Про затвердження Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості

6.23. Для безперешкодного доступу обслуговуючого персоналу до встановленого на усті ОП під буровою повинен бути зроблений твердий настил.

6.24. Усі схеми противикидної обв'язки устя свердловини у верхній частині повинні включати фланцеву котушку та рознімні воронку і жолоб для полегшення робіт з ліквідації відкритих фонтанів.

У разі вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути спущена в башмак проміжної колони або кондуктора, а устя свердловини - загерметизоване. Тривалість простоїв, після яких необхідно спускати бурильну колону, а також періодичність промивок зі спуском колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства (управління бурових робіт, експедиція глибокого буріння тощо).

6.25. Підходи до устьового обладнання, превенторів і засувок повинні мати тверде покриття (бетонне, металеве чи дерев'яне), що забезпечує безпечне обслуговування їх у процесі експлуатації.

Підходи повинні утримуватися в чистоті і не захаращуватися сторонніми предметами.

6.26. Монтаж, ремонт і обслуговування устьового і противикидного обладнання на висоті більше ніж 0,75 м від рівня землі повинні здійснюватися із застосуванням спеціальних площадок.

6.27. Забороняється здійснювати будь-які роботи з усунення несправностей устьового чи противикидного обладнання, що знаходиться під тиском.

6.28. Забороняється докріплювати фланцеві, нарізні і швидкозбірні з'єднання, що перебувають під тиском.

6.29. Забороняється експлуатація гідроакумулятора в разі неповного комплекту закріплюючих деталей-напівкуль його корпусу або невідповідності міцності кріпильних деталей вимогам підприємства-виробника.

6.30. Забороняється заправка пневмогідроакумулятора повітрям чи іншим газом, не передбаченим інструкцією підприємства-виробника.

6.31. Забороняється здійснювати будь-який ремонт пневмогідроакумулятора до повного випускання з нього азоту, стравлювання тиску масла і відключення подачі електроенергії від станції гідроприводу.

6.32. Перед пуском у роботу гідрокерування необхідно перевірити правильність з'єднання трубопроводів згідно зі схемою підприємства-виробника.

Забороняється приєднувати нагнітальні трубопроводи гідрокерування до ліній зливу для запобігання їх руйнуванню.

6.33. Перед проведенням електро- або газозварювальних робіт на усті свердловини необхідно підготувати місце і перевірити за допомогою газоаналізатора на відсутність вибухонебезпечних концентрацій газу в приустьовій частині обсадної колони.

6.34. Електрогазозварювальні роботи повинні виконуватися з дотриманням вимог пожежної безпеки і санітарно-гігієнічних норм під час електрогазозварювальних робіт.

6.35. До виконання електрозварювальних робіт допускаються особи, які досягли 18-річного віку, визнані придатними для цієї роботи медичною комісією, пройшли спеціальне навчання з безпечних методів і прийомів ведення робіт та мають не нижче ніж II кваліфікаційну групу з електробезпеки.

6.36. Електрообладнання і металеві будки станції гідроприводу і штурвалів ручної фіксації плашок превенторів повинні бути заземлені.

6.37. У місцях постійного переходу людей над викидними лініями противикидного обладнання повинні встановлюватися перехідні містки завширшки не менше ніж 1 м та з перилами заввишки не нижче ніж 1 м.

6.38. Земляні амбари в кінці викидних ліній устьового і противикидного обладнання при висоті обвалування менше ніж 1 м повинні огороджуватися.

6.39. Роботи з опресування в темний час доби проводяться за умови виконання вимог освітленості згідно з ДБН В.2.5-28:2018.

6.40. У процесі опресування забороняється присутність людей біля противикидного обладнання, що перебуває під тиском.

Перед початком опресування обслуговуючий персонал, що безпосередньо не бере участі у виконанні робіт, необхідно вивести в безпечне місце.

7.1. Роботи з освоєння і випробування свердловин можуть розпочинатися в разі забезпечення таких умов:

висота підняття цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідає вимогам охорони надр, результати опресування обсадної колони відповідають проєкту;

експлуатаційна колона прошаблонована, опресована сумісно з колонною головкою і превенторною установкою та герметична;

устя з превенторною установкою, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані та обв'язані відповідно до затвердженої схеми.

