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 обслуговуючий персонал повинен бути виведений за межі небезпечної зони. Ліквідація пропусків під тиском забороняється.
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 забороняється.
11.1.7. Обробка привибійної зони, інтенсифікація припливу і підвищення нафтовіддачі пластів у свердловинах з негерметичними колонами і заколонними перетоками забороняється. Зазначені операції можуть бути проведені при використанні обладнання з пакером, що ізолює місце негерметичності колони від впливу реагентів, які використовуються під час таких технологічних процесів.
11.1.8. На період теплової і комплексної обробки навколо свердловини та 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 розміщуватися на відстані не менше ніж 25 м від устя свердловини. Агрегати встановлюються кабінами від устя свердловини та оснащуються іскрогасниками.
11.1.10. Технологічні режими ведення робіт і конструктивне виконання агрегатів та установок повинні унеможливлювати 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 чинними документами щодо експлуатації та ремонту технологічних трубопроводів під тиском до 10,0 МПа (100 кгс/см-2).
11.2. Закачування розчинів та хімічних реагентів
11.2.1. Роботи повинні виконуватися з використанням необхідних ЗІЗ і відповідно до вимог інструкції та цих Правил.
11.2.2. На місці проведення робіт із закачування агресивних хімічних реагентів (сірчаної, соляної, азотної, фторної кислоти та ін.) повинен бути:
аварійний запас спецодягу, спецвзуття та інші ЗІЗ;
запас чистої прісної води;
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. У разі вмісту в повітрі закритого приміщення парів агресивних хімічних реагентів вище ніж ГДК та порушення герметичності нагнітальної системи роботи повинні бути припинені.
11.2.6. Завантаження термореактора магнієм повинно проводитися 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. Забороняється під час продування свердловини або ділянки нагнітального трубопроводу перебувати ближче ніж 20 м від зазначених ділянок.
11.3.3. Необхідно вести постійний контроль повітряного середовища робочої зони.
У разі вмісту в повітрі закритого приміщення діоксиду вуглецю вище ніж ГДК (0,5 об. %) та порушення 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 в 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 наказу № 333.
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, повинно 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 ПЛЛА.
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 в разі припинення 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 та 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, повинно 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. Збирання і випробування вибійного електронагрівника шляхом підключення до джерела струму повинні проводитися в електроцеху.
Забороняється 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 проводитися при герметизованому усті з використанням спеціального лубрикатора.
11.6.3. Перед установленням опорного затискача на кабель-трос електронагрівника устя свердловини повинно 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 наказу № 355.
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 установлюється в лубрикатор лише при закритій центральній засувці. Пристрій, що спускається, не повинен торкатися плашок засувок. Робота повинна виконуватися двома особами.
11.7.5. Підключення спущеного у вибій свердловини порохового генератора або акумулятора тиску до приладів керування та електромережі проводиться в такій послідовності:
герметизація устя свердловини;
підключення електрокабелю гірлянди зарядів до трансформатора (розподільного щитка);
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;
установлення коду приладів підключення в положення "вимкнуто";
підключення кабелю електромережі до трансформатора або приладів керування;
подача електроенергії на прилади керування;
вмикання електроенергії на гірлянду із 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 виконуватися 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 забороняється.
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 таким чином, 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 устьової 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 проводитися за планом, затвердженим технічним керівником підприємства.
У плані повинні передбачатись усі необхідні види робіт і технічні засоби, що забезпечують безпеку і захист навколишнього природного 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 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, порядок дій з локалізації і ліквідації аварій.
12.4. До встановлення установки для ремонту свердловин на усті свердловина повинна бути заглушена. Глушіння повинно проводитися 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 ГНВП при пластових тисках, нижчих від гідростатичного.
Сфери застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Pабс), парціального тиску сірководню ( див. зображення) та його концентрації ( див. зображення) для багатофазного флюїду "нафта-газ-вода" з газовим фактором менше ніж 890 нм-3/м-3 визначено в додатку 11 до цих Правил.
Сфери застосування обладнання у стандартному і стійкому до сульфідно-корозійного розтріскування виконанні залежно від абсолютного тиску (Pабс), парціального тиску сірководню ( див. зображення) та його концентрації ( див. зображення) для вологого газу або обводненої нафти з газовим фактором більше ніж 890 нм-3/м-3 визначено в додатку 12 до цих Правил.
