6.9.13. Перед розкриттям горизонтів з можливими флюїдопроявами буровому підприємству необхідно розробити заходи щодо запобігання газонафтоводопроявам і провести:
інструктаж членам бурової бригади з практичних дій при ліквідації газонафтоводопроявів;
перевірку технічного стану бурового станка, ОП, інструменту, КВП;
оцінку готовності об’єкта оперативно обважнювати буровий розчин, поповнювати його запас шляхом приготування або доставки на свердловину.
6.9.14. 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 зразу з початку відновлення циркуляції.
6.9.15. При розкритих продуктивних горизонтах підняття бурильної колони при наявності сифону або поршнювання забороняється.
6.9.16. На родовищах, де можливі проявлення пластового флюїду з вмістом сірководню або інших агресивних і токсичних компонентів, бурові бригади повинні бути додатково навчені безпечним методам роботи відповідно до чинних правил та інструкцій.
6.9.17. Роботи з ліквідації відкритого фонтану повинні проводитись за спеціальним планом, розробленим штабом згідно з НАОП 1.1.23-5.16-88.
6.9.18. При будівництві свердловини необхідно керуватись вимогами НАОП 1.1.21-1.18-82.
6.9.19. Вантажопідіймальність підйомного агрегату, бурової вежі, щогли, допустиме вітрове навантаження повинні відповідати максимальним навантаженням, очікуваним в процесі проведення аварійних робіт.
7. ВИДОБУВАННЯ, ПРОМИСЛОВИЙ ЗБІР ТА ПІДГОТОВКА ДО ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ, НАФТИ ТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ
7.1. Облаштування нафтових, газових
і газоконденсатних родовищ
7.1.1. Облаштування родовищ повинне забезпечувати оптимальну розробку родовища відповідно до технологічної схеми розробки, підготовку всіх видів вуглеводневої сировини до транспортування.
Для об'єктів, що проектуються та реконструюються, повинна бути виконана оцінка шкідливих та небезпечних факторів та їх впливу на персонал і навколишнє середовище при нормальній експлуатації та у випадку аварійної ситуації. На підставі цієї оцінки визначаються рівень автоматизації технологічних процесів, технічні та технологічні рішення з безпеки виробництва та персоналу у випадку аварій, пожеж, загазованості.
Проект облаштування родовищ повинен отримати позитивну експертну оцінку експертно-технічного центру Держнаглядохоронпраці щодо його відповідності чинним вимогам безпеки виробництва та охорони праці.
7.1.2. Проект облаштування родовищ повинен передбачати:
а) 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;
б) систему неруйнівного контролю і антикорозійного захисту технологічних трубопроводів та обладнання;
в) багаторівневу систему блокувань і запобіжних пристроїв, що спрацьовують при виникненні аварійних ситуацій;
г) визначення ризиків виникнення аварій та їх прийнятних рівнів для декларування безпеки об’єктів підвищеної небезпеки.
д) складання на кожному об'єкті Плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС);
е) герметизовану систему збору і транспортування продукту з раціональним використанням нафти, газу і цінних супутніх компонентів, їх утилізацію з місць аварійних викидів;
ж) резерви технологічного, енергетичного обладнання, а також запаси води, палива, хімреагентів і матеріалів, що забезпечують локалізацію аварій, пожеж, загазованості і відновлення стійкої роботи об'єкта;
з) на кущі свердловин викидні нафтогазопроводи, газопроводи газліфта, верстати-качалки, станції керування, трансформаторні підстанції, кабельні естакади повинні розташовуватися по один бік від осі куща свердловин.
7.1.3. На кожен технологічний процес проектною організацією повинен складатися, а нафтогазовидобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент, що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт.
7.1.4. У проекті повинна бути наведена порівняльна оцінка обраних технологічних параметрів з кращими аналогами за рівнем безпеки і надійності виробництва.
7.2. Порядок приймання в експлуатацію споруд і обладнання
7.2.1. Закінчені будівництвом об’єкти нафтогазовидобувної промисловості приймаються в експлуатацію Державними приймальними комісіями у порядку, встановленому ДБН А.3.1-3-94.
7.2.2. До приймання в експлуатацію об'єктів і споруд замовнику разом з представниками залучених організацій необхідно зареєструвати до початку пусконалагоджувальних робіт в органах Держнаглядохоронпраці України, посудини, що працюють під тиском, відповідно до ДНАОП 0.00-1.07-94, а також вантажопідйомне обладнання відповідно до ДНАОП 0.00-1.03-02.
7.2.3. Введення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд повинне проводитись в комплексі з системами зв'язку, телемеханіки, енерго-, паро-, водопостачання, вентиляції, контролю загазованості, пожежогасіння, пристроями для охорони від забруднення навколишнього середовища, які передбачені проектом для відведення зливових потоків води, захисту населених пунктів, підприємств і водоймищ від попадання забруднюючих продуктів.
7.2.4. Забороняється введення в експлуатацію об'єктів і споруд, які не прийняті в установленому порядку комісією за участю представників відповідних органів державного нагляду.
7.3. Колтюбінгові установки
7.3.1. Колтюбінгові установки призначені для проведення робіт з капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на гирлі.
7.3.2. Підготовка площадки, монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватись відповідно до технічних умов та інструкції з експлуатації заводу-виробника.