7.2. Устя свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони перфораційними системами, що спускаються на кабелі, повинно бути обладнано превенторною установкою або перфораційною засувкою за затвердженою схемою, а свердловина заповнена буровим розчином або іншою рідиною перфорації з густиною, яка відповідає вимогам підпункту 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил.

Перфораційна засувка повинна мати дистанційне керування штурвалом і бути опресована на її робочий тиск до встановлення на свердловину, а після встановлення на устя повинно бути проведено її опресування на тиск, який становить не менше ніж 110 % очікуваного на усті.

Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в робочому проєкті і плані робіт на освоєння свердловини.

Геофізичний загін повинен мати пристрій для рубання кабелю і його утримання. Лебідка каротажного підйомника повинна мати покажчик навантаження на кабель.

7.3. Під час перфорації виконавцем робіт повинно бути встановлено спостереження за рівнем рідини на усті свердловини. Його зниження не допускається.

7.4. Перед установленням на усті свердловини фонтанні арматури опресовуються в зібраному вигляді на величину робочого тиску, а після встановлення - на тиск опресування обсадної колони.

7.5. Стійкість привибійної зони пласта та збереження цементного кільця забезпечуються допустимою депресією, величина якої встановлюється підприємством за погодженням із замовником з урахуванням проєктних рішень і фактичного стану кріплення.

7.6. Приплив флюїду з пласта викликається шляхом створення регламентованих депресій за рахунок заміни бурового розчину на розчин меншої густини, технічну воду, дегазовані вуглеводні, пінні системи, інертні гази.

7.7. Зниження рівня рідини в експлуатаційній колоні за допомогою свабування, використання свердловинних насосів, нагнітання інертного газу, пінних систем або природного газу від сусідньої свердловини здійснюється відповідно до інструкцій з безпечного ведення робіт, розроблених підприємством. У разі використання повітря для зниження рівня рідини необхідно дотримуватися заходів щодо запобігання утворенню вибухонебезпечних сумішей (наприклад, застосування рідинних або газових роздільних пробок тощо). Ці заходи розробляються для конкретних ситуацій (залежно від типу, глибини свердловини, її стану тощо).

7.8. Глибинні вимірювання в свердловинах з надлишковим тиском на усті допускаються тільки із застосуванням лубрикаторів, параметри яких повинні відповідати умовам роботи свердловини.

7.9. Для кожної свердловини, що підлягає освоєнню, складається план з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи і призначаються відповідальні особи щодо його виконання. План затверджується технічним керівником бурового підприємства і погоджується із замовником.

8.1. Бурові підприємства щороку на підставі аналізу аварійності розробляють, доповнюють або переглядають та затверджують у встановленому порядку заходи щодо запобігання аваріям та ускладненням під час спорудження свердловин, що враховують геологічні властивості регіону, технічний стан бурового обладнання та специфіку буріння.

8.2. Для розслідування причин аварій, ускладнень, а також розроблення планів їх попередження та ліквідації бурове підприємство утворює постійно діючу комісію під керівництвом головного інженера.

Для розслідування причин аварій та розроблення планів ліквідації складних аварій до роботи комісії можуть залучатися представники проєктних та науково-дослідних організацій.

8.3. Ліквідація аварії проводиться під безпосереднім керівництвом відповідального технічного керівника згідно із затвердженим підприємством планом.

Перед початком ліквідації аварії бурова бригада повинна бути ознайомлена з планом робіт, а з виконавцями проведено цільовий інструктаж та перевірку знань з питань охорони праці з відповідним оформленням у журналі інструктажів.

8.4. Переривати процес ліквідації аварії і відволікати бурову бригаду та інженерно-технічний персонал на інші роботи забороняється.

8.5. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт забороняється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (при ліквідації можливих ГНВП та після виклику припливу), а також проникних непродуктивних пластів.

8.6. Під час тривалих зупинок або простоїв свердловин з розкритими, схильними до текучості породами бурильний інструмент повинен бути піднятий у башмак обсадної колони; періодично слід проводити шаблонування, а в разі потреби - проробку відкритого стовбура до вибою. Періодичність проробок установлюється технологічною службою бурового підприємства.

8.7. Звільнення прихопленого бурового інструменту та колони НКТ торпедуванням необхідно проводити за спеціальним планом, погодженим з геофізичною службою, відповідно до вимог Правил безпеки під час поводження з вибуховими матеріалами промислового призначення, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 12 червня 2013 року № 355, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 05 липня 2013 року за № 1127/23659 (далі - наказ № 355).