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 центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
Свердловини, у продукції яких міститься сірководень у кількостях, що перевищує межі, установлені в додатках 11 і 12 до цих Правил, повинні бути заглушені розчином, що містить нейтралізатор сірководню.
За умови використання снабінгової установки свердловина не підлягає попередньому глушінню. У трубному просторі HKT встановлюється спеціальний герметизуючий вузол (ізолююча пробка тощо). Перед проведенням робіт обов'язково проводиться товщинометрія колони НКТ.
12.5. Розміщення агрегатів, обладнання, пристроїв та облаштування площадок у зоні робіт здійснюються відповідно до схеми і технічних регламентів, затверджених технічним керівником підприємства.
12.6. Вантажопідіймальність 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.
Установка для ремонту свердловин повинна відповідати таким вимогам:
1) щогла підйомника повинна закріплюватися відтяжками зі сталевого каната. Число, діаметр і місце кріплення відтяжок повинні відповідати технічній документації агрегату;
2) у трансмісії приводу лебідки повинен використовуватися обмежувач вантажопідіймальності на гаку (якщо він передбачений конструкцією і поставляється підприємством-виробником);
3) підйомник повинен мати автоматичний обмежувач висоти підняття талевого блоку з блокуванням руху барабана лебідки (протизатягувач талевого блоку під кронблок);
4) підйомник повинен мати:
а) прилади, що дають змогу встановлювати шасі в горизонтальне положення;
б) пристрій для фіксації талевого блоку і захисту щогли від ушкоджень при пересуванні;
5) система підняття щогли повинна мати дистанційне керування і забезпечувати безпеку в разі відмови елементів гідрообладнання;
6) підйомник повинен бути оснащений світильниками у вибухобезпечному виконанні, які забезпечують освітленість згідно з чинними нормами;
7) підйомник повинен бути оснащений іскрогасниками двигунів внутрішнього згорання та засувками екстреного перекриття доступу повітря в двигун (повітрозбірник);
8) підйомник повинен бути оснащений дистанційним пристроєм аварійного відключення двигуна з пульта бурильника (заслінкою екстреного перекриття доступу повітря в двигун);
9) підйомник повинен бути оснащений усім необхідним для освітлення робочих місць, трансформатором-випрямлячем постійного струму на 24 В, пристроєм для підзарядки акумуляторів і аварійним освітленням;
10) 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;
11) підйомник повинен бути оснащений гідравлічними опорними домкратами з фундаментними блоками під них;
12) 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 СПО з установленням інструменту за "палець" балкона, якщо це передбачено конструкцією та підприємством-виробником;
13) підйомник повинен мати спеціальні пристрої для підвіски машинних ключів, для підвіски гідравлічного ключа та пристрій для розкріплення бурильних труб;
14) пневмосистема підйомника повинна бути оснащена осушувачем повітря згідно з технічною документацією підприємства-виробника;
15) гальмівна система лебідки повинна мати систему охолодження, якщо це передбачено підприємством-виробником;
16) підйомник вантажопідіймальністю 70 т і більше повинен мати допоміжні гальма, які забезпечують спуск номінальної ваги зі швидкістю не більше ніж 2 м/с;
17) основні гальма повинні бути обладнані блокувальним пристроєм гальм у неробочому стані;
18) щогла підйомника повинна мати пристрій для підвішування шківа для тросів;
19) приймальні містки повинні мати посередині жолоб для викидання труб на приймальні стелажі;
20) 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;
21) після монтажу підйомника гвинтові домкрати встановлюються на передній і задній фундаментні блоки.
12.8. Після монтажу установки для ремонту свердловин, до початку її експлуатації, виконуються такі роботи:
випробування якорів установки з картограмою; випробування протизатягувача талевого блоку;
перевірка роботи пневмосистеми, КВП, наявності декларації на талевий канат і канат для підйому верхньої секції;
монтування показуючого пристрою індикатора ваги, який повинен перебувати в полі зору бурильника (машиніста підйомника) і мати незалежну фундаментну основу;
вимірювання опору заземлювальних пристроїв та опору ізоляції кабельних ліній заземлення обладнання і пристроїв (вимірювання опору розтікання на основних заземлювачах і заземленнях магістралей та устатковання).
