Відповідно до статті 28 Закону України "Про охорону праці", пункту 9 Положення про Міністерство економіки України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 20 серпня 2014 року № 459 (у редакції постанови Кабінету Міністрів України від 17 лютого 2021 року № 124), НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Правила безпеки в нафтогазодобувній промисловості, що додаються.

2. Визнати таким, що втратив чинність, наказ Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 06 травня 2008 року № 95 "Про затвердження Правил безпеки в нафтогазодобувній промисловості України", зареєстрований у Міністерстві юстиції України 02 червня 2008 року за № 497/15188.

3. Департаменту праці та зайнятості забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

5. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра економіки України згідно з розподілом обов’язків.

1. Ці Правила поширюються на суб’єктів господарювання незалежно від форми власності та організаційно-правової форми, діяльність яких пов’язана з проєктуванням, спорудженням, експлуатацією, ремонтом та реконструкцією об’єктів нафтогазодобувної промисловості, а також на спеціалізовані організації, що здійснюють геофізичні, науково-дослідні, проєктно-конструкторські, будівельно-монтажні, пусконалагоджувальні і діагностичні роботи та ліквідацію аварій на нафтогазодобувних підприємствах.

2. Правила встановлюють вимоги безпеки під час проєктування, буріння, спорудження та експлуатації, капітального ремонту та досліджень нафтових, газових та інших пов’язаних з видобуванням нафти і газу свердловин, систем промислового та міжпромислового збору нафти і газу, підготовки нафти і газу до транспортування магістральними трубопроводами, а також вимоги до технологічного устатковання об’єктів нафтогазодобувної промисловості.

3. Вимоги розділів IV, V (крім пункту 6.9), глав 1, 2, 3, 9, 11, 12 (крім пунктів 12.4 та абзацу двадцять третього пункту 12.7), 13 (крім абзацу шостого підпункту 13.1.3, підпунктів 13.1.4, 13.1.6, 13.1.8 пункту 13.1, пункту 13.3, підпунктів 13.4.7, 13.4.8 пункту 13.4, підпункту 13.5.5 пункту 13.5, пункту 13.7 та вимог до об’єктів, які не належать до УПГ) розділу VI та розділу VII цих Правил поширюються на підземні сховища газу.

4. Газопроводи з робочим тиском до 1,2 МПа, що призначені для зовнішнього постачання газу від газорозподільних організацій на власні потреби нафтогазодобувних підприємств, експлуатуються згідно з вимогами Правил безпеки систем газопостачання, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 15 травня 2015 року № 285, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 08 червня 2015 року за № 674/27119, ДБН В.2.5-39:2008 "Інженерне обладнання будинків і споруд. Зовнішні мережі та споруди. Теплові мережі", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку та будівництва України від 09 грудня 2008 року № 568, та ДБН В.2.5-20:2018 "Газопостачання", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 15 листопада 2018 року № 305.

Газопроводи та ємності зберігання з робочим тиском до 1,2 МПа, що призначені для використання газу на власні потреби нафтогазодобувними виробництвами (підприємствами), експлуатуються згідно з умовами технологічних регламентів нафтогазодобувних виробництв (підприємств).

5. Виконання робіт в акваторіях Чорного та Азовського морів, пов’язаних із розвідуванням (пошуково-розвідувальне буріння, пробна експлуатація, геологічні дослідження, консервування і ліквідування свердловин) та розробленням родовищ нафти і газу (спрямоване та повторне буріння, добування нафти і природного газу, експлуатування, ремонт і дослідження нафтових і газових та інших пов’язаних з видобуванням нафти і газу свердловин, експлуатацією, КРС, ремонтом та реконструкцією морських нафтогазових об’єктів та об’єктів нафтогазодобувних підприємств, промислового збору нафти і газу, підготовки нафти і газу до транспортування), транспортуванням газу магістральними трубопроводами, здійснюється відповідно до вимог Правил безпеки під час виконання робіт з розвідування та розроблення родовищ нафти і газу в акваторіях Чорного та Азовського морів, затверджених наказом Міністерства надзвичайних ситуацій України від 14 грудня 2012 року № 1423, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 08 січня 2013 року за № 76/22608.

1. У цих Правилах терміни вживаються в таких значеннях:

агресивні пластові флюїди - рідкі або газоподібні речовини, переважно вода, нафта, природний газ, газоконденсат або їх суміш, які містяться в продуктивному колекторі і вміщують агресивні компоненти (сірководень, вуглекислий газ, жирні кислоти тощо);

аномально високий пластовий тиск - величина пластового тиску, що не менше ніж на 30 % перевищує умовний гідростатичний тиск стовпа рідини, густиною 1000 кг/м-3, який за висотою рівний глибині залягання пласта в точці вимірювання;

аномально низький пластовий тиск - величина пластового тиску, що не більше ніж на 10 % менший за умовний гідростатичний тиск стовпа рідини, густиною 1000 кг/м-3, який за висотою рівний глибині залягання пласта в точці вимірювання;

буріння - процес утворення гірничої виробки, переважно круглого перерізу, шляхом руйнування порід бурильним інструментом з видаленням продуктів руйнування;

бурова установка - комплекс бурового обладнання і споруд, призначених для буріння свердловин;

буферна зона - зона між промисловим об’єктом, що добуває, транспортує або переробляє продукцію із сірководнем, та житловими спорудами, розмір якої виключає можливість перевищення на її межах встановлених законодавством значень токсичних доз шкідливих речовин у приземному шарі атмосферного повітря;

влаштування свердловини - комплекс робіт, починаючи з підготовки майданчика під бурову установку з подальшим бурінням свердловини, її кріпленням, обв’язкою фонтанної арматури, прокладанням необхідних інженерних лінійних комунікацій для транспортування вуглеводневої суміші в місця підготовки продукції (установки комплексної підготовки газу, установки попередньої підготовки газу, установки підготовки нафти і газу, установки підготовки газу, замірно-сепараційні установки, пропанові холодильні установки, газозбірні пункти), викликом припливу вуглеводнів і закінчуючи демонтажем та демобілізацією бурового устаткування, прокладанням необхідних комунікацій, будівництвом та експлуатацією обладнання, необхідного для підготовки та/або транспортування товарної продукції, і рекультивацією земельної ділянки. Роботи з капітального ремонту свердловин відносяться до влаштування;

