2) виникнення відкритого фонтану на свердловині, якщо є пряма загроза промисловому майданчику УКПГ та працівникам;
3) аварійні розриви шлейфів, якщо є пряма загроза промисловому майданчику УКПГ, газозбірного колектору чи технологічних трубопроводів на промисловому майданчику УКПГ;
4) пожежа на промисловому майданчику УКПГ.
13.5. Додаткові вимоги до установок низькотемпературної сепарації газу
13.5.1. Територія установки огороджується і позначається попереджувальними знаками.
13.5.2. Забороняється застосування запірної арматури для створення дросель-ефекту при низькотемпературній сепарації газу.
13.5.3. Запобіжні пристрої на конденсатозбірнику повинні бути встановлені у верхній частині апарата.
13.5.4. Газ, що скидається запобіжними пристроями, повинен відводитися на факельну установку, що встановлена за межами території установки низькотемпературної сепарації газу.
Для вертикальної факельної установки відстань від установки низькотемпературної сепарації газу повинна бути не менше ніж 25 м.
13.5.5. На трубопроводах паливного газу перед пальниками вогневих підігрівачів і регенераторів встановлюються манометри, робочий і контрольний вентилі з продувальною лінією між ними, яка обладнана запірним пристроєм.
13.5.6. На трубопроводі інертного газу або паропроводі для продувки камер згоряння і змійовика при зупинках вогневих підігрівників і регенераторів повинні бути встановлені зворотні клапани і по дві запірні засувки, між якими встановлюється кран для продування.
13.5.7. Для розпалювання пальників вогневі підігрівники і регенератори повинні мати запальники.
13.5.8. Конструкція трубчастої печі (прямого чи непрямого) вогневого підігріву продукту (у тому числі теплоносія) повинна передбачати підведення пари або інертного газу для продувки камери згоряння і змійовика.
13.5.9 Камери згоряння печі, димоходи повинні обладнуватися системою пожежогасіння. Вентилі трубопроводів пожежогасіння необхідно розташовувати на відстані не менше ніж 10 м від печі.
13.5.10. Усі роботи в приміщеннях, де виділяються пари метанолу та їх вміст перевищує ГДК, повинні проводитися з використанням фільтрувальних протигазів.
13.5.11. Ємності і метанольниці повинні заповнюватися метанолом тиском газу або за допомогою насосів при повній герметизації процесу.
13.5.12. Залишки метанолу з метанольниць повинні відкачуватись у закриту ємність (бачок), забороняється продувати їх в атмосферу. Усі роботи з метанолом необхідно проводити відповідно до нормативних документів, що регламентують безпеку під час застосування метанолу та виконання робіт з ним.
13.5.13. У приміщеннях, насичених парами аміаку, обслуговуючий персонал повинен користуватися фільтрувальними протигазами.
13.5.14. Для змащування компресорів холодильної станції повинні використовуватися лише мастила, які передбачені інструкцією підприємств-виробників. Мастило з мастиловіддільників необхідно періодично перепускати в мастилозбірники, з яких після відведення парів холодоагенту через віддільники рідини мастило спрямовується на регенерацію. Випускання мастила безпосередньо з апаратів (посудин) забороняється.
13.5.15. У разі зупинення холодильної станції на тривалий період (більше ніж 10 днів) холодоагент необхідно відкачати на склад. Подачу води до конденсаторів, холодильників, масловіддільників і оболонки компресорів необхідно припинити, воду злити.
13.5.16. Турбодетандерний агрегат необхідно негайно зупинити з відключенням від газопроводу і випуском газу з технологічних комунікацій у разі:
зупинки технологічної лінії УКПГ;
виникнення сильної вібрації;
гідравлічного удару;
появи металевого стуку в агрегаті;
розриву технологічного газопроводу високого тиску;
падіння рівня і тиску масла нижче ніж допустимий;
відхилення параметрів газу більше ніж встановлені верхні і нижні граничні величини;
припинення подачі електроенергії на УКПГ;
виникнення пожежі.
13.6. Вимоги до трубопроводів
13.6.1. Проєктування, будівництво та експлуатація трубопроводів повинні здійснюватися відповідно до вимог чинних будівельних норм та чинних нормативних документів.
У проєктах облаштування родовищ необхідно передбачати можливість виконання ремонтних і регламентних робіт, які пов'язані з відключенням ділянок промислових газопроводів з подальшим спорожненням їх від газу шляхом спрацювання газу на споживачів, перекачування газу із застосуванням МКС або акумулювання газу із застосуванням УУГ.
13.6.2. Сталеві підземні трубопроводи повинні бути захищені від ґрунтової корозії згідно з проєктом. Необхідність захисту від ґрунтової корозії промислових трубопроводів - шлейфів визначається відповідно до чинних державних будівельних норм.
13.6.3. Технологічні трубопроводи надземної прокладки, по яких транспортуються пластові флюїди і в яких можливе замерзання чи утворення гідратних пробок, повинні мати теплову ізоляцію та обладнуватись обігрівальними пристроями (теплосупутниками або обігрівальними кабелями). Допускається не виконувати теплоізоляцію трубопроводу вологого газу в разі добавляння в нього інгібітору.
13.6.4. Трубопроводи для транспортування пластових рідин і газів повинні бути стійкими до очікуваних механічних, термічних напруг (навантажень) і хімічного впливу. Трубопроводи повинні бути захищені від зовнішньої і внутрішньої корозії та зсування земляних мас.
13.6.5. Металеві труби нафтогазоконденсатопроводів повинні з'єднуватися шляхом зварювання, а склопластикові та поліетиленові - методом склеювання (муфтове, різьбове), паяння. Фланцеві і різьбові з'єднання допускаються лише в місцях установлення інвентарних заглушок, приєднання запірної арматури, регуляторів тиску та іншої апаратури, а також КВП.