Про виконані роботи між замовником та виконавцем робіт складається відповідний акт.
12.9. Уведення змонтованої установки для ремонту свердловин у 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 підприємства. Якщо вантажопідіймальність підйомника становить понад 70 т, у роботі комісії бере участь представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
Про введення змонтованого підйомника в роботу, попередньо, не менше ніж за п'ять робочих днів повідомляється центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
У разі неявки представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, комісія підприємства має право введення підйомника в експлуатацію самостійно (за умови наявності підтвердних документів про запрошення такого представника).
12.10. Свердловину, освоєння, капітальний та поточний ремонт якої здійснюється із застосуванням снабінгової установки та на якій планами робіт не передбачене проведення попереднього глушіння, після встановлення герметичного вузла, необхідно зупинити, зменшити тиск з трубного простору до атмосферного і витримати в часі не менше ніж шість годин. Допускається ріст тиску в трубному просторі не вище ніж 0,5 МПа.
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 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 та обв'язується з устям 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:
1) для газових свердловин - у кількості не менше ніж один об'єм свердловини;
2) для нафтових свердловин:
якщо глибина свердловини до 2000 м - 10 м-3;
якщо глибина свердловини до 3500 м - 15 м-3;
якщо глибина свердловини більше ніж 3500 м - 20 м-3.
12.13. Ремонт свердловин на кущі без зупинки сусідньої свердловини дозволяється за умови 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 ГНВП, 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 центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.
12.14. При ремонті газліфтних свердловин перед розміщенням обладнання нагнітання газу в свердловину, яка ремонтується, а також сусідніх свердловин ліворуч і праворуч (на період розміщення) припиняється. Забороняється встановлення обладнання і спецтехніки на діючих шлейфах газопроводів.
При ремонті свердловин у кущі з відстанню між центрами устя 1,5 м і менше сусідня свердловина зупиняється і глушиться.
12.15. Забороняється проведення робіт з монтажу, демонтажу і ремонту бурових вишок та щогл: у темний час доби без штучного освітлення, яке забезпечує безпечне ведення робіт; за швидкості вітру 15 м/с і більше; під час грози, сильного снігопаду, при ожеледі, зливі, тумані (з видимістю менше ніж 50 м).
12.16. У разі виявлення ГНВП устя свердловини повинно бути загерметизоване, а бригада повинна діяти відповідно до ПЛЛА.
12.17. При капітальному і підземному ремонті свердловини із застосуванням бурового обладнання необхідно керуватися вимогами розділу V цих Правил.
12.18. Перед ремонтом свердловини, обладнаної заглибним ЕВН, необхідно знеструмити кабель.
Для намотування і розмотування кабелю повинен використовуватися кабелеукладач.
12.19. Барабан з кабелем заглибного ЕВН повинен перебувати в зоні видимості з робочої площадки бурильника.
12.20. Забороняється чищення піщаних пробок желонкою у фонтанних свердловинах та свердловинах з можливими ГНВП, а також у свердловинах з наявністю сірководню.
12.21. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт забороняється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (після виклику припливу), а також в інтервалі проникних непродуктивних пластів, крім випадків необхідності проведення перфорації спеціальних отворів під час проведення робіт з ліквідації заколонних перетоків.
12.22. Технічний стан вишок та лебідок підіймального обладнання, виготовлених згідно з технологічними регламентами, які використовують під час капітального ремонту свердловин, визначають за результатами контролю параметрів, установлених технічною документацією.
Виконання ремонту щогл установок для освоєння та ремонту нафтових і газових свердловин необхідно виконувати відповідно до вимог технічної документації, до складу якої входять технічні умови на ремонт. Після ремонту щогла повинна пройти експертне обстеження (технічне діагностування) згідно з вимогами Порядку проведення технічного огляду, випробування та експертного обстеження (технічного діагностування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 травня 2004 року № 687.
12.23. Ремонт свердловини вважається завершеним після оформлення акта приймання-передавання свердловини з ремонту в цех видобування нафти і газу.
