресор, парогенераторна установка та ін.) повинні розміщуватись на відстані не менше ніж 25 м від устя свердловини. Агрегати встановлюються кабінами від устя свердловини і оснащуються іскрогасниками.
11.1.10. Технологічні режими ведення робіт і конструктивне виконання агрегатів і установок повинні виключити можливість утворення вибухопожежонебезпечних сумішей усередині апаратів і трубопроводів.
11.1.11. На всіх об'єктах (свердловинах, трубопроводах, замірних установках) утворення вибухонебезпечних сумішей не допускається. У планах проведення робіт необхідно передбачати систематичний контроль газоповітряного середовища в процесі робіт.
11.1.12. Викидна лінія від запобіжного пристрою насоса повинна бути жорстко закріплена, закрита кожухом і виведена в скидну місткість для збирання рідини або на прийом насоса.
11.1.13. Вібрація і гідравлічні удари в нагнітальних комунікаціях не повинні перевищувати норми, установлені в нормативному документі "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см-2)" (РД 38.13.004-86).
11.2. Закачування розчинів та хімічних реагентів
11.2.1. Роботи повинні виконуватись з використанням необхідних засобів індивідуального захисту і відповідно до вимог інструкції з застосування цього реагенту.
11.2.2. На місці проведення робіт із закачування агресивних хімічних реагентів (сірчаної, соляної, азотної, фторної кислоти та ін.) повинен бути:
а) аварійний запас спецодягу, спецвзуття та інші засоби індивідуального захисту;
б) запас чистої прісної води;
в) нейтралізуючі компоненти для розчину (крейда, вапно, хлорамін).
11.2.3. Залишки хімічних реагентів необхідно збирати і доставляти в спеціально відведене місце, обладнане для утилізації або знищення.
11.2.4. Після закачування хімічних реагентів або інших шкідливих речовин до розбирання нагнітальної системи агрегату повинна прокачуватись інертна рідина об'ємом, достатнім для промивання нагнітальної системи. Скидати рідину після промивання необхідно в збірну ємність.
11.2.5. Необхідно вести постійний контроль повітряного середовища робочої зони переносними газоаналізаторами. При вмісті в повітрі закритого приміщення парів агресивних хімічних реагентів вище ГДК та порушенні герметичності нагнітальної системи роботи повинні бути припинені.
11.2.6. Завантаження термореактора магнієм повинно проводитись безпосередньо перед спусканням його в свердловину.
11.2.7. Завантажений магнієм термореактор, ємності і місця роботи з магнієм необхідно розташовувати на відстані не менше ніж 10 м від нагнітальних трубопроводів та ємностей з кислотами.
11.3. Нагнітання діоксиду вуглецю
11.3.1. Обладнання і трубопроводи повинні бути захищені від корозії.
11.3.2. Не дозволяється під час продування свердловини або ділянки нагнітального трубопроводу перебувати ближче 20 м від зазначених ділянок.
11.3.3. Необхідно вести постійний контроль повітряного середовища робочої зони.
При вмісті в повітрі закритого приміщення діоксиду вуглецю вище ГДК (0,5 об. %) та порушенні герметичності системи розподілу і збору діоксиду вуглецю роботи повинні бути припинені.
11.4. Теплова обробка
11.4.1. Парогенераторні та водонагрівальні установки повинні бути оснащені приладами контролю і регулювання процесів готування та закачування теплоносія, засобами для припинення подачі паливного газу у разі порушення технологічного процесу.
11.4.2. Прокладання трубопроводів від стаціонарних установок до свердловини для закачування вологої пари або гарячої води та їх експлуатація здійснюються з дотриманням вимог Правил будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці від 08.09.98 № 177, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 07.10.98 за № 636/3076 зі змінами (НПАОП 0.00-1.11-98).
11.4.3. Відстань від паророзподільного (водорозподільного) пункту чи розподільного трубопроводу до устя нагнітальної свердловини повинна бути не менше ніж 25 м.
11.4.4. Керування запірною арматурою свердловини, обладнаної під нагнітання пари або гарячої води, повинне здійснюватися дистанційно. Фланцеві з'єднання повинні бути закриті кожухами.