вантажопідіймальність бурової вишки (щогли) - величина параметра "Допустиме навантаження на гаку" у поєднанні з навантаженнями на ходовому і нерухомому кінцях каната;

гідрати - тверді кристалічні сполуки вуглеводнів з водою, що можуть за сприятливих термобаричних умов утворюватися в експлуатаційних колонах, фонтанних арматурах, насосно-компресорних трубах, газопроводах, підземних сховищах газу та технологічних апаратах УКПГ і перекривати вільний переріз обладнання;

загальна факельна система - система, що обслуговує всі виробництва або групу виробництв, технологічних установок, свердловин та інші джерела газів, не зв’язаних в одну технологічну лінію і в які можуть направлятись аварійні та технологічні (постійні, періодичні та продувальні) викиди за умови неперевищення тиску для аварійних викидів;

капітальний ремонт свердловин - роботи, пов’язані зі зміною об’єкта експлуатації свердловин; із кріпленням сипких колекторів; відновленням герметичності обсадної колони і ліквідацією її деформації; з бурінням другого стовбура; з інтенсифікацією припливу вуглеводнів; з обмеженням припливу пластових, закачуваних вод; з ловильними та іншими роботами з підземним обладнанням; з консервацією, розконсервацією і ліквідацією свердловин;

мобільна компресорна станція - пересувний комплекс споруд, обладнання та устаткування, призначений для запобігання викиду (скидання) газу в навколишнє природне середовище при виконанні ремонтних та регламентних робіт на об’єктах нафтогазодобувної промисловості шляхом його транспортування (перекачування);

наряд-допуск на виконання робіт підвищеної небезпеки - складене на спеціальному бланку (на паперовому або електронному носії) завдання на безпечне проведення роботи, що визначає її зміст, місце, час початку і закінчення, необхідні заходи безпеки, склад бригади і осіб, що відповідають за безпечне виконання робіт;

нормальний пластовий тиск - пластовий тиск, який дорівнює гідростатичному тиску води густиною 1000 кг/м-3 від покрівлі пласта до поверхні землі по вертикалі. Аномальні пластові тиски характеризуються будь-яким відхиленням від нормального;

об’єкт нафтогазодобувної промисловості - територія, позначена (огороджена) у межах відведеної земельної ділянки, з розташованими на ній виробничими, складськими та адміністративно-побутовими будинками, спорудами, відкритими технологічними площадками та технологічним обладнанням і підземними комунікаціями, що з’єднують вищевказані території;

об’єкти нафтогазодобування - об’єкти, призначені для геологічного вивчення, у тому числі дослідно-промислової розробки та видобування вуглеводнів. До об’єктів нафтогазодобування належать: нафтові та газові свердловини, майданчики розташування обладнання влаштування свердловин, лінії електропередачі та під’їзні шляхи до свердловин, газопроводи-шлейфи, підключення свердловин до УПГ, УКПГ, УПГ, УППГ, УКПН, ТДПУППВ, дотискувальні КС, промислові лінії електропередачі, під’їзні, внутрішньопромислові шляхи та інші об’єкти, пов’язані з експлуатацією об’єктів нафтогазодобування;

облаштування родовища - комплекс проєктних, вишукувальних, будівельних та інших робіт, які необхідно провести для введення родовища в промислову (дослідно-промислову) розробку або робіт з будівництва, капітального ремонту, реконструкції і технічного переоснащення на діючих (облаштованих) родовищах;

окрема факельна система - система, яка обслуговує одне виробництво, один цех, одну технологічну установку, один склад або кілька технологічних блоків, які пов’язані єдиною технологією в одну технологічну ланку, і може зупинятись одночасно (є одним джерелом скиду);

охоронна зона нафтогазодобувних об’єктів - територія, прилегла до об’єктів нафтогазодобувної промисловості (ділянки землі, водойми, річки, лісу тощо), обмежена умовними лініями уздовж наземних, надземних і підземних споруд по їх периметру на визначеній відстані, на якій обмежується провадження господарської та іншої діяльності;

парціальний тиск сірководню - добуток об’ємного вмісту (частки від загального обсягу газової фази) сірководню на загальний тиск газу в системі;

продувний газ - газ, що направляється в систему для запобігання потраплянню в неї повітря та утворенню вибухонебезпечної суміші;

поточний ремонт свердловин - роботи, пов’язані з переведенням свердловин з одного способу експлуатації на інший, із забезпеченням заданого технологічного режиму роботи підземного експлуатаційного обладнання, зміною режимів роботи і заміною цього обладнання, очищенням стовбура свердловини і насосно-компресорних труб від піску, парафіну і солей, плановою ревізією насосно-компресорних труб;

процес технологічний - сукупність фізико-хімічних перетворень речовин і змін значень параметрів матеріального середовища, які проводяться з певною метою в апараті (системі взаємопов’язаних апаратів, агрегаті, машині тощо);

робоча зона - уся дільниця, призначена для розміщення постійних та тимчасових робочих місць, розміщення обладнання, пов’язаного з безпосередніми та допоміжними роботами, установок, що використовуються для добування корисних копалин підземним або відкритим способом, зокрема розкривних чи інших відвалів та/або для добування корисних копалин через свердловини, а також приміщення, до яких працівники мають доступ у процесі роботи;

робоче місце - місце (приміщення), на якому (у якому) працівник постійно чи тимчасово перебуває в процесі трудової діяльності і яке визначене, зокрема, на підставі трудового договору (контракту);

свердловина - спеціально обладнана гірнича виробка (разом з комплексом технологічного обладнання влаштування свердловини) у земній корі круглого перерізу з великим співвідношенням глибини до діаметра, яка створюється послідовним руйнуванням (бурінням) гірничих порід, видаленням зруйнованої породи і за необхідності кріпленням стінок свердловини;