При капітальному і підземному ремонті свердловини із застосуванням бурового обладнання необхідно керуватися вимогами розділу V цих Правил.
13. Системи промислового та міжпромислового збору нафти і газу. Підготовка нафти і газу до транспортування
13.1. Загальні вимоги
13.1.1. Об'єкти і технологічні процеси збору та підготовлення нафти і газу, їх технічне оснащення, вибір систем керування і регулювання, місця розміщення засобів контролю, керування і протиаварійного захисту повинні визначатись проєктною документацією і забезпечувати безпеку виробничого персоналу та населення.
13.1.2. Система збору нафти і газу повинна бути закрита, а устя нагнітальних, спостережних і видобувних свердловин - герметичні.
13.1.3. Системи автоматизації технологічних процесів промислового і міжпромислового транспортування та/або підготовлення природного газу, газового конденсату та нафти повинні передбачати:
автоматичне відключення окремого обладнання, технологічної лінії, установки в разі аварійного відхилення робочого тиску від максимально допустимого для обладнання;
дистанційний контроль технологічних параметрів і реєстрацію основних параметрів технологічного процесу;
автоматичну сигналізацію аварійних параметрів технологічного процесу (тиск, температура, рівень тощо) з подачею генеруванням попереджувальних сигналів;
контроль загазованості повітряного середовища на об'єктах;
можливість зниження тиску в обладнанні шляхом короткочасного скидання газу з технологічних апаратів та трубопроводів у факельний колектор установки в разі виникнення аварійної ситуації;
на УППГ і ГТУ для збору нафти повинна бути передбачена можливість короткочасного скиду газу з технологічних апаратів та трубопроводів УПН у факельний колектор у разі виникнення аварійної ситуації на установці.
13.1.4. Скидати в атмосферу гази, які містять сірководень та інші шкідливі речовини у кількості, що перевищує ГДВ, без нейтралізації або спалювання забороняється.
У разі неможливості створення належних умов нейтралізації необхідно забезпечити додатковий комплекс заходів щодо унеможливлення викиду шкідливих речовин в атмосферу.
13.1.5. На об'єктах видобування/збирання/підготовлення/ транспортування нафти, газу повинна бути технологічна схема, затверджена технічним керівником підприємства. На технологічній схемі зазначається:
усе наявне технологічне обладнання та трубопроводи;
нумерація запірної/регулюючої арматури, обладнання;
напрямок руху потоків речовин;
експлікація обладнання із зазначенням його характеристик;
експлікація запобіжних клапанів.
Технологічна схема є невід'ємною частиною технологічного регламенту та/або інструкції з експлуатації та ПЛЛА (у разі, якщо об'єкт визнаний об'єктом підвищеної небезпеки).
13.1.6. Технологічна схема УКПГ повинна щороку перевірятися на відповідність фактичному стану, коригуватись у разі внесення змін та доповнень і затверджуватися технічним керівником підприємства.
Технологічна схема повинна бути розміщена в операторній.
13.1.7. Зміни до технологічного процесу, схеми, регламенту, апаратурного оформлення та системи протипожежного захисту вносяться лише відповідно до проєктної документації, яка пройшла державну експертизу в установленому порядку.
Забороняється реконструкція, заміна елементів технологічної схеми без наявності затвердженого проєкту.
13.1.8. Обладнання, що контактувало із сірковмісною нафтою, сірковмісним природним газом та сірковмісним газовим конденсатом і не використовується в діючій технологічній схемі, повинно бути відключене, звільнене від продукту, промите (пропарене), заповнене інертним середовищем та ізольоване від функціонуючої схеми встановленням заглушок. Установлення заглушок фіксується в журналі встановлення-зняття заглушок.
13.1.9. Для ліквідації гідратних пробок у газопроводі, арматурі, обладнанні, приладах використовуються такі методи:
закачування інгібітору перед місцем утворення і безпосередньо в зону утворення гідратних пробок;
інтенсивне зовнішнє підігрівання місць утворення гідратних пробок за допомогою трубопровідних коаксіальних електропідігрівачів, УПП;
подання гарячого агента безпосередньо в гідратну пробку;
зниження тиску з обох боків гідратної пробки нижче ніж тиск розкладання гідратів з подальшою продувкою на свічу.