На початку та в кінці кожного трубопроводу необхідно встановлювати запірні пристрої для екстреного виведення трубопроводів з експлуатації та ізолюючі фланці (ізолюючі муфти) для запобігання перетіканню електричного струму з однієї ділянки трубопроводу на іншу та заземлені елементи, а також для підвищення ефективності електрохімічного захисту від корозії трубопроводів.
13.6.6. До зварювання стиків трубопроводів допускаються спеціально підготовлені зварники, атестовані в порядку, передбаченому Правилами атестації зварників, затвердженими наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 19 квітня 1996 року № 61, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 31 травня 1996 року за № 262/1287.
13.6.7. Контроль якості зварних з'єднань трубопроводів та приймання робіт повинні включати операційний і візуальний види контролю, обмірювання, перевірку зварних швів методами неруйнівного контролю, а також механічні випробування. Використання приладів (джерел іонізуючого випромінювання) для проведення радіографічного контролю повинно здійснюватися за умови наявності ліцензії на здійснення діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, з дотримання Вимог та умов безпеки (ліцензійних умов) під час провадження діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання у радіоізотопній дефектоскопії, затверджених наказом Державного комітету ядерного регулювання України від 21 вересня 2010 року № 121, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 20 жовтня 2010 року за № 950/18245 (НП 306.5.05/2.065-02), та Основних санітарних правил забезпечення радіаційної безпеки України, затверджених наказом Міністерства охорони здоров'я від 02 лютого 2005 № 54, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 20 травня 2005 року за № 552/10832.
( підпункт 13.6.7 пункту 13.6 глави 13 із змінами, внесеними згідно з наказом Міністерства економіки України від 08.06.2023 р. № 5122 )
13.6.8. У місцях перетинання нафтогазоконденсатопроводами доріг, водних перешкод, ярів, залізничних колій, на кутах поворотів, технологічних вузлах нафтогазоконденсатопроводів виставляються знаки з попереджувальними написами. Зазначені проєктні рішення повинні бути включені до ПЛЛА.
13.6.9. Ділянки трубопроводів у місцях перетинання з автошляхами і залізницями повинні бути укладені в захисні кожухи зі сталевих труб, обладнані відповідно до вимог нормативно-правових актів.
13.6.10. Забороняється прокладання наземних і підземних нафтогазоконденсатопроводів через населені пункти.
13.6.11. Профіль прокладки повинен бути самокомпенсованим або трубопроводи обладнуються компенсаторами, кількість і тип яких визначаються розрахунком та вказуються в проєкті.
13.6.12. Інженерний захист трубопроводів від небезпечних фізико-геологічних процесів при наземному і підземному прокладанні, а також на переходах через природні та штучні перешкоди, повинен передбачати виконання комплексу проєктних рішень, розроблених у робочому проєкті будівництва (реконструкції) на основі результатів інженерно-геологічних вишукувань.
У районах, де можуть виникнути зсуви ґрунту під впливом природно-кліматичних особливостей, необхідно передбачати заходи для захисту трубопроводів від їх дії.
При ґрунтах з недостатньою несучою здатністю компенсуючі заходи повинні запобігати ушкодженню трубопроводу від осідання або підняття.
При скелястому ґрунті повинна бути передбачена відповідна оболонка (обшивка) або укладка баластових пластів. За наявності профілю, що різко змінюється, у гірських умовах необхідно передбачити прокладання трубопроводів у лотках для максимальної утилізації можливих аварійних викидів вуглеводнів і зниження техногенного впливу на навколишнє природне середовище.
13.6.13. Запірну арматуру на трубопроводах необхідно відкривати і закривати повільно, щоб уникнути гідравлічного удару.
13.6.14. На всій запірній арматурі повинні бути покажчики, що вказують напрямок їх обертання при відкриванні та закриванні. Уся запірна арматура повинна бути пронумерована відповідно до технологічної схеми.
13.6.15. Перед введенням в експлуатацію ділянка або весь трубопровід повинен піддаватись очищенню та випробуванням на міцність і герметичність.
Ці операції проводяться після повної готовності ділянки або всього трубопроводу (засипання, обвалування або кріплення на опорах, установлення арматури і приладів, катодних виводів, підготовки технічної документації на об'єкт, який випробовується).
13.6.16. Продування і випробування нафтогазозбірних трубопроводів необхідно здійснювати відповідно до проєктної документації і технологічного регламенту.
13.6.17. Способи випробування та очищення порожнини трубопроводів встановлюються проєктною організацією в робочому проєкті та проєкті ведення робіт.
13.6.18. Перед початком продування і випробування трубопроводу газом або повітрям повинні бути визначені та позначені знаками небезпечні зони, у яких заборонено перебувати людям під час вказаних робіт.
13.6.19. Зони безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом визначаються згідно з додатком 13 до цих Правил.
При продуванні трубопроводу мінімальні відстані від місця випуску газу до споруд, залізниць і шосейних доріг, ЛЕП, населених пунктів визначаються згідно з додатком 13 до цих Правил.
13.6.20. Зони безпеки (охоронна зона) при гідравлічних випробуваннях трубопроводів визначаються згідно з додатком 14 до цих Правил.
При гідравлічних випробуваннях та видаленні води з трубопроводів після випробувань повинні бути встановлені небезпечні зони, які необхідно позначити на місцевості попереджувальними знаками.
13.6.21. Не дозволяються продування та випробування трубопроводів газом, який вміщує сірководень.