скиди - горючі гази і пари, що виділяють технологічні установки, які не можуть бути використані безпосередньо у відповідній технології;

спеціальна факельна система - система, що призначена для спалювання газу і парів природного газу, які за своїми властивостями або параметрами не можуть направлятись до загальної або окремої факельної системи, оскільки містять речовини, схильні до розпаду з виділенням тепла, полімерні продукти, агресивні речовини, механічні домішки, що можуть знизити пропускну здатність колекторів, продукти, здатні до реакції з іншими речовинами, що направляються в факельну систему, продукти із вмістом сірководню більше ніж 8 % за умови, що тиск в технологічній установці не може забезпечити викидання в загальну або окрему факельну систему;

технологічний регламент - основний технічний документ, що визначає технологію, режим, порядок проведення операцій технологічного процесу, показники якості продукції та безпечні умови роботи;

ускладнення - порушення безперервності технологічного процесу за дотримання вимог робочого проєкту і правил ведення бурових робіт, спричинені явищами гірничо-геологічного характеру;

установка збору і підготовки вуглеводнів (УКПГ, УКПН, УПГ, УППГ, УПН, ЗСУ, ТЗСУ, ТДПУППВ) - комплекс технологічного обладнання та допоміжних систем, що забезпечують збір та промислову підготовку нафти, природного газу, газового конденсату;

установка уловлювання газу - комплекс споруд, обладнання та устаткування для запобігання викиду (скидання) газу в навколишнє природне середовище під час виконання ремонтних та регламентних робіт на об’єктах нафтогазодобувної промисловості шляхом його акумулювання, зокрема, за допомогою мобільних компресорних станцій;

факел - потік розпечених газів та незгорілих твердих частинок (зазвичай сажі), який утворюється в разі запалювання будь-якої займистої суміші чи матеріалу за умови вільного доступу в зону горіння потрібної кількості повітря (без перемішування);

факельна система - система закритого або відкритого типу, що призначена для викидання і подальшого спалювання горючих газів / парів горючих газів під час аварійних ситуацій у процесі збору, підготовки та компримування газу, зупинки об’єктів нафтогазового комплексу, періодичного викидання природного газу і продування технологічного обладнання.

2. Терміни "газ", "дослідно-промислова розробка родовища нафти і газу", "нафта", "поклад нафти і газу", "промислова розробка родовища нафти і газу", "родовище нафти і газу", "розробка родовища нафти і газу" вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про нафту і газ".

3. Терміни "спеціалізована аварійно-рятувальна служба", "аварія", "надзвичайна ситуація", "ліквідація наслідків надзвичайної ситуації" вживаються у значенні, наведеному в Кодексі цивільного захисту України.

Терміни "промислові трубопроводи", "внутрішньопромислові трубопроводи", "технологічні трубопроводи", "магістральні трубопроводи" вживаються у значеннях, наведених у Законах України "Про трубопровідний транспорт" і "Про ринок природного газу".

Терміни "ідентифікація об’єктів підвищеної небезпеки", "об’єкт підвищеної небезпеки", "план локалізації і ліквідації аварій та їх наслідків", "політика запобігання аваріям на об’єкті підвищеної небезпеки", "план реагування на надзвичайні ситуації, що можуть виникнути на об’єктах підвищеної небезпеки 1 класу" вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про об’єкти підвищеної небезпеки".

1. У цих Правилах вживаються такі скорочення:

АВПТ - аномально високий пластовий тиск;

АДП - агрегат для депарафінізації пересувний;

БДТ - безмуфтова довгомірна труба;

ВМ - вибухові матеріали;

ВПК - випробувач пластів на кабелі;

ГДВ - гранично допустимі викиди;

ГДК - гранично допустима концентрація;

ГНВП - газонафтоводопрояв;

ГТН - геолого-технічний наряд;

ГТУ - групова технологічна установка;

ДІВ - джерела іонізуючого випромінювання;

ЕВН - електровідцентровий насос;

ЕПМ - електропідривна мережа;

ЗІ - засоби ініціювання;

ЗІЗ - засоби індивідуального захисту;

ЗСУ - замірна сепараційна установка;

КВП - контрольно-вимірювальні прилади;

КВПіА - контрольно-вимірювальні прилади і автоматика;

КРС - капітальний ремонт свердловин;

КС - компресорна станція;

ЛЕП - лінії електропередачі;

МКС - мобільна компресорна станція;

НКГВ - нижня концентраційна границя вибуховості;

НКТ - насосно-компресорні труби;

НС - насосна станція;

ОБТ - обважнені бурильні труби;

ОП - обладнання противикидне;

ПАР - поверхнево-активні речовини;

ПЛЛА - план локалізації і ліквідації аварій та їх наслідків;

ППА - прострільно-підривна апаратура;

ППР - прострільно-підривні роботи;

ПГР - промислово-геофізичні роботи;

ПЗР - планово-запобіжний ремонт;

ПКР - пневматичні клини ротора;

РВС - резервуар вертикальний сталевий;

СВП - система верхнього приводу;

СКР - сульфідно-корозійне розтріскування металу;

СПО - спуско-підіймальні операції;

ТБТ - тяжкі бурильні труби (HWDP);

ТДПУППВ - тимчасова дослідно-промислова установка попередньої підготовки вуглеводнів;

ТЗСУ - тимчасова замірна сепараційна установка;

ТПДПП - техногенно-підсилені джерела іонізуючого випромінювання природного походження;

УКПГ - установка комплексної підготовки газу;

УКПН - установка комплексної підготовки нафти;

УПГ - установка підготовки газу;

УПН - установка підготовки нафти;

УПП - установка парогенераторна пересувна;

УППГ - установка попередньої підготовки газу;

УУГ - установка уловлювання газу;

ФА - фонтанна арматура;

ЦС - циркуляційна система.

2. У цих Правилах вживаються такі позначення:

Рроб - тиск робочий;

Рпл - тиск пластовий;

Ргідр - тиск гідростатичний;

профіль X - металевий профіль формою навхрест;

профіль XN - металевий профіль формою навхрест та N-подібний.