Забороняється розігрівати гідратну пробку в трубопроводі або апараті без відключення їх від загальної системи і під тиском.
Використання для обігріву обладнання відкритого вогню забороняється.
13.1.10. За наявності в продукції, технологічних апаратах, резервуарах та інших ємностях сірководню або можливості утворення шкідливих речовин під час пожеж, вибухів, порушення герметичності ємностей та інших аварійних ситуаціях персонал повинен бути забезпечений необхідними ЗІЗ від впливу цих речовин.
13.2. Обладнання для збору і підготовки нафти, газу і конденсату
13.2.1. Обладнання для збору нафти, газу і конденсату повинно відповідати вимогам стандартів і технічних умов на їх виготовлення, монтуватися відповідно до проєктів та чинних норм технологічного проєктування.
13.2.2. Під час експлуатації УКПГ необхідно керуватися вимогами чинних нормативно-правових актів.
13.2.3. У закритих вибухонебезпечних приміщеннях технологічних установок електричні датчики систем контролю і керування технологічним процесом повинні бути у вибухозахищеному виконанні і розраховуватися на використання в умовах вібрації, утворення газових гідратів, відкладень парафіну, солей та інших речовин або встановлюватися в умовах, що унеможливлюють прямий контакт із продукцією свердловин.
13.2.4. Технологічні трубопроводи та арматура фарбуються, а також забезпечуються попереджувальними знаками і написами. На трубопроводи наносяться стрілки, що вказують напрямок руху середовища, яке транспортується.
13.3. Насосні, КС, приустьові компресорні установки, блочно-комплектні насосні станції
13.3.1. Конструкція насосів та їх обв'язка для перекачування токсичних і горючих рідин повинні передбачати повне звільнення та дегазацію від залишків цих продуктів перед розбиранням насосів при зупинці їх на ремонт. Обв'язка насосів повинна забезпечувати звільнення їх від продукту в дренажну ємність, що міститься поза приміщенням насосної.
13.3.2. Резервні насоси повинні перебувати в постійній готовності до пуску. Насоси, що перекачують сірчисті продукти, повинні бути заповнені рідиною, яка перекачується, щоб уникнути утворення пірофорних відкладень.
13.3.3. Для перекачування легкозаймистих і шкідливих рідин необхідно застосовувати насоси, що запобігають пропуску продукту.
13.3.4. На пульті керування насосної станції з перекачування легкозаймистих, горючих та шкідливих речовин повинні бути встановлені прилади, що дають змогу контролювати: тиск; витрату; температуру підшипників насосних агрегатів, якщо це передбачено конструкцією та підприємствами-виробниками; стан повітряного середовища в приміщенні.
13.3.5. Блоки насосних агрегатів, які перекачують рідкі вуглеводні та інші вибухопожежонебезпечні продукти, повинні мати обладнання для їх автоматичного аварійного відключення в разі нагрівання до температури самозаймання продукту.
13.3.6. У місцях проходження валів, трансмісій і трубопроводів через стіни, які відділяють приміщення з небезпечними і шкідливими виділеннями від інших приміщень, повинні встановлюватися сальники та інше обладнання, яке запобігає розповсюдженню цих виділень.
13.3.7. Ззовні будинку насосної на всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах повинні бути встановлені запірні механізми.
13.3.8. Під час запуску і зупинки насоса необхідно перевірити відкриття і закриття відповідних засувок. Забороняється запуск насосів об'ємної дії при закритій засувці на нагнітальній лінії.
Запуск парових насосів дозволяється лише після спускання парового конденсату і прогріву парових циліндрів.
13.3.9. Для заміни насос, який підлягає ремонту, необхідно від'єднати від двигуна, відключити від трубопроводів засувками з установленням заглушок і звільнити від продукту в дренажну ємність.
13.3.10. Засоби контролю стану повітряного середовища повинні перебувати в справному стані та перевірятися не рідше ніж один раз на місяць.
13.3.11. Обладнання, установлене у вибухонебезпечних зонах, повинно бути у вибухобезпечному виконанні.