13.6.22. Пневматичні випробування трубопроводів (заново побудованих) необхідно здійснювати повітрям або інертним газом, пневматичні випробування трубопроводів, що раніше транспортували вуглеводневі вибухонебезпечні середовища, - інертним газом або середовищем, що транспортується.
13.6.23. Для спостереження за станом трубопроводу під час продування або випробування повинні виставлятися чергові пости, які зобов'язані:
вести спостереження за закріпленою за ними ділянкою трубопроводу;
не допускати перебування людей, тварин та руху транспортних засобів у небезпечній зоні і на дорогах, закритих для руху при випробуванні наземних або підземних трубопроводів;
негайно повідомляти керівнику робіт про всі обставини, які перешкоджають проведенню продування і випробування або створюють загрозу для людей, тварин, споруд і транспортних засобів, що перебувають поблизу трубопроводу.
Обхідники обходять трасу після зниження тиску до Pроб.
13.6.24. Підведення інертного газу або пари до трубопроводів для продування необхідно проводити за допомогою знімних ділянок трубопроводів або гнучких шлангів зі встановленням запірної арматури з обох боків знімної ділянки, після закінчення продування ці ділянки трубопроводів або шланги повинні бути зняті, а на запірній арматурі встановлені заглушки.
13.6.25. Перед введенням трубопроводу в експлуатацію необхідно провести витиснення з трубопроводу повітря газом тиском не більше ніж 2 кгс/см-2 (0,2 МПа) у місці його подачі. Після закінчення витіснення повітря газом, що виходить з газопроводу, вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1 %.
13.6.26. Не допускається на території охоронної зони нафтогазопроводів улаштування каналізаційних колодязів та інших не передбачених проєктом заглиблень, за винятком тих, що виконуються при ремонті або реконструкції за планом виробництва робіт.
13.6.27. Планова періодичність і обсяги обстежень трубопроводів встановлюються нафтогазодобувним підприємством з урахуванням властивостей середовища, що транспортується, умов його транспортування і швидкості корозійних процесів, але:
не рідше ніж один раз на 5 років у разі експлуатації трубопроводів до 25 років. Перше обстеження виконується через 5 років після введення трубопроводу в експлуатацію;
не рідше ніж один раз на 4 роки в разі експлуатації трубопроводу понад 25 років.
Обстеження трубопроводів проводяться також після надзвичайних випадків (землетруси, зсуви тощо).
Основні результати обстежень трубопроводів повинні бути відображені в технічному паспорті.
13.6.28. Експлуатація трубопроводів повинна здійснюватися при параметрах, що не перевищують параметрів, передбачених проєктом.
13.6.29. Забороняється експлуатація трубопроводів, призначених для перекачування горючих і агресивних газів та продуктів за наявності "хомутів" та інших пристроїв, які застосовуються для тимчасової герметизації трубопроводів у польових умовах при ліквідації наскрізних дефектів.
13.6.30. Спуск у колодязі та інші заглиблення на території охоронної зони обхідника під час профілактичних оглядів нафтогазопроводів забороняється. У разі необхідності спуску слід дотримуватися вимог глави 7 розділу IV цих Правил.
13.6.31. Періодичний контроль стану ізоляційного покриття трубопроводів проводиться методами діагностування, які дозволяють виявляти ушкодження ізоляції без розкриття ґрунту, за графіком, затвердженим керівником підприємства.
13.7. Резервуарні парки
13.7.1. Ці вимоги поширюються на сталеві зварні резервуари, призначені для збору, зберігання стабільного конденсату, сирої і товарної нафти, а також збору та очищення води перед її закачуванням у пласти, з тиском насичених парів не вище ніж 93,3 кПа.
13.7.2. Вибір типу резервуара, його обв'язки та внутрішньої оснащеності, протикорозійного покриття, способу монтажу обґрунтовується проєктом залежно від місткості, призначення, кліматичних умов, характеристики середовищ, а також з урахуванням максимального зниження втрат.
13.7.3. При обслуговуванні і ремонті резервуарів з-під нафти, нафтопродуктів та конденсату дозволяється використовувати лише переносні світильники у вибухозахищеному виконанні.
13.7.4. Отвір замірного люка по внутрішньому діаметру повинен бути обладнаний кільцем з матеріалу, який не дає іскор під час руху замірної стрічки.
13.7.5. Під час відкривання замірного люка, проведення замірів рівня, відбирання проб працівник не повинен ставати з підвітряного боку до замірного люка.
13.7.6. Для обслуговування дихальних та запобіжних клапанів, люків та іншої арматури, які розташовані на даху резервуара, повинні бути влаштовані металеві площадки, з'єднані між собою переходами завширшки не менше ніж 0,6 м. Площадки і переходи повинні мати перила.
Ходити безпосередньо по даху резервуара під час його обслуговування забороняється.
13.7.7. На резервуарах, які не мають перильного огородження по всьому обводу даху, біля місця виходу зі сходів на даху резервуара повинна бути змонтована площадка з перилами висотою не менше ніж 1,1 м і нижнім бортом заввишки не менше ніж 0,10 м. Якщо верхня площадка змонтована поза дахом, вона по краю повинна бути огороджена перилами. Замірний люк, замірний пристрій та інша арматура повинні розміщуватися на огородженій площадці.
13.7.8. Дихальна арматура, встановлена на даху резервуара, повинна відповідати проєктному надлишковому тискові і вакууму.
13.7.9. Резервуари, до яких за мінусової температури повітря надходять нафта, вода з температурою вище ніж 0° C, оснащуються дихальними клапанами, які не примерзають.
13.7.10. Забороняється монтаж резервуарів місткістю понад 10000 м-3 рулонним методом.