Після звільнення прихопленого бурового інструменту та (або) колони НКТ необхідно провести їх дефектоскопію.

8.8. Перед спуском у свердловину ловильного інструменту необхідно скласти ескіз компоновки із зазначенням необхідних розмірів.

8.9. Для розбурювання внутрішніх деталей муфт ступеневого цементування стикувальних пристроїв, елементів оснастки в обсадних колонах необхідно застосовувати буровий інструмент (долото, фрез тощо), конструкція якого запобігає руйнуванню обсадної колони від дії бокового армування.

8.10. До виконання робіт на свердловинах з можливими ГНВП допускаються робітники та інженерно-технічні працівники, які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації ГНВП.

8.11. Розкриття продуктивних горизонтів у розвідувальних і пошукових свердловинах і родовищах з АВПТ дозволяється проводити після перевірки і встановлення готовності бурової до виконання даних робіт комісією під керівництвом технічного керівника бурового підприємства за участю представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.

8.12. Перед розкриттям горизонтів з можливими флюїдопроявами буровому підприємству необхідно розробити заходи щодо запобігання ГНВП і провести:

інструктаж членів бурової бригади щодо практичних дій при ліквідації ГНВП;

перевірку технічного стану бурового станка, ОП, інструменту, КВП;

оцінку готовності об'єкта оперативно обважнювати буровий розчин, поповнювати його запас шляхом приготування або доставки на свердловину.

8.13. До і після розкриття горизонтів з АВПТ при відновленні промивання свердловини після СПО, геофізичних досліджень, ремонтних робіт, простоїв необхідно починати контроль густини, в'язкості бурового розчину та вмісту газу одночасно з відновленням циркуляції.

8.14. При розкритих продуктивних горизонтах підйом бурильної колони із свердловини за наявності сифона або поршнювання забороняється.

8.15. На родовищах, де можливі прояви пластового флюїду з вмістом сірководню або інших агресивних і токсичних компонентів, бурові бригади додатково навчаються безпечним методам роботи.

8.16. Роботи з ліквідації відкритого фонтана необхідно проводити за окремим планом.

8.17. Вантажопідіймальність підйомного агрегату, бурової вишки (щогли), допустиме вітрове навантаження повинні відповідати максимальним навантаженням, очікуваним у процесі проведення аварійних робіт.

1.1. Проєкт облаштування родовища повинен передбачати заходи з попередження аварій і локалізації їх наслідків на об'єкті проєктування та об'єктах, що знаходяться безпосередньо в районі розміщення об'єкта проєктування.

Під час розроблення заходів ураховують джерела небезпеки, чинники ризику, умови виникнення аварій та їх сценарії, чисельність та розміщення виробничого персоналу, а також передбачають такі організаційні та інженерні рішення щодо:

запобігання розгерметизації обладнання і викидів небезпечних речовин в обсягах, що є небезпечними для виробничого персоналу та навколишнього природного середовища;

установлення систем контролю загазованості, виявлення вибухонебезпечних концентрацій небезпечних речовин;

попередження та локалізації аварій, пов'язаних із викидами небезпечних речовин;

забезпечення безпеки виробничого персоналу;

установки систем автоматизованого регулювання, блокування, сигналізації та безаварійної зупинки виробничих процесів;

забезпечення протиаварійної стійкості пунктів і систем управління виробничими процесами, безпеки персоналу та можливості керування процесами під час аварії;

можливості підключення МКС та УПГ до ділянок промислових газопроводів;

складання резервних джерел енергопостачання, вентиляції і водопостачання, систем зв'язку і матеріалів для ліквідації наслідків аварій на об'єкті проєктування;

систем фізичного захисту та охорони небезпечного виробничого об'єкта від стороннього втручання, облаштування і розміщення контрольно-пропускних пунктів, що повинні забезпечити можливість оперативної аварійної евакуації персоналу, з урахуванням напрямку вітру;

систем оповіщення про аварії;

забезпечення безперешкодного входу і пересування на об'єкті проєктування спеціалізованих аварійно-рятувальних служб і формувань.

