6.21. Плашки превенторів, установлених на усті свердловини, повинні відповідати діаметру бурильних труб, що застосовуються.
Глухі плашки встановлюють у нижньому превенторі, якщо в комплекті обладнання відсутній превентор зі зрізуючими плашками.
6.22. У випадку застосування у компоновці бурильної колони труб різних типорозмірів на містках повинна знаходитись опресована бурильна (аварійна) труба, яка за діаметром повинна відповідати діаметру плашок превентора, а за міцнісними характеристиками - верхньої секції бурильної колони, яка використовується з кульовим краном у відкритому стані і перехідниками на інші діаметри труб, що застосовуються для роботи у свердловині. Бурильна труба, перехідник і кульовий кран фарбуються в червоний колір.
6.23. При спусканні обсадних колон у свердловини з розкритими високонапірними пластами (аномальний пластовий тиск) і невідповідності встановленого універсального превентора очікуваним тискам на усті плашки одного з превенторів замінюються на плашки, які відповідають діаметру обсадної колони, що опускається, або на прийомних містках повинна розміщуватися спеціальна (сталева, з відповідними міцнісними характеристиками) бурильна труба з перехідником під обсадну трубу та кульовим краном у відкритому положенні, які опресовані на відповідний тиск.
6.24. Для безперешкодного доступу обслуговувального персоналу до встановленого на усті противикидного обладнання під буровою повинен бути зроблений твердий настил.
6.25. Усі схеми противикидної обв'язки устя свердловини у верхній частині повинні включати фланцеву котушку та рознімні воронку і жолоб для полегшення робіт з ліквідації відкритих фонтанів.
У разі вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути спущена в башмак проміжної колони або кондуктора, а устя свердловини - загерметизоване. Тривалість простоїв, після яких необхідно спускати бурильну колону, а також періодичність промивок зі спуском колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства (управління бурових робіт, експедиція глибокого буріння тощо).
6.26. Підходи до устьового обладнання, превенторів і засувок повинні мати тверде покриття (бетонне, металеве чи дерев'яне), що забезпечує безпечне обслуговування їх в процесі експлуатації.
Підходи повинні утримуватись в чистоті і не захаращуватись сторонніми предметами.
6.27. Монтаж, ремонт і обслуговування устьового і противикидного обладнання на висоті більше 0,75 м від рівня землі повинні здійснюватися із застосуванням спеціальних площадок.
6.28. Не дозволяється здійснювати будь-які роботи з усунення несправностей устьового чи противикидного обладнання, що знаходиться під тиском.
6.29. Не дозволяється докріплювати фланцеві, нарізні і швидкозбірні з'єднання, що перебувають під тиском.
6.30. Не дозволяється експлуатація гідроакумулятора при неповному комплекті закріплюючих деталей напівкуль його корпуса або невідповідності міцності кріпильних деталей вимогам підприємства-виробника.
6.31. Не дозволяється заправка гідроакумулятора повітрям чи іншим газом, не передбаченим інструкцією підприємства-виробника.
6.32. Не дозволяється здійснювати будь-який ремонт гідроакумулятора до повного випускання з нього азоту, стравлювання тиску масла і відключення подачі електроенергії від станції гідроприводу.
6.33. Перед пуском в роботу гідрокерування необхідно перевірити правильність з'єднання трубопроводів згідно зі схемою підприємства-виробника.
Не дозволяється приєднувати нагнітальні трубопроводи гідрокерування до ліній зливу для запобігання їх руйнуванню.
6.34. Перед проведенням електро- або газозварювальних робіт на усті свердловини необхідно підготувати місце і перевірити за допомогою газоаналізатора відсутність вибухонебезпечних концентрацій газу в приустьовій частині обсадної колони.
6.35. Електрозварювальні роботи повинні виконуватись з дотримуванням вимог безпеки і санітарно-гігієнічних норм при електрогазозварювальних роботах.
6.36. До виконання зварювальних робіт допускаються кваліфіковані зварники, що мають посвідчення і атестовані відповідно до законодавства.
6.37. Електрообладнання і металеві будки станції гідроприводу і штурвалів ручної фіксації плашок превенторів повинні бути заземлені.
6.38. У місцях постійного переходу людей над викидними лініями противикидного обладнання повинні встановлюватися перехідні містки шириною не менше ніж 1,0 м та з перилами висотою не нижче ніж 1,0 м.
6.39. Земляні амбари в кінці викидних ліній устьового і противикидного обладнання при висоті обвалування менше 1,0 м повинні огороджуватися.
6.40. Опресування устьового і противикидного обладнання на свердловині повинно проводитися протягом світлового дня.
Роботи з опресування в темний час доби проводяться за умови виконання вимог освітленості згідно з ДБН В.2.5-28:2006.
6.41. У процесі опресування не дозволяється присутність людей біля противикидного обладнання, що перебуває під тиском.