13.7.11. Вертикальні шви першого поясу стінки резервуара не повинні бути розташовані між приймально-роздавальними патрубками, шви приварювання окремих елементів обладнання повинні розташовуватися не ближче ніж 500 мм один від одного і від вертикальних з'єднань стінки та не ближче 200 мм від горизонтальних з'єднань.
13.7.12. Кожен окремо розташований резервуар (групу резервуарів) необхідно огороджувати суцільним земляним або бетонним обвалуванням, що розраховані на номінальний об'єм рідини, яка розлилася з резервуара (у разі групи резервуарів - з найбільшого резервуара). Обвалування резервуарного парку повинно підтримуватись у справному стані. У межах обвалування не допускається наявність сухої трави та ґрунту, просоченого нафтопродуктами.
13.7.13. Забороняється розміщення засувок усередині обвалування, крім запірних і корінних, установлених безпосередньо біля резервуара і призначених для обслуговування лише цього резервуара.
Колодязі і камери керування засувками необхідно розташовувати із зовнішнього боку обвалування.
13.7.14. Фундамент (відмостки) резервуара повинен захищатися від розмивання поверхневими водами, для чого необхідно забезпечити постійне відведення вод по каналізації до очисних споруд.
13.7.15. Забороняється скидання забруднень після зачищення резервуарів до каналізації. Стічні води, які утворюються при зачищенні резервуарів, відводяться по тимчасово прокладених трубопроводах до шламонакопичувачів для відстоювання.
13.7.16. Конструкція резервуарів, їх взаємне розташування і відстані між окремими резервуарами та групами резервуарів повинні відповідати вимогам ВБН В.2.2-58.1-94 "Проєктування складів нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа", затверджених наказом Державного комітету України по нафті і газу від 18 березня 1994 року № 133.
13.7.17. При спорудженні РВС відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.6-183:2011 "Резервуари вертикальні циліндричні сталеві для зберігання нафти та нафтопродуктів. Загальні технічні умови" (ГОСТ 31385-2008, NEQ), затвердженого наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 30 грудня 2011 року № 444, необхідно провести:
контроль якості зварних з'єднань резервуарів;
гідравлічні випробування;
перевірку горизонтальності зовнішнього контуру днища;
перевірку геометричної форми стінки резервуара.
13.7.18. Резервуари, що знаходяться в експлуатації, забезпечуються:
технічним паспортом резервуара;
технічним паспортом на понтон;
градуювальною таблицею резервуара;
технологічною картою резервуара;
журналом поточного обслуговування;
схемою нівелювання основи;
схемою блискавкозахисту і захисту резервуара від проявів статичної електрики;
виконавчою документацією на будівництво резервуара.
13.7.19. Резервуари, що експлуатуються, підлягають періодичному обстеженню, діагностуванню, що дозволяє визначити необхідність та вид ремонту, а також залишковий термін служби резервуара.
13.7.20. Діагностування здійснює спеціалізована організація, яка має відповідний дозвіл Держпраці чи подала декларацію відповідності матеріально-технічної бази вимогам законодавства з питань охорони праці на цей вид діяльності.
13.7.21. Забороняється одночасне виконання операцій з відключення діючого резервуара та включення резервного (порожнього).
13.7.22. Швидкість наповнення чи спорожнення резервуара не повинна перевищувати нормативної пропускної здатності дихальних клапанів.
13.7.23. Розташування прийомного трубопроводу резервуара повинно забезпечувати подачу конденсату під рівень рідини.
Забороняється подача конденсату в резервуар падаючим струменем.
14. Факельні системи
14.1. Вимоги цього розділу поширюються на факельні системи об'єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ.
14.2. Облаштування факельних систем, їх комплектність, конструкція обладнання та оснащення, що входять до їх складу, умови експлуатації повинні відповідати вимогам чинних нормативно-правових актів та ВБН В.1.1-00013741-001:2008 "Факельні системи. Промислова безпека. Основні вимоги", затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 03 липня 2008 року № 364.
14.3. На підприємствах, що експлуатують факельні системи, повинні бути складені і затверджені інструкції з їх безпечної експлуатації.
14.4. Для контролю за роботою факельних систем наказом підприємства призначаються відповідальні особи з числа інженерно-технічних працівників, які пройшли перевірку знань щодо будови та безпечної експлуатації факельних систем.
14.5. Факельну установку необхідно розташовувати з урахуванням рози вітрів, мінімальної довжини факельних трубопроводів та допустимої густини теплового потоку.
14.6. Територія навколо факельного стовбура, а також споруджень факельної установки повинна бути спланована та забезпечена під'їзними шляхами.
14.7. Територія навколо факельного стовбура в радіусі його висоти, але не менше ніж 30 м, відгороджується і позначається. В огородженні повинні бути обладнані проходи для персоналу і ворота для проїзду транспорту. Кількість проходів дорівнює числу факельних стовбурів, причому шлях до кожного стовбура повинен бути найкоротшим.
14.8. Усе обладнання факельної установки, крім обладнання факельного стовбура, розміщується поза огородженням.
14.9. Забороняється улаштовувати колодязі, приямки та інші заглиблення в межах огородженої території.
14.10. Факельні колектори і трубопроводи повинні бути мінімальної довжини та мати мінімальне число поворотів. Основним способом прокладення трубопроводів є надземний на опорах або естакадах. В обґрунтованих випадках допускається підземне прокладання трубопроводів.
14.11. Колектори і трубопроводи факельних систем повинні мати теплову ізоляцію і (або) на них повинні бути встановлені обігрівальні супутники або кабелі для запобігання конденсації і кристалізації речовин у факельних системах (не стосується факельних систем горизонтального прокладання у факельний амбар).
14.12. Факельні колектори і трубопроводи необхідно прокладати з ухилом у бік пристроїв збору конденсату не менше 0,003 ‰. Якщо неможливо дотримати зазначений ухил, у нижчих точках трубопроводів розміщують додаткові пристрої для відведення конденсату.