У проєктній документації на нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт і технічне переоснащення об'єкта проєктування повинні бути передбачені заходи, що забезпечують:

безпеку життя і здоров'я людей, що знаходяться в межах зон шкідливого впливу робіт, що виконуються;

повний, комплексний і безпечний видобуток вуглеводнів;

збереження свердловин у консервації для їх ефективного господарського використання в майбутньому;

охорону навколишнього природного середовища, будівель і споруд від негативного впливу робіт, що виконуватимуться.

Проєктна документація на облаштування родовища повинна забезпечити оптимальну розробку родовищ відповідно до технологічної схеми розробки, підготовки всіх видів вуглеводневої сировини до транспортування та промислової переробки. Структура та оформлення проєктної документації на розробку родовищ вуглеводнів повинні відповідати вимогам Правил розробки нафтових і газових родовищ, затверджених наказом Міністерства екології та природних ресурсів України від 15 березня 2017 року № 118, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02 червня 2017 року за № 692/30560.

Для об'єктів проєктування і реконструкції повинна здійснюватися оцінка рівня теплової, ударної, токсичної, радіаційної та інших видів дії на персонал і навколишнє середовище під час експлуатації та в разі можливих аварійних ситуацій. За результатами цієї оцінки визначають рівень автоматизації технологічних процесів, технічні засоби захисту і необхідні захисні зони.

Проєктна документація на облаштування родовища розробляється на основі вихідних даних, що видається надрокористувачем.

Проєктна документація на облаштування родовища повинна передбачати:

автоматизацію об'єктів, що виключає необхідність перебування персоналу на об'єкті і забезпечує повноту збору інформації про його роботу в пунктах управління технологічним процесом;

систему неруйнівного контролю несучих конструкцій та антикорозійного захисту обладнання, трубопроводів, несучих конструкцій;

багаторівневу систему запобіжних пристроїв, що спрацьовують під час виникнення аварійних ситуацій;

виконання розрахунків рівнів можливих надзвичайних ситуацій, у тому числі показників вибухопожежонебезпеки і токсичності об'єкта;

герметизовану (закриту) систему збору та внутрішньопромислового транспортування продукції з повним використанням нафти, газу і супутніх компонентів, їх утилізацію з місць аварійних витоків;

розміщення об'єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ із забезпеченням допустимих (найменших) відстаней до об'єктів сусідніх підприємств та до інших об'єктів наземної частини родовища;

порядок рекультивації порушених і забруднених земель;

створення і оснащення необхідними технічними засобами, автономною системою аварійного зв'язку та оповіщення для оперативного інформування персоналу і населення про можливу небезпеку;

створення і забезпечення необхідними технічними засобами автоматизованої системи контролю повітряного середовища з метою забезпечення безпечних умов праці і раннього виявлення можливих аварійних викидів;

забезпечення персоналу індивідуальними газоаналізаторами для мікроконтролю повітряного середовища робочої зони, індивідуальними і колективними засобами захисту від впливу шкідливих речовин.

Для кожного з основних організаційно-технічних рішень, спрямованих на забезпечення безпеки персоналу на період можливих аварій, у проєктній документації повинні бути обґрунтовані та визначені конкретні типи і кількість необхідних приладів, матеріалів та обладнання, а також місця і спеціальні споруди для їх розміщення, експлуатації та обслуговування.

Розміщення установок, трубопроводів та інженерних мереж повинно здійснюватись із дотриманням законодавчих та інших нормативно-правових актів у галузі охорони природних ресурсів та охорони навколишнього природного середовища.

1.2. Для кожного технологічного процесу проєктною організацією повинен складатися, а нафтогазодобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент, що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт.

2.1. Закінчені спорудженням об'єкти нафтогазодобувної промисловості приймаються в експлуатацію робочою комісією підприємства за участю представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, згідно із законодавством.

2.2. Уведення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд необхідно проводити разом із системами зв'язку, телемеханіки, енерго-, паро-, водопостачання, вентиляції, контролю загазованості, пожежогасіння, захисту навколишнього природного середовища, які передбачені проєктною документацією.