Перед початком опресування обслуговувальний персонал, що безпосередньо не бере участі у виконанні робіт, необхідно вивести в безпечне місце.
7. Освоєння і випробування закінчених бурінням свердловин
7.1. Роботи з освоєння і випробування свердловин можуть бути початі при забезпеченні таких умов:
а) висота підняття цементного розчинуза експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідає проекту та вимогам охорони надр;
б) експлуатаційна колона прошаблонована, опресована сумісно з колонною головкою і превенторною установкою та герметична;
в) устя з превенторною установкою, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані і обв'язані відповідно до затвердженої схеми.
7.2. Устя свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони повинне бути обладнане превенторною установкою або перфораційною засувкою за затвердженою схемою, а свердловина заповнена буровим розчином або іншою рідиною перфорації з густиною, яка відповідає вимогам підпункту 3.3.3 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил.
Перфораційна засувка повинна мати дистанційне керування штурвалом і бути опресована на її робочий тиск до встановлення на свердловину, а після встановлення на устя повинно бути проведено її опресування на тиск, який становить не менше 110 % від очікуваного на усті.
Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в технічному проекті і плані робіт на освоєння свердловини.
Каротажна партія повинна мати пристрій для рубання кабелю і його утримання. Лебідка каротажного підйомника повинна мати покажчик навантаження на кабель.
7.3. Під час перфорації виконавцем робіт повинне бути встановлене спостереження за рівнем рідини на усті свердловини. Його зниження не допускається.
7.4. Перед установленням на усті свердловини фонтанні арматури опресовуються у зібраному вигляді на величину робочого тиску, а після установлення - на тиск опресування обсадної колони.
7.5. Стійкість привибійної зони пласта та збереження цементного кільця забезпечуються допустимою депресією, величина якої встановлюється підприємством за погодженням із замовником з урахуванням проектних рішень і фактичного стану кріплення.
7.6. Приплив флюїду з пласта викликається шляхом створення регламентованих депресій за рахунок заміни бурового розчину на розчин меншої густини, технічну воду, дегазовані вуглеводні, пінні системи, інертні гази.
7.7. Зниження рівня рідини в експлуатаційній колоні за допомогою свабування, використання свердловинних насосів, нагнітанням інертного газу, пінних систем або природного газу від сусідньої свердловини здійснюється відповідно до інструкцій з безпечного ведення робіт, розроблених підприємством. У разі використання повітря для зниження рівня рідини необхідно дотримуватись заходів щодо запобігання утворенню вибухонебезпечних сумішей (наприклад, застосування рідинних або газових роздільних пробок тощо). Ці заходи розробляються для конкретних ситуацій (залежно від типу, глибини свердловини, її стану тощо).
7.8. Глибинні вимірювання в свердловинах з надлишковим тиском на усті допускаються тільки з застосуванням лубрикаторів, параметри яких повинні відповідати умовам роботи свердловини.
7.9. Для кожної свердловини, що підлягає освоєнню, складається план з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи і призначаються відповідальні особи щодо його виконання. План затверджується технічним керівником бурового підприємства і погоджується з замовником.
8. Ліквідація аварій при бурінні свердловин
8.1. Бурові підприємства щороку розробляють і затверджують у встановленому порядку заходи щодо запобігання аваріям та ускладненням під час будівництва свердловин, що враховують геологічні властивості регіону, технічний стан бурового обладнання та специфіку буріння.
8.2. Для розслідування причин аварій, ускладнень, а також розробки планів їх попередження та ліквідації бурове підприємство створює постійно діючу комісію під керівництвом головного інженера.
Для розслідування причин аварій та розробки планів ліквідації складних аварій до роботи комісії можуть залучатися представники проектних та науково-дослідних організацій.
8.3. Ліквідація аварії проводиться під безпосереднім керівництвом відповідального технічного керівника згідно із затвердженим підприємством планом.
Перед початком ліквідації аварії бурова бригада повинна бути ознайомлена з планом робіт, а з виконавцями проведений цільовий інструктаж з відповідним оформленням у журналі інструктажів.
8.4. Переривати процес ліквідації аварії і відволікати бурову бригаду на інші роботи не дозволяється.
8.5. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт не дозволяється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (при ліквідації можливих газонафтоводопроявів та після виклику припливу), а також проникних непродуктивних пластів.
8.6. Під час тривалих зупинок або простоїв свердловин з розкритими, схильними до текучості породами бурильний інструмент повинен бути піднятий у башмак обсадної колони; періодично слід проводити шаблонування, а в разі потреби - проробку відкритого стовбура до вибою. Періодичність проробок установлюється технологічною службою бурового підприємства.