14.13. У газах та парах, які спалюються на факельній установці, не повинно бути краплинної рідини і твердих часток.
Для відділення краплинної рідини, що випадає в факельних трубопроводах, і твердих часток передбачаються системи збору та видалення конденсату (сепаратори, конденсатозбірники та ін.).
Конденсат факельного сепаратора повинен відводитись автоматично або вручну - не рідше одного разу на зміну.
14.14. Для запобігання утворенню в факельній системі вибухонебезпечної суміші необхідно виключити можливість підсмоктування повітря і передбачити безупинну подачу продувного газу до факельного колектору (газопроводу), якщо в технологічному процесі не передбачено постійних скидань.
Факельні колектори повинні обладнуватися вогнеперегороджувальними клапанами.
У процесі експлуатації факельної системи не допускається можливість закупорки факельного колектору льодяними пробками.
Як продувний газ застосовують супутні або природні інертні гази, азот або інший інертний газ.
14.15. Скиди від запобіжних клапанів вуглеводневих газів і парів, що містять сірководень (до 8 % об'ємних), допускається направляти у загальну факельну систему. Для скидання вуглеводневих газів і парів, що містять сірководень понад 8 % об'ємних, необхідно передбачати спеціальну факельну систему.
14.16. Розпал факела повинен бути дистанційним.
14.17. Перед кожним пуском факельна система повинна продуватись парою або газом, щоб вміст горючих компонентів у повітрі біля основи факельного стовбура був не більше 50 % від НКГВ.
Ступінь загазованості біля пульта запалювання і пристроїв збирання та відкачування конденсату повинен перевірятись за допомогою переносних газоаналізаторів спеціально навченим персоналом.
14.18. Перед проведенням ремонтних робіт факельна система повинна бути від'єднана стандартними заглушками і продута інертним газом (азотом або іншим інертним газом).
14.19. Факельні установки повинні бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння відповідно до Правил пожежної безпеки в Україні.
14.20. У зоні огородження факельного стовбура забороняється перебувати особам, не пов'язаним з обслуговуванням факельних систем.
14.21. При облаштуванні нафтових, газових та газоконденсатних родовищ допускається застосування горизонтальних факельних систем з обов'язковим дотриманням таких умов:
виведення оголовка факела в огороджений земляний амбар;
ухил факельного колектору у бік факельного амбару;
оснащення факельного колектору засобами для вловлювання рідини (розширювальна камера або сепаратор);
оснащення факельного колектору вогнеперегороджувальним клапаном;
оснащення факельного пристрою засобами дистанційного автоматичного розпалу;
забезпечення подавання на факел затворного газу з метою запобігання підсмоктуванню повітря у факельний колектор.
15. Долучення нових горизонтів
15.1. Долучення нового нафтового або газового горизонту до вже існуючого допускається, якщо характеристики існуючого і долученого горизонтів приблизно однакові, за умови:
1) однорідності літологічного складу і приблизно однакової величини проникності обох горизонтів;
2) близьких положень контурів водоносності;
3) однаковою насиченості нафти газом;
4) однотипності нафти або газу по сорту;
5) близьких значень пластового тиску, приведених до одної відмітки;
6) відсутність пробкоутворення.
15.2. Долучення нового нафтового або газового горизонту до того, що вже експлуатується, може бути затверджено за умови представлення таких доказів:
1) експлуатована свердловина є безводною, малодебітною та експлуатується за оптимального режиму;
2) долучений горизонт у місці розташування даної свердловини не обводнений;
3) є незаперечні дані про те, що долучений горизонт є малодебітним і статичний рівень його не нижче ніж нормальний динамічний рівень експлуатованого горизонту, а для газових горизонтів пластовий тиск долученого горизонту не нижче ніж нормальний вибійний тиск експлуатованого горизонту;
4) після долучення нового горизонту може бути забезпечений відбір нафти в такому розмірі, щоб положення динамічного рівня залишилося не вище тієї глибини, яка була при експлуатації до долучення нового горизонту, а для газових горизонтів вибійний тиск після приєднання повинний бути не більше, ніж було до долучення;
5) наявність цементу при тампонажі, піднятого вище приєднуваного об'єкта.
15.3. Зазначені докази викладаються підприємством у спеціальній пояснювальній записці, до якої додаються такі документи:
1) акт обстеження чистоти фільтрової частини свердловини і заміру статичного рівня або пластового тиску;
2) акт про заміри добових дебітів свердловин за останні три місяці і про стан експлуатації (глибина занурення глибинного насоса, режим експлуатації, динамічний рівень, вибійний тиск) за той самий термін;
3) довідка про проведені за останні три місяці заходи щодо підвищення дебіту свердловини і їх результати.
Перераховані документи підписуються керівником (головним інженером) і головним (старшим) геологом.
15.4. Залучення нового нафтового або газового горизонту до експлуатуючого проводиться після:
1) розгляду матеріалів головним геологом і головним інженером підприємства;
2) погодження з представником центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці;
3) затвердження керівником підприємства.
15.5. Оскільки однією з основних умов спільної експлуатації кількох нафтоносних або газоносних горизонтів в одній свердловині є підтримка відповідного положення динамічного рівня або вибійного тиску, застосування періодичного способу експлуатації спільних горизонтів не дозволяється.
15.6. У разі появи води в свердловині, у якій було здійснено долучення нового горизонту, питання про можливість продовження спільної експлуатації повинно бути погоджено з представником центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, при чому подальша експлуатація без ізоляції пропластка, по якому підійшла законтурна вода, може бути дозволена в тому випадку, коли буде забезпечено положення динамічного рівня в свердловині нижче безводного горизонту.