2.3. Забороняється експлуатація об'єктів, не прийнятих в експлуатацію робочою комісією підприємства за участю представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

3.1. Колтюбінгові установки призначені для:

1) проведення робіт з капітального і поточного ремонту;

2) освоєння та інтенсифікації видобутку нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті;

3) демонтажу ФА і підйому колони НКТ;

4) відновлення прохідності колони НКТ/вибою (депарафінізація колони НКТ);

5) очищення стінок колони НКТ/додаткових експлуатаційних колон; (відновлення прохідності з використанням вибійного двигуна; промивання вибою);

6) освоєння свердловин з допомогою дотискуючої компресорної станції, азотної генераторної установки та пристрою для освоєння свердловин;

5) установлення динамічних кислотних ванн та проведення кислотних обробок та цементних мостів;

6) закачування хімреагентів у привибійну зону пласта (обробка привибійної зони);

7) дослідницькі роботи з використанням програмованих глибинних приладів;

8) вимивання піщаних, піщано-гідратних пробок та буріння гвинтовим двигуном під час виконання робіт з КРС.

3.2. Підготовка площадки, монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватися 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 з питань охорони праці за програмою спеціального навчання щодо експлуатації зазначеного обладнання відповідно до вимог наказу № 15.

3.2.1. На період проведення робіт колтюбінговою установкою на свердловині дозволяється проводити експлуатацію свердловини по затрубному простору.

3.3. Вимоги до колтюбінгової установки:

перед початком роботи БДТ повинна бути оснащена зворотним клапаном при виконанні робіт на незаглушеній свердловині;

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;

перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт;

агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превенторів та установки в цілому;

до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинні виконуватися ревізія превенторів, механізму подачі БДТ і визначатися ділянки зносу та втоми металу труби;

при температурі повітря нижче ніж 0° C з урахуванням фізичних властивостей робочого агента після закінчення робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання "заморожуванню" БДТ (продувка азотом, іншим інертним газом або заміщення робочого агента незамерзаючою рідиною).

3.3.1. Необхідно забезпечити на свердловині аварійний запас рідини глушіння в об'ємі свердловини та додатково об'єм згідно з вимогами пункту 12.12 глави 12 розділу VI цих Правил. При пакерному компонуванні запас такої рідини глушіння встановлюється в подвійному об'ємі ліфта колони НКТ. Необхідно забезпечити монтаж, опресовку нагнітальних ліній та постійне знаходження на свердловині тампонажної техніки.

3.4. Снабінгові установки призначені для проведення робіт з освоєння, капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті.

3.5. Підготовка майданчика, монтаж і експлуатація снабінгових установок повинні виконуватися 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 снабінгових установок виконуються персоналом, який пройшов навчання у встановленому порядку. Під час виконання робіт слід мати на свердловині запас бурового розчину в об'ємі свердловини.

Перед монтажем снабінгової установки необхідно:

перевірити на приплив ущільнення "трубної підвіски" ФА з наступним установленням манометра та контролем тиску протягом 6 годин. (допускається підвищення тиску не більше ніж 0,5 МПа протягом 6 годин);

забезпечити на свердловині аварійний запас рідини глушіння в об'ємі свердловини та додатково об'єм згідно з вимогами пункту 12.12 глави 12 розділу VI цих Правил. Забезпечити монтаж, опресування нагнітальних ліній та постійне знаходження на свердловині насосного агрегату з відповідними параметрами;

провести промислово-геофізичні дослідження свердловини (термометрія, ГК, товщинометрія та дефектометрія) з метою визначення стану спущеної колони труб;

провести герметизацію трубного простору, встановивши подвійний бар'єр. Після встановлення першого бар'єра перевірити на приплив флюїду з трубного простору з наступним встановленням манометра та контролем тиску протягом 6 годин (допускається підвищення тиску не більше ніж 0,5 МПа протягом 6 годин). Не допускається підвищення тиску в трубному просторі.

Перед початком спуску в низу колони труб необхідно встановити два бар'єри на відстані не менше ніж 3 м один від одного, але на різних елементах колони труб та опресовані на тиск 1,1 від пластового тиску. Бар'єри можуть бути різними, але при компонуванні повинні бути обов'язково встановлені два профілі X та XN.

Під час роботи снабінгової установки, для зменшення устьових тисків, допускається експлуатація свердловини на систему збору по затрубному простору.