8.7. Звільнення прихопленого бурового інструменту та насосно-компресорних труб торпедуванням необхідно проводити за спеціальним планом, погодженим з геофізичною службою, відповідно до вимог Єдиних правил безпеки при вибухових роботах, затверджених Держгіртехнаглядом 25.03.92 (НПАОП 0.00-1.17-92).
8.8. Перед спуском у свердловину ловильного інструменту необхідно скласти ескіз компоновки із зазначенням необхідних розмірів.
8.9. Для розбурювання внутрішніх деталей муфт ступеневого цементування стикувальних пристроїв в обсадних колонах необхідно виключити ОБТ із компоновки бурильної колони і застосовувати долото без бокового армування твердими вставками або із зрізаними периферійними зубцями; у разі потреби інтервал розміщення муфти ступеневого цементування або стикувального пристрою додатково проробити повномірною плоскодонною фрезою без бокового армування.
8.10. До виконання робіт на свердловинах з можливими газонафтоводопроявами допускаються робітники і інженерно-технічні працівники, які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації проявів.
8.11. Розкриття продуктивних горизонтів у розвідувальних свердловинах і родовищах з АВПТ дозволяється проводити після перевірки і встановлення готовності бурової до виконання даних робіт комісією під керівництвом технічного керівника бурового підприємства за участю представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.
8.12. Перед розкриттям горизонтів з можливими флюїдопроявами буровому підприємству необхідно розробити заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам і провести:
а) інструктаж членів бурової бригади щодо практичних дій при ліквідації газонафтоводопроявів;
б) перевірку технічного стану бурового станка, ОП, інструменту, КВП;
в) оцінку готовності об'єкта оперативно обважнювати буровий розчин, поповнювати його запас шляхом приготування або доставки на свердловину.
8.13. До і після розкриття горизонтів з АВПТ при відновленні промивання свердловини після СПО, геофізичних досліджень, ремонтних робіт, простоїв необхідно починати контроль густини, в'язкості бурового розчину та вмісту газу одночасно з відновленням циркуляції.
8.14. При розкритих продуктивних горизонтах підняття бурильної колони при наявності сифона або поршнювання не дозволяється.
8.15. На родовищах, де можливі прояви пластового флюїду з вмістом сірководню або інших агресивних і токсичних компонентів, бурові бригади додатково навчаються безпечним методам роботи.
8.16. Роботи з ліквідації відкритого фонтана необхідно проводити за окремим планом.
8.17. Вантажопідіймальність підйомного агрегату, бурової вишки, щогли, допустиме вітрове навантаження повинні відповідати максимальним навантаженням, очікуваним у процесі проведення аварійних робіт.
VI. ВИДОБУВАННЯ, ПРОМИСЛОВИЙ ЗБІР ТА ПІДГОТОВКА ДО ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ, ГАЗУ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ
1. Облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ
1.1. Проект облаштування родовища повинен передбачати:
а) визначення ризиків виникнення аварій та їх прийнятних рівнів для декларування безпеки об'єктів підвищеної небезпеки;
б) складання на кожному об'єкті ПЛАС;
в) систему неруйнівного контролю і антикорозійного захисту технологічних трубопроводів та обладнання;
г) багаторівневу систему блокувань і запобіжних пристроїв, що спрацьовують при виникненні аварійних ситуацій;
ґ) максимальну автоматизацію об'єктів, що виключає необхідність постійного перебування персоналу на об'єкті і забезпечує повноту збору інформації про його роботу в пунктах керування технологічним процесом;
д) герметизовану систему збору і транспортування продукту з раціональним використанням нафти, газу і цінних супутніх компонентів, їх утилізацію з місць аварійних викидів;
е) резерви технологічного, енергетичного обладнання, а також запаси води, палива, хімічних реагентів і матеріалів, що забезпечують локалізацію аварій, пожеж, загазованості і відновлення стійкої роботи об'єкта.
На кущі свердловин викидні нафтогазопроводи, газопроводи газліфта, верстати-качалки, станції керування, трансформаторні підстанції, кабельні естакади повинні розташовуватися по один бік від осі куща свердловин.
1.2. На кожен технологічний процес проектною організацією повинен складатися, а нафтогазовидобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент, що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт.
1.3. У проекті повинна бути наведена порівняльна оцінка обраних технологічних параметрів з кращими аналогами за рівнем безпеки і надійності виробництва.
2. Порядок прийняття в експлуатацію споруд і обладнання
2.1. Закінчені будівництвом об'єкти нафтогазодобувної промисловості приймаються в експлуатацію державними приймальними комісіями згідно з Порядком прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 22.09.2004 N 1243 (НПАОП 45.2-2.01-04).
2.2. До прийняття в експлуатацію об'єктів і споруд замовнику разом з представниками залучених організацій необхідно зареєструвати перед початком пусконалагоджувальних робіт у територіальних органах Держгірпромнагляду посудини, що працюють під тиском, а також вантажопідйомне обладнання.