15.7. У разі тривалої зупинки (консервації) свердловини, що експлуатує спільно два або більше горизонтів з різними статичними рівнями або пластовими тисками, повинні бути вжиті заходи із роз'єднання цих горизонтів один від одного.
16. Відновлення свердловин. Буріння бокового ствола
16.1. Існує дві технології забурювання бокового ствола - в обсадженій свердловині та в необсадженій свердловині.
16.2. Проведення операцій із забурювання бокового ствола здійснюється згідно з раніше розробленою документацією, а саме:
робочою програмою на прорізання обсадної колони (у разі забурювання бокового ствола в обсадженій свердловині);
робочою програмою на буріння бокового ствола;
робочим проєктом та його експертним висновком.
16.3. Є два способи забурювання бокового ствола в необсадженій свердловині, а саме:
з цементного моста;
з клинового відхилювача.
16.4. Забурювання бокового ствола з обсаджених свердловин є одним з ефективних засобів збільшення продуктивності свердловин завдяки розкриттю додаткових продуктивних об'єктів або відновленню роботи свердловин, які закінчили експлуатувати з аварійних чи з інших причин, наприклад:
поступового зменшення дебіту до нерентабельного рівня;
негерметичності, зім'ятті або розриву експлуатаційної колони;
неможливості очищення фільтрувальної зони свердловини від сторонніх предметів;
складної аварії підземного обладнання тощо.
16.5. Буріння бокових похилих або горизонтальних стволів з експлуатаційної колони вертикальної або похилої свердловини дозволяє:
відновити приплив нафти чи газу;
збільшити дебіт свердловини за рахунок розкриття продуктивного пласта похило-спрямованим чи горизонтальним стволом;
скоротити обсяги буріння нових свердловин та зменшити капітальні вкладення на розробку родовища.
16.6. Ефективність реалізації способу забурювання бокового ствола з проміжної колони залежить від обраної технології, обладнання та інструментів для виконання окремих операцій, а також кваліфікації та досвіду виконавців.
16.7. Під час визначення свердловини для забурювання бокового ствола слід брати до уваги такі фактори:
продуктивна товща, яка відновлюється до експлуатації повинна мати пласти з реальними промисловими запасами від початку і до остаточної розробки;
очікуваний дебіт повинен забезпечити прогнозований видобуток у певний термін;
наявність у свердловині, крім основного об'єкта пластів, таких пластів, повернення до яких дає можливість продовження терміну експлуатації свердловини (бажаний фактор).
16.8. Завдання з відновлення свердловини бурінням бокового ствола виконується за складною технологічною схемою після виконання таких робіт:
монтаж установки для ремонту свердловин (бурової вишки), ОП, циркуляційне обладнання та інше обладнання для буріння роторним або турбінним способом;
уведення змонтованого підйомника (бурової вишки) у роботу здійснюється за рішенням комісії з приймання підйомника (бурової вишки) з оформленням акта введення після повної готовності, випробування та за наявності укомплектованої бригади КРС, у роботі комісії бере участь представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці;
вилучення із свердловини глибинного обладнання;
закачування в зону перфорації цементного розчину для ізоляції і попередження газопрояву;
очищення і шаблонування свердловини.
16.9. Робоча програма на прорізання обсадної колони складається з таких розділів:
вибір інтервалу забурювання з урахуванням характеру проходки гірських порід і цілі буріння до цементного розчину для регулювання часу схоплення і міцності цементного каменю;
метод розкриття обсадної колони (вирізання "вікна" або суцільне фрезерування обсадної колони).
16.10. Робоча програма на буріння бокового ствола складається з таких розділів:
розрахунок профілю свердловини;
компоновки низу бурильної колони для управління траєкторією свердловини;
параметри режимів буріння;
програма промивки свердловини;
удосконалення технології і технічних засобів буріння бокового ствола свердловини;
розрахована траєкторія природного викривлення бокового ствола свердловини в азимутальній площині залежно від геологічних факторів.
16.11. Для розроблення документації на буріння бокового ствола суб'єкт господарювання повинен надати такі вихідні дані:
дата введення свердловини в експлуатацію;
дата переведення свердловини в недіючий фонд і причини ліквідації свердловини;
поточний та накопичений дебіт свердловини, методи експлуатації;
конструкція свердловини, технічні характеристики експлуатаційної колони;
температура і тиск на вибою свердловини;
інклінометрична інформація про фактичну траєкторію ствола свердловини;
стан експлуатаційної колони;
наявність і міцність цементного каменю за обсадною колоною;
проєктний стратиграфічний розріз (глибини розбурюючих стратиграфічних підрозділів даються від рівня стола ротора по вертикалі);
інтервали залягання проєктних продуктивних горизонтів по вертикалі від рівня стола ротора;
альтитуда стола ротора;
кути нахилу та азимути повстання стратиграфічних підрозділів і продуктивних пластів в напрямку буріння;
необхідну довжину ствола в продуктивному пласті;
максимальний відхід свердловини від вертикалі на кінцевому вибої;
проєктний азимут свердловини;
магнітне відхилення на родовищі;
допустиме відхилення ствола свердловини в точці входу в продуктивний пласт;
характеристику і глибину по вертикалі залягання водонафтового контакту та газонафтового контакту;
тектонічні порушення, які можуть зустрітися на шляху або поблизу проєктної траєкторії свердловини, зустріч яких зі стволом не бажана;
структурні карти і геологічні профілі в районі буріння запроєктованого бокового ствола;
топооснову в околицях устя свердловини, що відновлюють, з нанесеними на ній устями сусідніх свердловин.