13.3.12. Газокомпресорні станції обладнуються:
приладами контролю за технологічними параметрами (тиск, витрата, температура, система приладів з діагностики компресорного обладнання (вібрація, температура підшипників тощо)) відповідно до вимог виробника;
системою контролю загазованості повітряного середовища;
системою вентиляції (не стосується обладнання на відкритому майданчику);
системою автоматизованого керування (індивідуальна для кожного компресорного агрегату та загальностанційна з автоматичною зупинкою компресора (наприклад, у разі порушення технологічних параметрів, наявності загазованості повітряного середовища);
пультами керування біля кожного агрегату та в приміщенні оператора;
у разі встановлення агрегатів у закритому приміщенні - системою автоматичного пожежогасіння згідно з ДБН В.2.5-56:2014 "Системи протипожежного захисту", затвердженими наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 13 листопада 2014 року № 312, та проєктною документацією;
автоматизованою системою протиаварійного розвантаження обладнання із скиданням технологічних середовищ до факельної системи.
13.3.13. Промислові (дожимні) компресорні станції на об'єктах видобування природного газу, крім вимог підпункту 13.3.12 пункту 13.3 глави 13 розділу VI цих Правил, обладнуються:
автоматизованою системою регулювання роботи обладнання в заданих параметрах;
автоматичними установками пожежогасіння та установками пожежної сигналізації (відповідно до вимог законодавства);
системою аварійного оповіщення і зв'язку (відповідно до вимог законодавства).
Рівень автоматизації КС повинен забезпечувати реєстрацію основних технологічних параметрів, а саме:
тиску, витрати, температури середовища, що перекачується;
стану повітряного середовища в приміщенні (концентрації вибухонебезпечних і шкідливих речовин);
аварійного сигналу.
13.3.14. Рознімні з'єднання компресорів та їх газопроводи необхідно систематично перевіряти на герметичність відповідно до термінів, установлених інструкцією з експлуатації підприємства-виробника.
13.3.15. Забороняється залишати компресори, що працюють, крім повністю автоматизованих, без нагляду осіб, які їх обслуговують.
13.3.16 Установлення на свердловині приустьових компресорних установок здійснюється відповідно до затвердженої на підприємстві схеми з урахуванням технічних параметрів та рекомендацій підприємства-виробника обладнання.
13.4. УКПГ, групові та газозбірні пункти
13.4.1. На об'єкті збирання та підготовлення газу/нафти повинна бути така документація:
технологічна схема;
інструкції з охорони праці за професіями та видами робіт, з якими працівники ознайомлюються під підпис;
технологічний регламент установки та технологічні режими експлуатації свердловин;
ПЛЛА (у разі, якщо об'єкт визнаний об'єктом підвищеної небезпеки);
графік перевірки запобіжних клапанів;
журнал контролю якості товарного природного газу, що подається в магістральний газопровід;
масштабні плани комунікацій (шлейфи, газозбірні колектори, технологічні трубопроводи тощо) з точними прив'язками;
графіки ПЗР технологічних трубопроводів;
журнали інструктажу з охорони праці;
журнал контролю стану охорони праці на об'єкті;
журнал контролю загазованості повітряного середовища;
графік ПЗР технологічного обладнання;
журнал контролю виконання графіка ПЗР технологічного обладнання.
Документація, яка повинна зберігатися у відповідному структурному підрозділі підприємства:
проєктна документація;
виконавча документація;
протоколи перевірки знань працівників з питань охорони праці та безпечного виконання робіт;
паспорти на посудини, що працюють під тиском;
акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;
перелік ерозійно- та корозійнонебезпечних ділянок технологічної обв'язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;
акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;
акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів.
13.4.2. Для установок збору і підготовки вуглеводнів, НС, КС, розміщених на окремій території, повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.
13.4.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.
13.4.4. УКПГ повинні мати передбачене проєктом автоматизоване і ручне (механічне) регулювання та керування технологічними процесами.
13.4.5. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА на час не менше ніж одна година.
Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене.
13.4.6. УКПГ повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору, якщо це передбачено проєктом.
13.4.7. Забороняється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами та технологічними апаратами (трубопроводами).
Для обслуговування запобіжних клапанів можливе встановлення системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм (еквівалентною системою засувок із зблокованими штурвалами), що унеможливлює одночасне відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата/трубопроводу, який захищається.