3.6. Вимоги до снабінгової установки:

снабінгова установка повинна бути укомплектована аварійними і робочими превенторами;

перед початком робіт у превенторах встановлюються плашки, які відповідають розміру колони труб, що знаходяться у свердловині;

проводиться опресування до встановлення на устя свердловини вузлів, які не можна буде опресувати на усті свердловини;

після монтажу аварійних і робочих превенторів здійснюється їх опресовка на тиск згідно з планом робіт, але не вище ніж робочий;

агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превентора та установки в цілому;

до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинна виконуватися ревізія всіх вузлів і агрегатів.

Перевірка обладнання та тиску у трубному просторі виконується перед початком робочої зміни.

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 колони НКТ визначаються технологічною схемою розробки родовища та уточнюються в процесі його експлуатації.

4.3. Експлуатація свердловин здійснюється по трубному простору. Допускається експлуатація свердловин по затрубному просторі за відповідного техніко-економічного обґрунтування та за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

4.4. Конструкція колонних головок, ФА, схеми їх обв'язки повинні забезпечувати безпечні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного та міжколонного просторів, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю тиску і температури в трубному, затрубному та міжколонному просторах та в бокових відводах.

4.5. Робочий тиск ФА визначається проєктом на влаштування свердловини.

4.6. Опресування ФА в зібраному стані до встановлення на усті слід проводити на максимальний робочий тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, а після встановлення на усті свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони. Після демонтажу слід провести її ревізію, технічне обслуговування згідно з вимогами паспортних даних та опресувати на робочий тиск. Якщо проводилися ремонтні роботи (зварювальні, токарні роботи), слід провести випробування ФА на пробний тиск згідно з вимогами заводу-виробника, а після встановлення на усті свердловини слід провести опресування ФА на 10 % очікуваного статичного тиску на усті, але не більше ніж очікуваний тиск опресування експлуатаційної колони.

4.7. Під час проведення 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 - свердловинний пакер або інші засоби, що забезпечують захист обладнання від дії тисків вище ніж допустимі.

4.8. ФА повинна оснащуватися підприємством-виробником запірною арматурою, а за вимогою замовника - також дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним керуванням. Допускається встановлення в обв'язці ФА нерегульованих дроселів для забезпечення необхідного режиму експлуатації свердловини.

Корпуси запірної арматури та дроселів повинні бути суцільними (вилитими, штампованими, кованими). Не допускається застосування запірної арматури і дроселів, що мають зварний корпус. Засувки повинні мати індикатор для забезпечення візуального контролю положення затвору засувки.

4.9. Залежно від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватися ФА у відповідному виконанні:

нормальна - Н (для температур від - 40° C до + 120° C);

холодостійка - ХЛ (для температур від - 50° C до + 120° C);

термостійка - Т (для температур від - 40° C до + 150° C і вище);

корозійностійка - К1 (при об'ємному вмісті CO2 до 6 %);

корозійностійка - К2 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 6 %);

корозійностійка - К3 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 25 %).

4.10. Обв'язка устя експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проєкту і повинна забезпечувати:

можливість роботи як по колоні НКТ, так і по затрубному просторі;

автоматичне відключення свердловин із статичним устьовим тиском понад 10 МПа у разі розриву шлейфа або збільшення тиску в ньому вище ніж допустимий;

можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;

захист шлейфа (встановлення запобіжних клапанів) від перевищення тиску вище ніж розрахунковий у разі, якщо шлейф розраховано на тиск нижчий ніж статичний устьовий;

можливість проведення робіт з періодичного дослідження і КРС;

можливість закачування інгібіторів, ПАР або розчинів для глушіння свердловини;

проведення контролю тиску в колоні НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;

відведення газу на факел під час продувки свердловини, шлейфа;

можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;

установлення температурних компенсаторів на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80° C і вище.

4.11. Для обв'язки устя свердловини повинні використовуватися 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 проєктом для демонтажу обв'язки устя свердловини при підготовці її до КРС.

4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис. м-3/добу газу і більше, розташовані на відстані менше ніж 500 м від населеного пункту, оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан-відсікач, циркуляційний клапан та інше), що в разі аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до устя свердловини.

4.13. У процесі роботи свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапани-відсікачі повинні експлуатуватися відповідно до інструкції підприємства-виробника.

4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей ФА під тиском забороняється. В аварійних ситуаціях ці роботи виконуються спеціалізованими аварійно-рятувальними службами.

4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проєкту і плану, який затверджений технічним керівником підприємства.