16.12. Технологія проводки бокового ствола свердловини включає такі етапи:
визначення фактичного положення ствола бездіючої або аварійної свердловини;
вирізання ділянки колони або "вікна";
буріння бокового ствола;
проведення періодичного контролю за положенням відхилювача і параметрами ствола свердловини;
закінчення буріння свердловини (спуск хвостовика або обсадної колони);
освоєння пробуреного бокового ствола свердловини.
VII. Ведення геофізичних робіт на нафтових і газових свердловинах
1. Загальні вимоги
1.1. Геофізичні роботи в нафтових і газових свердловинах виконуються спеціалізованими геофізичними організаціями за угодами, які укладаються з буровими і добувними підприємствами.
1.2. Обсяги геофізичних робіт, методи та інтервали досліджень повинні виконуватися відповідно до чинного законодавства та проєкту на влаштування свердловини з урахуванням фактичних умов буріння, завдань та очікуваних результатів.
1.3. Геофізичні роботи дозволяється проводити після спеціальної підготовки стовбура і території свердловини, що забезпечує зручну і безпечну експлуатацію наземного обладнання, безперешкодний спуск (підйом) свердловинних приладів і апаратів на кабелі до інтервалу досліджень або до вибою.
Територія для розташування каротажного підіймача повинна мати горизонтальну поверхню з твердим покриттям. Готовність території і свердловини для проведення геофізичних робіт підтверджується спільним актом (форми акта перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт та акта перевірки готовності свердловини до промислово-геофізичних робіт під тиском наведені в додатках 15, 16 до цих Правил).
1.4. Геофізичні роботи повинні проводитись у присутності повністю укомплектованої бурової бригади та представника підприємства, у підпорядкуванні якого знаходиться свердловина. До геофізичних робіт може залучатися робочий персонал бурової (ремонтної) бригади та обладнання за погодженням сторін.
Забороняється проводити геофізичні дослідження в свердловинах у разі:
ГНВП;
поглинання бурового розчину (зі зниженням рівня понад 15 м на годину);
невідповідності бурового розчину вимогам нормативно-технічних документів;
виконання на свердловині робіт, не пов'язаних з геофізичними дослідженнями.
1.5 Під час організації і проведення геофізичних робіт необхідно дотримуватися вимог наказу № 4, наказу № 355, цих Правил та чинних нормативно-правових актів з організації безпечного ведення газонебезпечних робіт.
При роботі на свердловинах геофізична техніка повинна встановлюватися з дотриманням забезпечення достатньої видимості і сигналізаційного зв'язку між лабораторією, підйомником та устям свердловини. Підйомник каротажної станції повинен бути загальмований і надійно закріплений (заякорений).
Обов'язкове якоріння каротажного підйомника проводиться:
за складних метеорологічних умовах (дощ, ожеледь, сніг тощо) у разі глибини свердловини понад 5000 м.
1.6. Аварії та ускладнення, що виникають в процесі проведення геофізичних робіт, ліквідуються відповідно до спільно складеного підприємством-замовником і виконавцем геофізичних робіт плану з використанням технічних засобів обох сторін.
1.7. Будь-які геофізичні роботи в свердловині не дозволяються, якщо відсутній або несправний пристрій для відрубування каротажного кабелю.
1.8. Про всі випадки залишення в свердловині ППА з ВМ необхідно негайно інформувати територіальний орган Держпраці.
1.9. Піднята зі свердловини ППА, що не підлягає розряджанню внаслідок деформації корпусу, повинна знищуватися на місці виконання ППР з дотриманням заходів безпеки, передбачених експлуатаційною документацією, згідно з Порядком знищення вибухових матеріалів промислового призначення, затвердженим наказом Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 06 липня 2006 року № 423, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 14 липня 2006 року за № 827/12701 (далі - наказ № 423).
1.10. Перед початком робіт із застосуванням приладів з джерелами іонізуючого випромінювання територія, на якій проводяться ці роботи, повинна бути помічена по контуру знаками радіаційної небезпеки.
1.11. Після закінчення робіт із застосуванням приладів з джерелами іонізуючого випромінювання устя свердловини, обладнання, інструмент і одяг працівників повинні бути перевірені дозиметром на відсутність радіоактивних забруднень.
1.12. У разі аварії під час проведення робіт з використанням або перевезенням джерел іонізуючого випромінювання дії персоналу та ліквідація наслідків надзвичайної ситуації регламентуються відповідними планами аварійних заходів та дій підприємства.
2. Вимоги до геофізичної апаратури та обладнання
2.1. Геофізичні роботи в нафтових, газових, газоконденсатних та нагнітальних свердловинах повинні проводитись із застосуванням обладнання, кабелю та апаратури, технічні характеристики яких відповідають геолого-технічним умовам свердловин, що буряться та експлуатуються.
2.2. Каротажні підйомники повинні бути укомплектовані:
підвісними і направляючими блоками, упорними башмаками та пристроєм для рубання кабелю;
засобами візуального контролю глибини спуску-підйому кабелю, швидкості його просування і натягу;
з'єднувальними кабелями з міцним електроізоляційним покриттям;
механічним кабелеукладачем.
2.3. Для проведення геофізичних робіт у свердловинах під тиском до комплекту наземного обладнання повинні входити лубрикаторні пристрої.
2.4. До геофізичних робіт допускаються сертифіковані обладнання, кабель та апаратура.
2.5. Дослідні та експериментальні зразки геофізичної техніки допускаються до застосування відповідно до проєктної документації, затвердженої у встановленому порядку.
2.6. Конструкції приладових головок повинні забезпечувати приєднання приладів до уніфікованих кабельних наконечників і складання компоновок комплексної або комбінованої багатопараметрової апаратури. Захисний ковпак кабельної головки повинен мати конструкцію, яка забезпечує його захоплення ловильним інструментом.