11.4.5. В аварійних випадках роботу парогенераторної та водонагрівальної установок необхідно зупинити, персонал при цьому повинен діяти відповідно до плану локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій.
11.4.6. На лінії подачі палива в топку парогенератора або водонагрівальної установки передбачається автоматичний захист, що припиняє подачу палива при зміні тиску в теплопроводі нижче або вище допустимого, а також при припиненні подачі води.
11.4.7. Територія свердловин, обладнаних під нагнітання пари або гарячої води, повинна бути огороджена і позначена попереджувальними знаками.
11.4.8. Відвід від затрубного простору повинен бути спрямований у бік, вільний від техніки і обслуговуючого персоналу.
При закачуванні теплоносія (з установленням пакера) засувка на відводі від затрубного простору повинна бути відкрита.
11.4.9. Після обробки свердловини повинні бути перевірені з'єднувальні пристрої, арматура повинна бути пофарбована.
11.5. Обробка гарячими нафтопродуктами
11.5.1. Установка для підігрівання нафтопродукту повинна розташовуватись не ближче ніж 25 м від ємності з гарячим нафтопродуктом.
11.5.2. Електрообладнання, що використовується на установці для підігрівання нафтопродукту, повинне бути у вибухозахищеному виконанні.
11.5.3. Ємність з гарячим нафтопродуктом необхідно встановлювати на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини з підвітряного боку.
11.5.4. У плані проведення робіт повинні бути передбачені заходи, що забезпечують безпеку працівників.
11.6. Обробка вибійними електронагрівниками
11.6.1. Вибійні електронагрівники повинні бути у вибухозахищеному виконанні. Зборка і випробування вибійного електронагрівника шляхом підключення до джерела струму повинні проводитися в електроцеху.
Не дозволяється розбирання, ремонт вибійних електронагрівників та їх випробування під навантаженням у польових умовах.
11.6.2. Спуск вибійного електронагрівника в свердловину та його піднімання повинні бути механізовані і проводитись при герметизованому усті з використанням спеціального лубрикатора.
11.6.3. Перед установленням опорного затискача на кабель-трос електронагрівника гирло свердловини повинне бути закрите.
11.6.4. Мережний кабель допускається підключати до пускового обладнання електронагрівника лише після підключення кабель-троса до трансформатора і заземлення електрообладнання, проведення всіх підготовчих робіт у свердловині, на усті і відведення працівників у безпечну зону.
11.7. Термогазохімічна обробка
11.7.1. Порохові заряди (порохові генератори тиску або акумулятори тиску) для комплексної обробки привибійної зони свердловини необхідно зберігати і перевозити відповідно до вимог НПАОП 0.00-1.17-92.
11.7.2. Порохові генератори (акумулятори) тиску повинні встановлюватися в гірлянду зарядів, що спускається, лише перед її введенням у лубрикатор.
11.7.3. Ящики з пороховими зарядами повинні зберігатися в приміщенні, яке замикається на замок і розташоване на відстані не менше ніж 50 м від устя свердловини.
11.7.4. Гірлянда порохових зарядів встановлюється в лубрикатор лише при закритій центральній засувці. Пристрій, що спускається, не повинен торкатися плашок засувок. Робота повинна виконуватись двома особами.
11.7.5. Підключення спущеного в вибій свердловини порохового генератора або акумулятора тиску до приладів керування і електромережі проводиться в такій послідовності:
а) герметизація устя свердловини;
б) підключення електрокабелю гірлянди зарядів до трансформатора (розподільного щитка);
в) відведення членів бригади та інших осіб, що перебувають на робочій площадці (крім безпосередніх виконавців), на безпечну відстань від устя свердловини - не менше ніж на 50 м;
г) установлення коду приладів підключення в положення "вимкнуто";
ґ) підключення кабелю електромережі до трансформатора або приладів керування;
д) подача електроенергії на прилади керування;
е) вмикання електроенергії на гірлянду з зарядом (виконується лише за командою відповідального керівника робіт).