1.1. Роботодавець повинен одержати дозвіл на виконання робіт підвищеної небезпеки та на експлуатацію (застосування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки або подати декларацію відповідності матеріально-технічної бази вимогам законодавства з питань охорони праці відповідно до Порядку видачі дозволів на виконання робіт підвищеної небезпеки та на експлуатацію (застосування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 жовтня 2011 року № 1107.

1.2. Суб’єкт господарювання, у власності або користуванні якого є хоча б один об’єкт, на якому розміщені установки, сховища (резервуари, посудини), трубопроводи, машини, агрегати, технологічне устаткування (обладнання), споруди або комплекс споруд, що розташовані в межах об’єкта на поверхні землі або під землею, у яких тимчасово або постійно використовується, переробляється, виготовляється, транспортується, зберігається одна або кілька небезпечних речовин, чи який має намір розпочати будівництво такого об’єкта, організовує проведення його ідентифікації відповідно до вимог Закону України "Про об’єкти підвищеної небезпеки" та Порядку ідентифікації об’єктів підвищеної небезпеки та їх обліку, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 13 вересня 2022 року № 1030, для визначення віднесення такого об’єкта до об’єктів підвищеної небезпеки відповідного класу.

1.3. Проєктна документація стадій проєктування "проєкт (П)" та "робочий проєкт (РП)" відповідно до ДБН А.2.2-3-2014 "Склад та зміст проектної документації на будівництво", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 04 червня 2014 року № 163, переоснащення, реконструкції, облаштування об’єктів підвищеної небезпеки нафтогазодобування підлягає проведенню експертиз відповідно до вимог чинного законодавства.

1.4. До початку облаштування родовищ проєкти підлягають погодженню з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

1.5. Роботи з підвищеною небезпекою виконуються згідно з вимогами проєктної документації, планами виконання робіт, нарядами, погодженими та затвердженими відповідальними посадовими особами, або за розпорядженням чи нарядом-допуском на виконання робіт підвищеної небезпеки за формою, наведеною в додатку 1 до цих Правил. Перелік таких робіт та переліки посадових осіб, які мають право керувати цими роботами, затверджуються керівником підприємства.

1.6. Ліквідація аварій при бурінні, експлуатації та капітальному ремонті нафтових і газових свердловин здійснюється згідно із затвердженими планами робіт, ПЛЛА для об’єктів підвищеної небезпеки 1, 2 і 3 класу, а також планами реагування на надзвичайні ситуації для об’єктів підвищеної небезпеки 1 класу.

1.7. Підприємства, установи, організації, які планують експлуатувати хоча б один об’єкт підвищеної небезпеки, розробляють і затверджують ПЛЛА для кожного об’єкта підвищеної небезпеки, а також надають інформацію місцевим органам виконавчої влади, органам місцевого самоврядування для розроблення плану реагування на надзвичайні ситуації для об’єктів підвищеної небезпеки 1 класу.

Для об’єктів підвищеної небезпеки 1 та 2 класу суб’єкт господарювання відповідно до вимог Закону України "Про об’єкти підвищеної небезпеки" розробляє та затверджує політику запобігання аваріям на об’єкті підвищеної небезпеки, а також готує і подає звіт про заходи безпеки на об’єкті підвищеної небезпеки.

1.8. Розслідування та облік нещасних випадків, професійних захворювань та аварій на виробництві здійснюються відповідно до Порядку розслідування та обліку нещасних випадків, професійних захворювань та аварій на виробництві, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 17 квітня 2019 року № 337.

1.9. Консервація свердловин здійснюється відповідно до вимог чинних нормативно-правових актів та ДСТУ 7285:2012 "Нафтова і газова промисловість. Консервація свердловин. Загальні технічні вимоги та порядок проведення робіт", затвердженого наказом Міністерства економічного розвитку і торгівлі України від 29 грудня 2012 року № 1525.

Ліквідація свердловин здійснюється відповідно до вимог чинних нормативно-правових актів.

Переведення свердловин на інші горизонти здійснюється відповідно до вимог чинних нормативно-правових актів.

1.10. Повернення ліквідованих нафтових і газових свердловин в експлуатаційний фонд здійснюється в разі:

прийняття власником спеціального дозволу на користування надрами рішення про доцільність повернення свердловин з ліквідаційного фонду в експлуатацію;

погодження з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

1.11. Нафтові і газові свердловини, системи збору та підготовки нафти і газу до транспортування експлуатуються згідно з вимогами цих Правил та технічної документації.

1.12. Експлуатувати свердловини з міжколонними тисками понад 2 МПа допускається за умови розроблення і виконання додаткових заходів з протифонтанної безпеки та погодження спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

1.13. Забороняється буріння нафтових та газових свердловин та облаштування нафтових та газових родовищ без проведеної експертизи проєктної документації на відповідність проєктної документації вимогам нормативно-правових актів з питань охорони праці.

1.14. Радіаційний контроль під час влаштування та експлуатації нафтових та газових свердловин здійснюється згідно з вимогами ДСП 6.177-2005-09-02 "Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України", затверджених наказом Міністерства охорони здоров’я України від 02 лютого 2005 року № 54, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 20 травня 2005 року за № 552/10832.

1.15. Експлуатація об’єктів нафтогазодобувної промисловості здійснюється згідно з технологічними регламентами.

1.16. До робіт на об’єктах нафтогазодобувної промисловості (у тому числі до робіт підвищеної небезпеки та робіт зі шкідливими та небезпечними речовинами) допускаються особи, що пройшли медичний огляд відповідно до Порядку проведення медичних оглядів працівників певних категорій, затвердженого наказом Міністерства охорони здоров’я України від 21 травня 2007 року № 246, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 23 липня 2007 року за № 846/14113, і не мають протипоказань за станом здоров’я для роботи за спеціальністю згідно з вимогами Переліку робіт, де є потреба у професійному доборі, затвердженого наказом Міністерства охорони здоров’я України та Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 23 вересня 1994 року № 263/121, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 25 січня 1995 року за № 18/554, Переліку важких робіт і робіт із шкідливими і небезпечними умовами праці, на яких забороняється застосування праці неповнолітніх, затвердженого наказом Міністерства охорони здоров’я України від 31 березня 1994 року № 46, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 28 липня 1994 року за № 176/385.