4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона та 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 земельної ділянки повинна бути вирівняна. Для нафтових свердловин з метою локалізації витоків необхідно влаштувати обвалування або інші заходи, якщо це передбачено проєктом.

На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС (поточного ремонту свердловин) та площадка для встановлення пристрою для змотування та вимотування талевого канату.

4.20. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватися програмою досліджень та інструкціями. Указані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу.

4.21. НКТ та інше технологічне обладнання, які внаслідок експлуатації зазнали додаткового радіоактивного забруднення радіонуклідами природного походження, належать до ТПДПП у разі перевищення рівнів звільнення радіоактивних матеріалів від регулюючого контролю, встановлених нормами та правилами з радіаційної безпеки.

Ці НКТ та інше обладнання, що за своїми технічними параметрами не може бути використане за призначенням, можуть тимчасово зберігатися на об'єктах нафтогазодобувної промисловості на спеціально обладнаних майданчиках з твердим покриттям, без доступу сторонніх осіб, з установленням знаків радіаційної небезпеки згідно з ДСТУ EN ISO 361:2020, з подальшою передачею їх суб'єктам господарювання, які володіють відповідною дозвільною документацією, обладнанням та технологіями для їх дезактивації з метою подальшого використання як вторинних ресурсів або для довгострокового зберігання.

4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за:

технічним станом обладнання;

змінами в часі робочих дебітів тисків на усті та температур;

наявністю міжколонних тисків.

5.1. Устя свердловини обладнується запірною арматурою та пристроєм для ущільнення штока. Схема обв'язки устя свердловини повинна забезпечувати замірювання тиску на усті, відбирання газу із затрубного простору, проведення досліджень.

5.2. Конструкція сальникового пристрою повинна дозволяти заміну ущільнення штока за наявності тиску в свердловині.

5.3. Під час виконання робіт, пов'язаних із зупинкою верстата-качалки, електродвигун повинен бути вимкнутий, контрвантажі повинні бути опущені в нижнє положення і заблоковані гальмовим пристроєм, а на пусковому пристрої встановлений попереджувальний знак "Не вмикати - працюють люди!".

5.4. На свердловинах з автоматичним і дистанційним керуванням верстатів-качалок на видному місці повинні бути розміщені попереджувальні знаки "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 таким чином, 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 ніж 20 см.

5.8. Рама верстата-качалки повинна бути зв'язана з кондуктором (проміжною колоною) не менше ніж двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях до кондуктора (проміжної колони) і рами.

Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше ніж 100 мм-2, товщина стінок профільної сталі - не менше ніж 4 мм, діаметр круглих заземлювачів - 16 мм.

Заземлювальні провідники, що з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором (проміжною 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 підноситися над рівнем площадки обслуговування не більше ніж на 1 м.

6.1. Прохідний отвір для силового кабелю в устьовій арматурі повинен мати герметичне ущільнення.

6.2. Свердловини, які експлуатуються з використанням заглибних насосів, можуть обладнуватися вибійними клапан-відсікачами, що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння.

У разі відсутності клапана-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 ФА 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, у тому числі 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 та налагодження повинен виконувати електротехнічний персонал.

6.6. Кабельний ролик повинен підвішуватися на щоглі підйомного агрегату за допомогою ланцюга або на спеціальній підвісці. Цей пристрій повинен бути випробуваний на максимальну вантажопідіймальність.

6.7. Кабель, пропущений через ролик, при СПО не повинен торкатися елементів конструкції вантажопідіймальних 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.

7.1. Приміщення технологічного блока установки повинно мати:

постійну примусову вентиляцію, що забезпечує восьмикратний повітрообмін по повному внутрішньому об'єму приміщення протягом години;

температуру в блоках не нижче ніж 5° C, рівень шуму не більше ніж 80 дБ, швидкість вібрації не більше ніж 2 мм/с.

7.2. Перед входом до приміщення технологічного блока необхідно:

перевірити загазованість приміщення і стан системи вентиляції;

увімкнути освітлення;

переключити систему газового пожежогасіння з режиму автоматичного пуску на ручний.

7.3. У разі виникнення 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 та 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 (у разі автоматизації і телемеханізації промислів).

8.1. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини ПАР, кислоти та інші реагенти) з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення, повинні обладнуватися наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.