13.4.8. За наявності (згідно з нормами технологічного проєктування) на об'єкті факельних систем скидання газу із запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.
13.4.9. Регулювання та повірка запобіжних клапанів повинні здійснюватися на спеціальному стенді із зняттям клапана. Періодичність регулювання (повірки) встановлюється згідно з графіками, затвердженими головним інженером, виходячи з умов роботи та корозійності середовища, і повинна здійснюватися не рідше ніж визначена експлуатаційною документацією підприємства-виробника та РУПК-78 "Керівні вказівки з експлуатації, ревізії та ремонту пружинних запобіжних клапанів".
Забороняється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому випадку здійснюється заміна запобіжного клапана. Заміна запобіжного клапана здійснюється після зупинки технологічного апарата та скиду тиску.
13.4.10. У технологічному регламенті установок указуються перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. У разі відхилення параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.
13.4.11. Оператор газотранспортної системи має право не приймати в точках входу в газотранспортну систему природний газ, фізико-хімічні показники якого за вмістом температури точки роси за вологою та температури точки роси за вуглеводнями не відповідають вимогам Кодексу газотранспортної системи, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 30 вересня 2015 року № 2493, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1378/27823 (далі - Кодекс газотранспортної системи).
Порядок обмеження (припинення) подачі (приймання) природного газу в магістральний газопровід у разі невідповідності природного газу фізико-хімічним показникам на точці входу регулюється нормами Кодексу газотранспортної системи та відповідною технічною угодою.
13.4.12. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.
13.4.13. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, ЗІЗ та пожежогасіння, витіснити повітря із системи інертним газом на свічу.
Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1 об. %.
Витіснення повітря у факельний колектор забороняється.
13.4.14. Забороняється пуск установки в разі несправності систем контролю небезпечних параметрів процесу і систем захисту.
13.4.15. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників (спеціальних посудин, балонів), розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Забороняється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і простроченими термінами проведення опосвідчення пробовідбірників (якщо таке обладнання підлягає такому технічному огляду).
Обсяг, методи і періодичність технічних оглядів (випробувань) пробовідбірників повинні бути визначені підприємством-виробником, зазначені в паспорті та відповідати вимогам наказу № 333.
13.4.16. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи із наведенням параметрів, що визначаються, і гранично допустимих параметрів.
Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.
13.4.17. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні унеможливлювати іскроутворення. Для проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск на виконання робіт підвищеної небезпеки, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.
13.4.18. Попереджувальна та аварійна сигналізації повинні бути постійно включені в роботу.
13.4.19. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛЛА.
13.4.20. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватися на відкритих площадках.
Під час встановлення обладнання слід передбачати:
основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;
основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, КВП (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 1,5 м;
проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;
проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;
проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.
Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, що включають фундаменти, ізоляцію, огородження.
13.4.21. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).
13.4.22. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, які за наявності загазованості 20 % НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнали з автоматичним включенням аварійної вентиляції.
Забороняється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.
Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.
Вміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.
13.4.23. Об'єкти нафтогазодобування забезпечуються засобами пожежогасіння згідно з проєктом.
Забороняється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів тощо).
13.4.24. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць контролю повітряного середовища.
Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях у приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих рівнях у відношенні виділення газів. Необхідно встановлювати не менше ніж один датчик на кожні 100 м-2 площі приміщення.
13.4.25. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.
13.4.26. Забороняється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:
у разі їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін (понад 20 років за відсутності встановленого ресурсу) без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;
у разі розгерметизації технологічного апарата;
при несправних запобіжних клапанах;
при несправних пристроях регулювання;
при несправній запірній арматурі;
при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проєктом;
при несправній чи незадіяній системі спорожнення від рідини технологічних апаратів, передбаченій проєктом;
без заземлення технологічних апаратів за проєктною схемою;
із запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічною документацією термін;
у режимах можливого гідратоутворення (у тому числі з незадіяною системою подачі інгібітору гідратоутворення).
13.4.27. УКПГ повинна бути аварійно зупинена в таких випадках:
1) аварія на газопроводі, підключеному до магістрального газопроводу;