1.17. Роботодавець зобов’язаний забезпечити проведення навчання працівників і перевірку їх знань з питань охорони праці відповідно до вимог Типового положення про порядок проведення навчання і перевірки знань з питань охорони праці, затвердженого наказом Державного комітету України з нагляду за охороною праці від 26 січня 2005 року № 15, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 15 лютого 2005 року за № 231/10511 (далі - наказ № 15).

1.18. До керівництва роботами з буріння, освоєння і ремонту свердловин, ведення геофізичних робіт у свердловинах, а також з видобування та підготовки нафти і газу, будівництва об’єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ допускаються особи, що мають відповідну освіту, пройшли навчання та перевірку знань з питань охорони праці та пожежної безпеки відповідно до вимог законодавства. До виконання робіт підвищеної небезпеки допускаються особи, які пройшли навчання за професією в закладах професійно-технічної освіти, навчально-курсових комбінатах чи інших закладах освіти, що надають професійну (професійно-технічну) освіту або здійснюють професійне (професійно-технічне) навчання.

1.19. Під час виконання робіт зі шкідливими та небезпечними умовами праці, а також робіт, що пов’язані із забрудненням, або тих, що здійснюються в несприятливих метеорологічних умовах, працівникам видаються безоплатно спеціальний одяг, спеціальне взуття та інші ЗІЗ відповідно до Мінімальних вимог безпеки і охорони здоров’я при використанні працівниками засобів індивідуального захисту на робочому місці, затверджених наказом Міністерства соціальної політики України від 29 листопада 2018 року № 1804, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 27 грудня 2018 року за № 1494/32946, Норм безоплатної видачі спеціального одягу, спеціального взуття та інших засобів індивідуального захисту працівникам нафтогазової промисловості, затверджених наказом Міністерства надзвичайних ситуацій України від 09 липня 2012 року № 962, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 26 липня 2012 року за № 1259/21571, та інших чинних норм безоплатної видачі спеціального одягу, спеціального взуття та інших ЗІЗ.

Роботодавець перед видачею ЗІЗ повинен поінформувати працівника про ризики для його життя та здоров’я, від яких його захищатиме користування цим ЗІЗ.

Крім того, роботодавець повинен забезпечити регулярне навчання працівників правилам користування ЗІЗ та демонстрацію їх правильного застосування.

Під час виконання робіт працівники зобов’язані користуватися виданими їм спеціальним одягом, спеціальним взуттям та іншими ЗІЗ.

1.20. Працівників, які виконують роботи на висоті, необхідно забезпечувати засобами захисту від падіння.

Випробування засобів захисту від падіння необхідно проводити згідно з їх експлуатаційною документацією.

1.21. Суб’єкти господарювання, у власності або користуванні яких перебувають об’єкти підвищеної небезпеки, а також суб’єкти господарювання, у власності, володінні або користуванні яких перебувають окремі об’єкти, на території яких існує небезпека виникнення надзвичайних ситуацій державного, регіонального та місцевого рівня (за винятком суб’єктів господарювання, що утворили на професійній основі об’єктові аварійно-рятувальні служби, які пройшли атестацію в установленому порядку), визначені підпунктом 4 пункту 2 Переліку суб’єктів господарювання, галузей та окремих територій, які підлягають постійному та обов’язковому аварійно-рятувальному обслуговуванню на договірній основі, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 жовтня 2016 року № 763, забезпечують постійне та обов’язкове аварійно-рятувальне обслуговування таких об’єктів відповідно до Порядку здійснення постійного та обов’язкового аварійно-рятувального обслуговування суб’єктів господарювання, галузей та окремих територій, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 11 січня 2017 року № 5.

1.22. На об’єктах підвищеної небезпеки 1 і 2 класів згідно з вимогами Кодексу цивільного захисту України з метою своєчасного виявлення на них загрози виникнення надзвичайних ситуацій та здійснення оповіщення персоналу та населення, яке потрапляє в зону можливого ураження, створюються та функціонують автоматизовані системи раннього виявлення загрози виникнення надзвичайних ситуацій та оповіщення населення відповідно до ДБН В.2.5.-76:2014 "Автоматизовані системи раннього виявлення загрози виникнення надзвичайних ситуацій та оповіщення населення. Зміна № 1", затверджених наказом Міністерства розвитку громад та територій України від 16 січня 2020 року № 10.

2.1. На територіях вибухопожежонебезпечних та пожежонебезпечних об’єктів, а також у місцях зберігання та переробки горючих матеріалів забороняється проведення вогневих робіт без оформлення наряду-допуску на ведення вогневих робіт на вибухопожежонебезпечних та пожежонебезпечних об’єктах відповідно до вимог Інструкції з організації безпечного ведення вогневих робіт на вибухопожежонебезпечних та вибухонебезпечних об’єктах, затвердженої наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 05 червня 2001 року № 255, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 23 червня 2001 року за № 541/5732.

2.2. Забороняється проїзд автомашин, тракторів та інших транспортних засобів на дільницях території підприємства, де можливі скупчення горючих парів та газів. Про це повинні сповіщати відповідні написи (покажчики). Рух транспортних засобів по території вибухопожежонебезпечного та вибухонебезпечного об’єкта дозволяється тільки із застосуванням іскрогасників.

2.3. Відходи виробництва та споживання на території підприємства повинні зберігатися (тимчасово розміщуватися) у спеціально відведених для цього місцях та утилізуватися згідно із санітарними правилами і нормами.

2.4. Територія виробничого об’єкта повинна постійно охоронятися та бути огороджена провітрюваною огорожею з негорючих матеріалів і мати не менше двох виїздів. Огорожа повинна підтримуватися у справному стані. Біля входу (в’їзду) на територію об’єкта і по периметру огорожі повинні бути розміщені знаки безпеки і відповідні написи.