11.7.6. При використанні під час комбінованої обробки привибійної зони свердловини порохових зарядів типу АДС-6 або інших елементів гідравлічного розриву пласта повинні виконуватись вимоги, що забезпечують збереження експлуатаційної колони.
11.8. Гідравлічний розрив пласта
11.8.1. Гідравлічний розрив пласта проводиться під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника за планом, затвердженим підприємством.
11.8.2. Під час проведення гідророзриву пласта перебування персоналу біля устя свердловини та нагнітальних трубопроводів ближче ніж 20 м не дозволяється.
11.8.3. Місця встановлення агрегатів для гідророзриву пласта повинні бути відповідним чином підготовлені і звільнені від сторонніх предметів, які перешкоджають установленню агрегатів та прокладенню комунікацій.
11.8.4. Агрегати для гідророзриву пластів повинні бути встановлені на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини і розташовані так, щоб відстань між ними була не менше ніж 1 м і кабіни їх не були повернуті до устя свердловини.
11.8.5. Напірний колектор блоку маніфольдів повинен бути обладнаний датчиками КВП, запобіжними клапанами та лінією скидання рідини, а нагнітальні трубопроводи - зворотними клапанами.
11.8.6. Після обв'язки устя свердловини необхідно опресувати нагнітальні трубопроводи на очікуваний тиск при гідравлічному розриві пласта з коефіцієнтом запасу 1,5.
11.8.7. Для вимірювання і реєстрації тиску при гідророзриві до гирлової арматури повинні бути під'єднані показуючий та реєструвальний манометри, винесені на безпечну відстань.
11.8.8. Перед від'єднанням трубопроводів від устьової арматури необхідно закрити крани на ній та знизити тиск у трубопроводах до атмосферного.
11.8.9. Застосування пакерувальних пристроїв при гідророзривах пласта обов'язкове, якщо тиск гідророзриву перевищує допустимий для експлуатаційної колони.
11.8.10. При проведенні гідрокислотних розривів необхідно застосовувати інгібітори корозії.
11.8.11. Працівники, які безпосередньо беруть участь у цих роботах, повинні бути забезпечені локальним радіозв'язком для синхронізації, узгодження та контролю робіт.
12. Капітальний і підземний ремонт свердловин
12.1. Роботи з капітального і підземного (поточного) ремонту свердловини повинні проводитись за планом, затвердженим технічним керівником підприємства.
У плані повинні передбачатись усі необхідні види робіт і технічні засоби, що забезпечують безпеку і захист навколишнього середовища під час їх виконання.
12.2. Передача свердловин для ремонту та приймання їх після ремонту здійснюється за актом відповідно до порядку, установленого на підприємстві.
12.3. Перед початком проведення робіт на свердловині бригада повинна бути ознайомлена з ПЛАС та планом робіт, який повинен містити відомості про конструкцію і стан свердловини, пластовий тиск, внутрішньосвердловинне обладнання, перелік операцій, які плануються, очікувані технологічні параметри при їх проведенні.
12.4. До встановлення підйомника на усті свердловина повинна бути заглушена. Глушіння повинно проводитись розчином з густиною, яка відповідає вимогам підпункту 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил. Глушінню підлягають усі свердловини з пластовим тиском, що перевищує гідростатичний і свердловини, у яких (відповідно до виконаних розрахунків) зберігаються умови фонтанування або газонафтоводопроявів при пластових тисках нижчих від гідростатичного.
Свердловини, у продукції яких міститься сірководень у кількостях, що перевищує межі, установлені табл. 3 та 4 цих Правил, повинні бути заглушені розчином, що містить нейтралізатор сірководню.
Проведення поточних і капітальних ремонтів свердловин без їх попереднього глушіння допускається на родовищах з гірничо-геологічними умовами, що унеможливлюють самочинне надходження пластового флюїду до устя свердловини. Перелік таких родовищ (чи їх окремих ділянок), свердловин погоджується з територіальним органом Держгірпромнагляду.
12.5. Розміщення агрегатів, обладнання, пристроїв і облаштування площадок у зоні робіт здійснюється відповідно до схеми і технічних регламентів, затверджених технічним керівником підприємства.