Перед початком робіт агрегат повинен бути укомплектований: необхідною документацією, штатним комплектом обладнання та інструментом, інструкціями з безпечного ведення робіт.
Колтюбінгові установки повинні бути обладнані і оснащені:
а) обмежувачами вантажопідйомності;
б) системами контролю і реєстрації навантажень, які виникають при спуско-підйомних операціях;
в) системою контролю за товщиною труб.
Роботи з використанням колтюбінгових установок виконуються спеціально навченим персоналом.
7.3.3. Вимоги до колтюбінгової установки:
а) перед початком роботи безмуфтова довгомірна труба (БДТ) повинна бути оснащена зворотним клапаном;
б) з метою визначення зносу БДТ у процесі роботи, а також запису поточних параметрів роботи колтюбінгової установки, повинні вестись записи у відповідні файли програм DART i CTFA;
в) перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт;
г) агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструмента для ремонту превентера і установки в цілому;
д) до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинна виконуватись ревізія превентера і механізму подачі БДТ;
г) при температурі навколишнього середовища нижче 00С, з урахуванням фізичних властивостей робочого агента, по закінченні робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання “заморожуванню” БДТ (продувка повітрям або заміщення робочого агента незамерзаючим).
7.4. Фонтанна і газліфтна експлуатація нафтових свердловин
7.4.1. Фонд свердловин нафтогазовидобувного підприємства визначається технологічною схемою розробки родовища і може змінюватись в процесі його розробки.
7.4.2. Діаметри експлуатаційних колон свердловин, діаметр і інтервал спуску насосно-компресорних труб (НКТ) визначаються технологічною схемою розробки родовища і уточнюються в процесі його експлуатації.
7.4.3. Нормальна експлуатація свердловин повинна проводитись по НКТ. Експлуатація свердловин по затрубному простору допускається при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні і за спеціальним дозволом органів Держнаглядохоронпраці.
7.4.4. 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.
7.4.5. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску опресування експлуатаційної колони.
7.4.6. Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на гирлі слід проводити на робочий тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, згідно з ГОСТ 13846-89, а після встановлення на гирлі свердловини – на тиск опресування експлуатаційної колони. Результати опресувань оформлюються актами.
7.4.7. При проведенні робіт з інтенсифікації (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різного роду закачки тощо), які вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на гирлі спеціальну арматуру, а для захисту експлуатаційної колони – глибинний пакер.
7.4.8. Фонтанна арматура повинна оснащуватись заводом-виробником дроселем 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.
7.4.9. В залежності від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватись фонтанна арматура у відповідному виконанні:
нормальна – Н (для температур від - 40 до +1200С);
холодостійка – ХЛ (для температур від - 50 до +1200С);
термостійка – Т ( для температур від - 40 до +1500С і вище);
корозійностійка – К1 (при об'ємному вмісті СО2 від 6 до 10%);
корозійностійка – К2 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 від 6 до 10% кожного);
корозійностійка – К3 (при об'ємному вмісті H2S i CO2 до 26% кожного).
7.4.10.Обв’язка гирла експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати:
а) можливість роботи як по НКТ, так і по затрубному простору;
б) автоматичне відключення газових і газоконденсатних свердловин у випадках розриву шлейфу або збільшення тиску в ньому вище допустимого;
в) можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;
г) встановлення запобіжних клапанів, якщо шлейфи розраховані на тиск, нижчий статичного гирлового;
д) можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин;
е) можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини;
ж) проведення контролю за тиском в НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;
з) відведення газу на факел при продувці свердловини, шлейфу і спрацьовуванні запобіжних клапанів;
и) можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;
к) встановлення на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 800С і вище, температурних компенсаторів.
7.4.11. Для обв’язки гирла свердловини повинні використовуватись тільки безшовні сталеві труби. З’єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з’єднання допускаються лише в місцях встановлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проектом для демонтажу обв’язки свердловини при підготовці її до капітального ремонту.
7.4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис.м3/добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500м від населеного пункту, оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан-відсікач, циркуляційний клапан та ін.), що у випадку аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до гирла свердловини.
7.4.13. В процесі експлуатації свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапани-відсікачі повинні періодично перевірятись на спрацьовування відповідно до інструкції заводу-виробника. Встановлення клапанів-відсікачів та перевірка їх на спрацьовування оформлюються актом.
7.4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей фонтанної арматури під тиском забороняється. В окремих випадках (аварійні ситуації, збереження продуктивності свердловини і т.п.) ці роботи можуть виконуватись спеціально навченим персоналом за спеціально розробленими і затвердженими в установленому порядку інструкціями, з використанням спеціальних технічних засобів, установка яких прийнятна і безпечна для даної конструкції фонтанної арматури і гирлової обв’язки.
7.4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проекту і плану, які затверджені технічним керівником підприємства.
7.4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона і гирлове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.
Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу, свічи для продування і пристрої для подачі інгібітора.
7.4.17. На лініях, що підводять газліфтний газ і інгібітори до свердловин, мають бути встановлені зворотні клапани.
7.4.18. При ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітора гідратоутворення без зупинки газопроводу.
7.4.19. При глибині спуску колони НКТ на 3000м і більше необхідно використовувати високоміцні труби згідно з проведеними розрахунками.