8.2. На усті нагнітальних свердловин повинна встановлюватися ФА, робочий тиск якої повинен бути не нижчим за максимально очікуваний тиск нагнітання.

До встановлення на устя ФА повинна випробовуватися 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 в разі аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.

8.4. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини повинно здійснюватися тільки через колону НКТ.

Конструкція колони НКТ повинна визначатися на основі розрахунків, які проводяться відповідно до чинних інструкцій і методик. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів під час проведення дослідних робіт.

8.5. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини при тисках на усті понад тиск, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватися через колону 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 спускатися 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 устьового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тиском і температурою закачувальних 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, устьова арматура і колона НКТ 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 колони 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 встановлені 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 проводитися промислові дослідження і контролюватися такі параметри:

склад газу, який надходить на УКПГ;

час прориву сухого газу до вибою видобувних свердловин;

фізико-хімічні властивості (густина, молекулярна маса, фракційний склад) вилученого з газу конденсату;

кількість газу і конденсату, які видобуваються з кожної видобувної свердловини (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);

кількість сухого газу або води, які закачуються в кожну нагнітальну свердловину (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);

поточний Рпл у пласті (щоквартально);

тиск газу на усті нагнітальних свердловин (щодобово);

зміна положення газоводяного контакту в часі.

9.1. Види, періодичність і обсяг досліджень експлуатаційних (видобувних і нагнітальних) свердловин установлюються на підставі затверджених технічних документів, розроблених відповідно до проєкту розробки даного родовища.

9.2. Випробування та дослідження свердловин повинні виконуватись у світлий час доби під керівництвом відповідальної особи.

Дозволяється проведення робіт з випробування та дослідження свердловини в темний час доби за умови дотримання вимог освітленості згідно з вимогами нормативних документів.

9.3. Спускання глибинних приладів і пристроїв на тросі (канаті, дроті, кабелі) у свердловину, яка перебуває під тиском, повинно здійснюватися лише в разі встановленого на усті свердловини лубрикатора з відповідними герметизуючими пристроями.

За відсутності тиску на усті під час ремонту свердловин, коли свердловина заповнена розчином, дозволяється спускати глибинні прилади і пристрої без лубрикатора.

9.4. СПО з геофізичними приладами необхідно проводити із застосуванням лебідки з приводом, який забезпечує обертання барабана з канатом у необхідних діапазонах швидкостей, і направляючим роликом для тросу (канату, дроту, кабелю).

9.5. Після встановлення на свердловині лубрикатор піддається випробуванню тиском устя свердловини.

Лубрикатор періодично, але не рідше ніж один раз на 6 місяців, піддається гідравлічному випробуванню на тиск, що на 10 % перевищує його робочий тиск, зазначений у паспорті.

У процесі монтажу і демонтажу лубрикатора глибинний прилад повинен установлюватися на повністю закриту буферну засувку.

Перед вилученням глибинного приладу з лубрикатора тиск у ньому повинен бути знижений до атмосферного через запірний пристрій, установлений на вводі.

Під час проведення досліджень з використанням лубрикатора необхідно встановлювати на устьовому фланці направляючий ролик для кабелю.

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.

10.1. 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:

обладнані зворотними клапанами;

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 ніж 25 м від устя свердловини і не менше ніж 10 м від іншого обладнання.

10.4. При пропарюванні викидного трубопроводу підходити до нього і до устя свердловини на відстань менше ніж 10 м забороняється.

10.5. Розпалювання парового котла і підігрівача нафти повинно проводитися відповідно до інструкції з експлуатації підприємства-виробника.

10.6. Для подачі теплоносія під тиском більше ніж 1 МПа (10 кгс/см-2) забороняється застосовувати гумові рукави.

10.7. Шланг для подавання пари до колони НКТ, укладених на містках, повинен бути обладнаний спеціальними наконечниками.

10.8. Скребок у свердловину повинен спускатись і підніматись через лубрикатор, який установлений на фонтанній арматурі.

Дріт, на якому спускається скребок, повинен пропускатися через ролик, прикріплений до лубрикатора. Дріт повинен мати сертифікат відповідності.

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 проєкту і плану, затверджених нафтогазодобувним підприємством. У плані повинні бути зазначені порядок підготовчих робіт, схема розміщення обладнання, технологія проведення процесу, заходи безпеки, відповідальний керівник робіт.