2.5. Для проходу працівників на територію підприємства (за винятком окремо розташованих об’єктів підприємства) повинна бути влаштована прохідна, а для в’їзду-виїзду автотранспорту - ворота, відповідно до Правил охорони праці на автомобільному транспорті, затверджених наказом Міністерства надзвичайних ситуацій України від 09 липня 2012 року № 964, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 01 серпня 2012 року за № 1299/21611 (далі - наказ № 964), та проєктної документації. Прохід працівників через ворота забороняється.

2.6. Шляхи евакуації, евакуаційні виходи і підходи до них повинні бути вільними від будь-яких предметів, надавати можливість найкоротшого шляху до безпечної зони.

2.7. Кількість, розташування і розміри шляхів евакуації та евакуаційних виходів визначаються відповідно до використання, облаштування і розмірів робочих зон, а також максимально можливої кількості осіб, що можуть там перебувати відповідно до вимог ДБН В.2.2-28:2010 "Будинки і споруди. Будинки адміністративного та побутового призначення", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку та будівництва України від 30 грудня 2010 року № 570, та ДБН В.1.-7-2016 "Пожежна безпека об’єктів будівництва", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку та будівництва України від 31 жовтня 2016 року № 287.

2.8. Двері евакуаційних виходів повинні відкриватися назовні і замикатись таким чином, щоб за необхідності будь-яка особа могла легко і швидко їх відкрити як ззовні, так і зсередини, без застосування додаткових засобів.

2.9. Шляхи евакуації повинні відповідати вимогам будівельних норм та бути обладнані відповідними знаками безпеки згідно з Національним стандартом України ДСТУ EN ISO 7010:2019 "Графічні символи. Кольори та знаки безпеки. Зареєстровані знаки безпеки", затвердженим наказом державного підприємства "Український науково-дослідний і навчальний центр проблем стандартизації, сертифікації та якості" від 24.06.2019 № 174 (далі - ДСТУ EN ISO 7010:2019).

2.10. Шляхи евакуації, евакуаційні виходи повинні мати аварійне освітлення відповідно до пункту 8.9 ДБН В.2.5-28:2018 "Природне і штучне освітлення", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 03 жовтня 2018 року № 264 (ДБН В.2.5-28:2018).

2.11. Порядок доступу сторонніх осіб на територію виробничого об’єкта визначається внутрішнім розпорядчим документом організації, до якої відноситься цей об’єкт.

2.12. Територія підприємства повинна бути рівною без заглиблень та виступів, облаштована зливовою каналізацією, призначеною для збору і відведення стічних вод та атмосферних опадів.

Територія підприємства повинна мати необхідні ухили і пристрої для відведення атмосферних опадів.

З настанням темряви територія об’єкта повинна освітлюватися.

Електроосвітлення повинно забезпечувати освітленість не нижче норм, встановлених ДБН В.2.5-28:2018.

2.13. Територія підприємства повинна бути огороджена та мати не менше ніж два виїзди. Облаштовані проїзди та проходи з твердим покриттям повинні своєчасно очищатися від бруду, а взимку - від снігу і льоду. Територія об’єктів повинна утримуватися в чистоті та бути обкошеною. По периметру огорожі повинні бути знаки безпеки та відповідні написи.

2.14. Заглиблені резервуари, колодязі, люки повинні бути закриті врівень з прилеглою територією і позначені відповідними інформаційними написами, а під час проведення ремонтних робіт - огороджені й освітлюватись у темну пору доби.

2.15. Перевіряти на загазованість та на вміст кисню колодязі, підземні приміщення і канали підземних комунікацій, що розташовані на промислових площадках і вздовж газопроводів на відстані до 15 м від них з обох боків, необхідно за графіком не рідше ніж один раз на квартал, а в перший рік їх експлуатації - не рідше ніж один раз на місяць з реєстрацією замірів загазованості у спеціальному журналі. Крім того, перевіряти їх на загазованість та на вміст кисню необхідно кожного разу перед спуском працівників у колодязі. У кришках колодязів повинен бути отвір діаметром 20-30 мм.

2.16. Не допускається потрапляння в колодязі ґрунтових та підземних вод. У разі потреби повинен бути виконаний дренаж з випуском стоків у промислову каналізацію через гідравлічний затвор. Необхідно своєчасно перевіряти справність затвора.

2.17. Огляд і очищення колодязів проводять з урахуванням вимог глави 7 розділу IV цих Правил після отримання задовільних результатів аналізу на загазованість.

2.18. Персонал, що обслуговує колодязі, повинен знати схему комунікацій, розміщення колодязів, засоби визначення загазованості, ознаки отруєння токсичними речовинами, правила виконання робіт у загазованих середовищах, уміти користуватися ЗІЗ, евакуйовувати потерпілих і надавати їм домедичну допомогу.

2.19. Земельні ділянки, розташовані в охоронних зонах нафтогазодобувних об’єктів, не вилучаються у їх власників або користувачів, а використовуються з обмеженнями, встановленими цими Правилами.

Підприємства нафтогазодобувних об’єктів мають право на отримання безоплатно від органу, що здійснює ведення державного земельного кадастру, інформації про власників та користувачів земельних ділянок, розташованих у межах охоронних зон нафтогазодобувних об’єктів.

Власники та користувачі земельних ділянок при провадженні господарської та іншої діяльності на землях охоронних зон нафтогазодобувних об’єктів зобов’язані дотримуватися особливого режиму їх використання та встановлених обмежень, до яких належить заборона:

пошкоджувати та розбирати нафтогазодобувні об’єкти;

переміщувати, руйнувати та пошкоджувати в будь-який спосіб знаки закріплення трубопроводів на місцевості, пошкоджувати або руйнувати лінійну частину цих трубопроводів, засоби електрохімічного захисту від корозії, запірну арматуру, засоби технологічного зв’язку і лінійної телемеханіки, інші складові трубопроводів;

перешкоджати працівникам та проїзду аварійної та спеціальної техніки підприємств нафтогазодобувних об’єктів та інших осіб для здійснення контролю технічного стану нафтогазодобувних об’єктів та виконання планових і аварійно-відновлювальних робіт;

влаштовувати звалища, виливати розчини кислот, солей та лугів, а також інших речовин, що спричиняють корозію;

висаджувати багаторічні насадження;

зберігати сіно та солому, розміщувати пасіки;

будувати житлові будинки, виробничі чи інші будівлі та споруди, громадські будівлі;

розміщувати автозаправні та автогазозаправні станції і склади пально-мастильних матеріалів;

розбивати польові стани і табори для худоби;

розводити вогонь і розміщувати відкриті або закриті джерела вогню;

спалювати стерню, післяжнивні рештки в період збирання врожаю та після цього;

переорювати (руйнувати) під’їзні шляхи та відомчі технологічні дороги до нафтогазодобувних об’єктів.