2.3. Уведення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд необхідно проводити в комплексі з системами зв'язку, телемеханіки, енерго-, паро-, водопостачання, вентиляції, контролю загазованості, пожежогасіння, захисту навколишнього природного середовища, які передбачені проектною документацією.
2.4. Не дозволяється експлуатація об'єктів і споруд, які не прийняті в експлуатацію державними приймальними комісіями відповідно до НПАОП 45.2-2.01-04.
3. Колтюбінгові установки
3.1. Колтюбінгові установки призначені для проведення робіт з капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті.
3.2. Підготовка площадки, монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватись відповідно до технічних умов та інструкції з експлуатації підприємства-виробника.
Перед початком робіт агрегат повинен бути укомплектований: необхідною документацією, штатним комплектом обладнання та інструментом, інструкціями з безпечного ведення робіт.
Роботи з використанням колтюбінгових установок виконуються персоналом, який пройшов навчання за програмою спеціального навчання щодо експлуатації зазначеного обладнання відповідно до вимог НПАОП 0.00-4.12-05.
3.3. Вимоги до колтюбінгової установки:
а) перед початком роботи безмуфтова довгомірна труба повинна бути оснащена зворотним клапаном;
б) з метою врахування втоми металу та зносу БДТ напередодні проведення роботи на свердловині перевіряється можливість використання існуючої БДТ за записами бортового комп'ютера з урахуванням її зношування при проведенні попередніх свердловинних операцій;
в) перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт;
г) агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превентора й установки в цілому;
ґ) до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинні виконуватись ревізія превентора, механізму подачі БДТ і визначатися ділянки зносу та втоми металу труби;
д) при температурі навколишнього середовища нижче 0° C з урахуванням фізичних властивостей робочого агента після закінчення робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання "заморожуванню" БДТ (продувка повітрям або заміщення робочого агента незамерзаючим).
4. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
4.1. Фонд свердловин нафтогазодобувного підприємства визначається технологічною схемою розробки родовища і може змінюватись у процесі його розробки.
4.2. Діаметри експлуатаційних колон свердловин, діаметр і інтервал спуску насосно-компресорних труб визначаються технологічною схемою розробки родовища й уточнюються в процесі його експлуатації.
4.3. Експлуатація свердловин здійснюється по трубному простору. Допускається експлуатація свердловин по затрубному простору при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні та за погодженням з територіальним органом Держгірпромнагляду.
4.4. Конструкція колонних головок, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинні забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного та міжколонного просторів, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю тиску в трубному, затрубному та міжколонних просторах і температури в бокових відводах.
4.5. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не меншим від тиску, очікуваного на усті свердловини.
4.6. Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на усті слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, згідно зі стандартом ГОСТ 13846-89, а після встановлення на усті свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони.
4.7. При проведенні робіт з інтенсифікації (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різного роду закачки тощо), які вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на усті спеціальну арматуру, а для захисту експлуатаційної колони - глибинний пакер.
4.8. Фонтанна арматура повинна оснащуватись підприємством-виробником дроселями з ручним, а за вимогою замовника - з дистанційним керуванням; запірною арматурою, а за вимогою замовника - з дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним і (або) дистанційним керуванням та забезпечувати можливість заміни манометрів і термометрів без зниження тиску до атмосферного.
Допускається встановлення нерегульованих дроселів відповідно до технологічного регламенту роботи свердловини.
Корпуси запірної фонтанної арматури та дроселів повинні бути суцільними (вилитими, штампованими). Не допускається застосування запірної фонтанної арматури і дроселів, що мають зварний корпус.
Засувки повинні мати висувний шпиндель для забезпечення візуального контролю положення затвору засувки.
4.9. Залежно від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватись фонтанна арматура у відповідному виконанні:
а) нормальна - Н (для температур від -40° C до +120° C);
б) холодостійка - ХЛ (для температур від -50° C до +120° C);
в) термостійка - Т (для температур від -40° C до +150° C і вище);
г) корозійностійка - К1 (при об'ємному вмісті CO2до 6 %);
ґ) корозійностійка - К2 (при об'ємному вмісті H2S i CO 2 до 6 %);
д) корозійностійка - К3 (при об'ємному вмісті H2S i CO 2 до 25 %).
4.10. Обв'язка устя експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати:
а) можливість роботи як по НКТ, так і по затрубному простору;
б) автоматичне відключення свердловин у випадках розриву шлейфа або збільшення тиску в ньому вище допустимого;
в) можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;
г) установлення запобіжних клапанів, якщо шлейфи розраховані на тиск, нижчий статичного устьового;
ґ) можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин;
д) можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини;
е) проведення контролю тиску в НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;
є) відведення газу на факел під час продувки свердловини, шлейфа;
ж) можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;
з) установлення на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80° C і вище, температурних компенсаторів.