12.6. Вантажопідйомність бурових вишок, щогл необхідно вибирати з урахуванням максимального навантаження, очікуваного в процесі ремонту, а також вітрового навантаження.
12.7. Агрегати для ремонту свердловин установлюються на приустьовій площадці відповідно до інструкції з експлуатації підприємства-виробника.
Підйомник для ремонту свердловини повинен відповідати таким вимогам:
а) щогла підйомника повинна закріплюватись відтяжками зі сталевого каната. Число, діаметр і місце кріплення відтяжок повинні відповідати технічній документації агрегату;
б) у трансмісії приводу лебідки повинен використовуватися обмежувач вантажопідйомності на гаку (якщо він передбачений конструктивно і поставляється підприємством-виробником);
в) підйомник повинен мати автоматичний обмежувач висоти підняття талевого блоку з блокуванням руху барабана лебідки (протизатягувач талевого блоку під кронблок);
г) підйомник повинен мати:
прилади, що дають змогу встановлювати шасі в горизонтальне положення;
пристрій для фіксації талевого блоку і захисту щогли від ушкоджень при пересуванні;
ґ) система підняття щогли повинна мати дистанційне керування і забезпечувати безпеку при відмові елементів гідрообладнання;
д) рівні шуму на постійних робочих місцях повинні відповідати вимогам ГОСТ 12.1.003-83;
е) підйомник повинен бути оснащений світильниками у вибухобезпечному виконанні, які забезпечують освітленість згідно з діючими нормами;
є) підйомник повинен бути оснащений іскрогасниками двигунів внутрішнього згорання та засувками екстреного перекриття доступу повітря в двигун (повітрязабірник);
ж) підйомник повинен бути оснащений дистанційним пристроєм аварійного відключення двигуна з пульта бурильника (заслінкою екстреного перекриття доступу повітря в двигун);
з) підйомник повинен бути оснащений усім необхідним для освітлення робочих місць, трансформатором-випрямлячем постійного струму на 24 В, пристроєм для підзарядки акумуляторів і аварійним освітленням;
и) вишка підйомника повинна бути обладнана сходами для безпечного підйому та спуску по них верхового працівника, якщо підприємством-виробником підйомника передбачено встановлення інструменту за "палець" балкона;
і) підйомник повинен бути оснащений гідравлічними опорними домкратами з фундаментними блоками під них;
ї) підйомник повинен бути оснащений укриттям робочої площадки заввишки 2,5 м з одинарними дверима з кожного боку платформи, двостулковими дверима з боку робочої площадки при проведенні спуско-підйомних операцій з установленням інструменту за "палець" балкона, якщо це конструктивно передбачено підприємством-виробником;
й) підйомник повинен мати спеціальні пристрої для підвіски машинних ключів, для підвіски гідравлічного ключа та пристрій для розкріплення бурильних труб;
к) пневмосистема підйомника повинна бути оснащена осушувачем повітря згідно з технічною документацією підприємства-виробника;
л) гальмова система лебідки повинна мати систему охолодження, якщо це конструктивно передбачено підприємством-виробником;
м) підйомник вантажопідйомністю 70 т і більше повинен мати допоміжні гальма, які забезпечують спуск номінальної ваги зі швидкістю не більше 2 м/с;
н) основні гальма повинні бути обладнані блокувальним пристроєм гальм у неробочому стані;
о) щогла підйомника повинна мати пристрій для підвішування ролика кабелю ЕВН;
п) приймальні містки повинні мати посередині жолоб для викидання труб на приймальні стелажі;
р) приймальні стелажі для труб повинні мати телескопічні регульовані опори, під які повинні бути встановлені дерев'яні прокладки. Стелажі для укладання труб повинні мати стояки, що запобігають розкочуванню труб;
с) після монтажу підйомника гвинтові домкрати встановлюються на передній і задній фундаментні блоки.