Власники та користувачі земельних ділянок повинні утримувати територію охоронної зони навколо об’єктів нафтогазодобувної промисловості таким чином, щоб унеможливити розповсюдження вогню в разі виникнення пожежі (як на самому об’єкті, так і ззовні).

В охоронній зоні в місцях прилягання до об’єктів нафтогазодобувної промисловості необхідним є влаштування вільних від рослинності протипожежних смуг завширшки не менше ніж 4 метри перед дозріванням усіх сільськогосподарських культур шляхом їх обкошення (з прибиранням скошеного) та оборювання. Мінімальні відстані об’єктів облаштування нафтових і газових родовищ до будівель і споруд наведено в додатку 2 до цих Правил.

2.20. Забороняється прибудовувати побутові, допоміжні та адміністративні приміщення до будівель з вибухопожежонебезпечними об’єктами і розміщувати їх у небезпечній зоні дії ударної хвилі.

2.21. Порядок організації дорожнього руху на закритих територіях підприємства повинен відповідати вимогам чинних Правил дорожнього руху, затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 10 жовтня 2001 року № 1306 (далі - ПДР), та наказу № 964. Рух транспорту на об’єкті повинен бути організований за схемою маршрутів руху транспортних та пішохідних потоків з вказаними на ній поворотами, зупинками, виїздами, переходами. Схема маршрутів руху повинна бути розміщена в місцях стоянки автотранспорту, перед в’їздами (виїздами) на територію підприємства. Територія об’єкта повинна бути обладнана дорожніми знаками безпеки руху відповідно до ПДР. Транспорт при в’їзді на територію вибухопожежонебезпечних об’єктів повинен бути обладнаний іскрогасником.

2.22. Улаштування виробничих будівель і споруд повинно відповідати вимогам проєкту, ДБН В.1.1.7:2016 "Пожежна безпека об’єктів будівництва. Загальні вимоги", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 31 жовтня 2016 року № 287, Загальних вимог стосовно забезпечення роботодавцями охорони праці працівників, затверджених наказом Міністерства надзвичайних ситуацій України від 25 січня 2012 року № 67, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 14 лютого 2012 року за № 226/20539 (далі - наказ № 67), та цих Правил.

2.23. На підприємствах повинні складатися масштабні плани комунікацій з точними прив’язками і надійними реперами. Підприємства зобов’язані мати також плани комунікацій інших підприємств, які знаходяться в межах території, на якій провадяться роботи. У разі змін чи введення нових комунікацій необхідно внести зміни і доповнення у відповідні плани протягом 10 робочих днів. Аварійно-ремонтні служби підприємств повинні бути забезпечені обладнанням для сканування підземних мереж на аварійних ділянках за необхідності виконання термінових земляних робіт.

2.24. Відстані між окремими об’єктами/будівлями/спорудами при облаштуванні нафтових, газових та газоконденсатних родовищ, а також від підземних сховищ газу до будівель і споруд визначаються під час проєктування згідно з вимогами чинних нормативних документів та ДБН Б.2.2-12:2019 "Планування і забудова територій", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку та будівництва України від 26 квітня 2019 року № 104.

2.25. Забороняється проводити перепланування виробничих приміщень без проєкту. Проєкт перепланування не повинен допускати зниження межі вогнестійкості будівельних конструкцій і погіршення умов евакуації людей у разі можливих аварійних ситуацій. Зазначені перепланування приміщень повинні проводитися відповідно до вимог пунктів 1.3 та 1.4 глави 1 розділу IV цих Правил.

2.26. Елементи обладнання, що можуть бути джерелом небезпеки для працівників, а також поверхні огороджувальних і захисних пристроїв повинні бути пофарбовані в сигнальні кольори відповідно до вимог Технічного регламенту знаків безпеки і захисту здоров’я працівників, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 25 листопада 2009 року № 1262.

2.27. Усі приміщення виробничих будівель повинні відповідати вимогам нормативних документів. Виробничі будівлі повинні мати технічний паспорт з технічною документацією (затверджений робочий проєкт, акт прийняття в експлуатацію, акти на виконані роботи).

2.28. На вході до приміщень повинні бути розміщені таблички із зазначенням:

цільового призначення приміщення (найменування) та інвентарного номера;

категорії приміщення щодо вибухопожежної і пожежної небезпеки згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016 "Визначення категорії приміщень, будинків та зовнішніх установок за вибухопожежною та пожежною небезпекою", затвердженого наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 15 червня 2016 року № 158;

класу зони розміщення, облаштування чи експлуатації електрообладнання приміщення;

особи, відповідальної за експлуатацію та протипожежний стан приміщення.

2.29. Входи до побутових приміщень повинні бути обладнані тамбур-шлюзами або повітряно-тепловими завісами в холодну пору року.

2.30. Кожне виробниче приміщення повинно мати принаймні один основний прохід завширшки не менше ніж 1,5 метра.

2.31. У закритих робочих приміщеннях повинна бути влаштована система вентиляції, що забезпечує повітрообмін нормативної кратності, з урахуванням характеру виробничого процесу і фізичного навантаження на працівників. Будь-яке порушення системи вентиляції повинно негайно відображатися сигнальними пристроями. Якість повітря повинна відповідати вимогам гігієнічних регламентів допустимого вмісту хімічних і біологічних речовин у повітрі робочої зони, затверджених наказом Міністерства охорони здоров’я України від 14 липня 2020 року № 1596, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 03 серпня 2020 року за № 741/35024.

