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 CO2 до 6 %);
ґ) корозійностійка - К2 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 6 %);
д) корозійностійка - К3 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 25 %).
4.10. Обв'язка устя експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати:
а) можливість роботи як по НКТ, так і по затрубному простору;
б) автоматичне відключення свердловин у випадках розриву шлейфа або збільшення тиску в ньому вище допустимого;
в) можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;
г) установлення запобіжних клапанів, якщо шлейфи розраховані на тиск, нижчий статичного устьового;
ґ) можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин;
д) можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини;
е) проведення контролю тиску в НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;
є) відведення газу на факел під час продувки свердловини, шлейфа;
ж) можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;
з) установлення на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80° C і вище, температурних компенсаторів.