12.8. Після монтажу підйомника, до початку його експлуатації, виконуються такі роботи:
а) випробування якорів установки з картограмою;
б) випробування протизатягувача талевого блоку;
в) перевірка роботи пневмосистеми, КВП, наявності сертифікатів на талевий канат і канат для підйому верхньої секції;
г) монтування показувального пристрою індикатора ваги, який повинен перебувати в полі зору бурильника (машиніста підйомника) і повинен мати незалежну фундаментну основу;
ґ) вимірювання заземлення обладнання і пристроїв.
На виконані роботи складається акт.
12.9. Уведення змонтованого підйомника в роботу здійснюється за рішенням комісії з приймання підйомника після повної готовності, випробування та за наявності укомплектованої бригади КРС.
Готовність до пуску оформлюється актом уведення підйомника в експлуатацію. Склад комісії визначається наказом по підприємству.
Якщо вантажопідйомність підйомника становить понад 70 т, у роботі комісії бере участь представник територіального органу Держгірпромнагляду.
12.10. Перед демонтажем устьової арматури свердловини тиск у трубному і затрубному просторах повинен бути знижений до атмосферного. Свердловину, обладнану вибійним клапан-відсікачем, у якому планом робіт не передбачене проведення попереднього глушіння, необхідно зупинити, стравити тиск до атмосферного і витримати в часі не менше трьох годин.
Демонтаж устьової арматури проводиться після візуально встановленого припинення виділення газу зі свердловини і перевірки сталості рівня рідини в ній.
12.11. При проведенні підземних і капітальних ремонтів устя свердловин за рішенням технічного керівника підприємства повинні бути оснащені противикидним обладнанням. Фактична схема обв'язки устя противикидним обладнанням розробляється підприємством на основі типових схем згідно з ГОСТ 13846-89 і погоджується зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Після встановлення противикидного обладнання свердловина опресовується на максимально очікуваний тиск, який не повинен перевищувати тиск опресування експлуатаційної колони.
12.12. Для постійного доливу свердловини під час проведення технологічних операцій і для контролю рівня розчину глушіння на площадці встановлюється блок доливу і обв'язується з гирлом свердловини з таким розрахунком, щоб забезпечувався самодолив свердловини або примусовий долив за допомогою насоса (агрегату для промивання свердловини). Підняття труб зі свердловини проводиться з доливанням і підтримкою рівня на усті. Доливна місткість повинна бути обладнана рівнеміром і мати градуювання.
Запас розчину глушіння відповідної густини повинен бути:
а) для газових свердловин - у кількості не менше одного об'єму свердловини;
б) для нафтових свердловин:
при глибині свердловини до 2000 м - 10 м-3;
при глибині свердловини до 3500 м - 15 м-3;
при глибині свердловини більше 3500 м - 20 м-3.
12.13. Не дозволяється проводити спуско-підйомні операції, а також вести ремонтні роботи, пов'язані з навантаженням на щоглу (бурову вишку), незалежно від глибини свердловини з несправним індикатором ваги.
12.14. Ремонт свердловин на кущі без зупинки сусідньої свердловини дозволяється за умови здійснення і застосування спеціальних заходів і технічних засобів, передбачених планом, затвердженим технічним керівником підприємства.
Допускаються ведення робіт з освоєння, ремонту і введення в дію свердловин з одночасним бурінням на кущі та одночасна робота двох бригад з ремонту свердловин. За цих умов кожен виконавець робіт повинен негайно повідомити інших учасників робіт на кущі про виникнення на його ділянці нестандартної ситуації (ознаки газонафтоводопроявів, відхилення від технологічного регламенту тощо). При цьому всі роботи на кущі припиняються до усунення причин виникнення нестандартної ситуації.
Інструкція з одночасного ведення робіт на кущі розробляється нафтогазодобувним підприємством, затверджується його технічним керівником і погоджується з територіальним органом Держгірпромнагляду.
12.15. При ремонті газліфтних свердловин перед розміщенням обладнання нагнітання газу в свердловину, яка ремонтується, а також сусідніх свердловин ліворуч і праворуч (на період розміщення) припиняється. Не дозволяється встановлення обладнання і спецтехніки на діючих шлейфах газопроводів.