Ловильний інструмент під усі типи головок, які використовуються, повинен входити до комплекту геофізичної апаратури.
2.7. Міцність кріплення приладу до кабелю за допомогою кабельних наконечників повинна бути нижчою від розривного зусилля відповідного типу кабелю.
2.8. Під час проведення геофізичних робіт повинен застосовуватися кабель, який не має порушень броньового покриття. Цілісність броні повинна періодично перевірятися, а після робіт в агресивних середовищах кабель повинен випробуватися на розривне зусилля.
2.9. При проведенні ППР забороняється застосовувати вибухові патрони з незахищеними системами електричного підривання або без блокувальних пристроїв.
3. Геофізичні роботи при бурінні свердловин
3.1. При каротажі пробуреного стовбура свердловини підйомник і лабораторія повинні встановлюватися таким чином, щоб забезпечувалися огляд устя свердловини, вільний прохід працівників на містки та сигналізаційний зв'язок між працівниками, які перебувають на підйомнику, біля устя та в лабораторії.
3.2. Підвісний блок повинен бути надійно закріплений на талевій системі бурової установки і піднятий над устям свердловини на висоту, яка забезпечує спуск кабелю з приладами в свердловину по її осі.
3.3. Перед початком геофізичних робіт повинна бути перевірена справність гальмівної системи каротажного підйомника, кабелеукладача, захисних загороджень, цілісність заземлювального проводу і з'єднувальних кабелів.
3.4. Спуск і підйом кабелю повинні проводитись із здійсненням контролю глибини, натягу та зі швидкостями, які обираються залежно від конструкції свердловини і рекомендовані для відповідних типів апаратури і пристроїв.
3.5. У разі непроходження приладу до інтервалу досліджень або до вибою допускається проведення каротажу через буровий інструмент, низ якого обладнаний спеціальною воронкою, а також із застосуванням технології синхронного спуску геофізичного кабелю та бурового інструменту.
3.6. Під час випробування і дослідження свердловин ВПК, а також при гідродинамічних дослідженнях підготовка до спуску ВПК повинна проводитися на містках бурової на спеціальних підкладках.
Розгерметизація пробовідбірників ВПК на свердловині допускається лише із застосуванням спеціальних пристроїв.
3.7. Проведення робіт із трубними пластовипробувачами допускається в свердловинах у разі справності бурового інструменту, насосів. Випробування об'єктів залежно від їх завдань може проводитися без та з випуском рідини доливу і пластового флюїду на поверхню.
3.8. Під час випробування свердловини з виведенням пластового флюїду на поверхню необхідно:
розрахувати колону бурильних труб на надлишковий внутрішній і зовнішній тиски, які можуть виникнути в процесі випробування, а також на розтяжне зусилля;
обладнати бурильну колону кульовим краном і спеціальною устьовою головкою, опресувавши їх на тиск, який на 10 % перевищує очікуваний у процесі операції, та провести дефектоскопію;
провести обв'язку устя з маніфольдом бурових насосів та викидною лінією превенторної установки;
забезпечити можливість прямого і зворотного закачування бурового розчину в свердловину;
погодити схему обв'язки устя з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці;
обладнати устя свердловини робочою площадкою для екстреного закриття аварійного крана на спеціальній устьовій головці при піднятті бурильної колони з елементами обв'язки над столом ротора;
забезпечити на буровій у місцях виходу пластового флюїду активну вентиляцію.
3.9. Забороняється вести роботи з трубними пластовипробувачами в свердловинах без обладнання їх превенторною установкою.
3.10. Проведення робіт з трубними пластовипробувачами в умовах поглинання промивної рідини і слабкому прояві свердловини допускається в разі здійснення додаткових заходів, які забезпечують безаварійність і безпеку робіт.
3.11. Геофізичні дослідження в обсадженому стовбурі свердловини повинні забезпечувати одержання інформації про якість кріплення та наявність позаколонних перетоків заколонного простору, унеможливити вихід флюїду на поверхню.
3.12. Станція геолого-технічних досліджень повинна встановлюватися за типовою схемою прив'язки її до бурової установки. З'єднувальні кабелі та газоповітряна лінія повинні бути підвішені на опорах або розміщені в охоронних пристроях.
3.13. Ділянка жолобної системи, де встановлюються дегазатор і датчики контролю параметрів бурового розчину, повинна бути освітлена в темний час доби.
3.14. Перед початком проведення геолого-технічних досліджень керівник робіт (начальник партії, загону) разом з буровим майстром повинні провести цільовий інструктаж працівників бурової бригади щодо безпечних методів експлуатації геофізичного обладнання і взаємодії під час виконання технологічних операцій з перевіркою знань та записом у журналі проведення інструктажів з питань охорони праці.
3.15. Керівник бурової бригади зобов'язаний негайно інформувати начальника геофізичного загону про відхилення від проєктного технологічного режиму буріння і фізико-хімічного складу промивної рідини.
3.16. Після закінчення буріння перед геофізичними дослідженнями циркуляція повинна бути продовжена до повного вирівнювання параметрів бурового розчину. У разі знаходження вибою свердловини перед підняттям бурильного інструменту за 50 м до розкриття продуктивних горизонтів, а також при розкритих продуктивних горизонтах промивання продовжується до повного вирівнювання параметрів бурового розчину, але не менше ніж протягом одного циклу.
3.17. Черговий оператор станції геолого-технічних досліджень (газокаротажної станції) зобов'язаний оперативно інформувати бурильника, а після нього і майстра про всі відхилення показників (вмісту газу в розчині, витратах розчину на виході та його механічну швидкість тощо) від нормальних з наступним записом про це у вахтовому журналі.