Вентиляційні пристрої повинні встановлюватися таким чином, щоб унеможливити протяги.

Відкладення чи бруд, які здатні спричинити загрозу для здоров’я працівників через забруднення повітря, повинні негайно видалятися.

2.32. Мікроклімат виробничих приміщень протягом робочого часу повинен відповідати вимогам ДСН 3.3.6.042-99 "Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень", затверджених постановою Головного державного санітарного лікаря України від 01 грудня 1999 року № 42.

2.33. Територія, будівлі, споруди різного призначення, приміщення, інше нерухоме майно, обладнання, устатковання, що експлуатується, будівельні майданчики повинні відповідати вимогам Правил пожежної безпеки в Україні, затверджених наказом Міністерства внутрішніх справ України від 30 грудня 2014 року № 1417, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 05 березня 2015 року за № 252/26697 (далі - Правила пожежної безпеки в Україні).

Будинки, приміщення та споруди повинні обладнуватися системами протипожежного захисту відповідно до ДБН В.2.5-56:2014 "Системи протипожежного захисту", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 13 листопада 2014 року № 312.

Виконання робіт з вогнезахисту матеріалів, виробів, будівельних конструкцій та перевірки відповідності вогнезахисту, а також вимоги щодо забезпечення експлуатаційної придатності вогнезахисних покривів (просочування, облицювання) повинні відповідати державним будівельним нормам та правилам, Правилам пожежної безпеки в Україні та Правилам з вогнезахисту, затвердженим наказом Міністерства внутрішніх справ України від 26 грудня 2018 року № 1064, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 14 березня 2019 року за № 259/33230.

2.34. Керівник об’єкта та/або підприємства своїм розпорядчим документом визначає спеціальні місця для куріння, які необхідно позначити відповідним знаком або написом, і місця, де встановлюють урну або попільницю з негорючих матеріалів. Куріння за межами спеціально відведених місць забороняється.

2.35. Відстані між обладнанням та від обладнання до стін будівлі повинні визначатися під час проєктування відповідно до вимог нормативно-правових актів.

Обладнання повинно бути розташовано таким чином, щоб була можливість зручно та безпечно його обслуговувати. Відстань від обладнання до стіни будівлі повинна становити не менше ніж 1 м, а ширина робочого проходу - не менше ніж 0,75 м.

2.36. Робочі місця повинні утримуватись у чистоті, небезпечні речовини та відходи - видалятися.

2.37. Робочі місця, об’єкти, джерела протипожежного водопостачання та місця розташування первинних засобів пожежогасіння, проїзди та підходи до них, проходи і переходи в темний час доби повинні бути освітлені. На території майданчиків свердловин (у тому числі на факельних амбарах) встановлення стаціонарних світильників не обов’язково. Для освітлення цих майданчиків дозволяється використовувати переносні чи пересувні освітлювальні засоби та устаткування.

2.38. У виробничих приміщеннях, крім робочого освітлення, повинно бути аварійне.

Світильники робочого та аварійного освітлення повинні живитися від незалежних джерел. Замість пристрою стаціонарного аварійного освітлення допускається застосування ручних світильників з акумуляторами.

2.39. Заміри рівня освітленості необхідно проводити перед уведенням об’єкта в експлуатацію, а також після реконструкції приміщень, систем освітлення.

2.40. Об’єкти, для обслуговування яких потрібний підйом працівника на висоту до 0,75 м, необхідно обладнати східцями, а на висоту понад 0,75 м - сходами з поручнями.

2.41. Маршові сходи повинні мати ухил не більше ніж 60°, ширина сходів повинна бути не менше ніж 0,7 м, сходи для перенесення вантажів - не менше ніж 1 м, а ширина проступів повинна становити не менше ніж 0,25 м. Відстань між східцями за висотою повинна бути не більше ніж 0,25 м. Східці повинні мати ухил усередину від 2° до 5°. З обох боків східці повинні мати бічні планки чи бортову обшивку заввишки не менше ніж 0,14 м, що унеможливлює прослизання ніг людини. Сходи повинні бути з обох боків обладнані поручнями заввишки не нижче ніж 1 м за вертикаллю від передньої грані східців, з подовжніми планками через 0,4 м і стійками з кроком до 0,79 м.

2.42. Сходи тунельного типу повинні бути металевими, завширшки не менше ніж 0,60 м і мати охоронні дуги радіусом від 0,35 м до 0,40 м, скріплені між собою вертикальними смугами. Дуги розташовуються на відстані не більше ніж 0,8 м одна від одної. Відстань від найвіддаленішої точки дуги до східців повинна бути в межах від 0,7 м до 0,8 м.

Сходи необхідно обладнувати проміжними площадками, установленими на відстані не більше ніж 6 м за вертикаллю одна від одної.

Відстань між східцями сходів тунельного типу і сходів-драбин повинна бути не більше ніж 0,35 м.

2.43. Робочі площадки на висоті повинні мати настил, виконаний з металевих листів завтовшки не менше ніж 3 мм, з поверхнею, яка унеможливлює ковзання, поручні заввишки не нижче ніж 1,0 м з поздовжніми планками, розташованими на відстані не більше ніж 0,4 м одна від одної, і стійками з кроком до 1,3 м, борт заввишки не менше ніж 0,14 м, що утворює з настилом зазор не більше ніж 0,01 м для стікання рідини.

2.44. Забороняється застосування дерев’яних настилів для вибухопожежонебезпечних виробництв (УКПН, УКПГ, резервуарні парки тощо).

2.45. Побутові приміщення і приміщення для відпочинку повинні відповідати вимогам розділу IV цих Правил та наказу № 67.

2.46. Засоби зв’язку, попередження, аварійної сигналізації і контролю стану повітряного середовища повинні бути справними і постійно готовими до дії, їх справність повинна перевірятись не рідше ніж один раз на місяць.

2.47. Сигнал тривоги, що подається системою аварійної сигналізації, повинен бути добре чутним у всіх місцях, де можуть перебувати працівники.

2.48. Повинні бути визначені місця збору працівників у разі сигналу тривоги і шляхи переміщення до цих місць.

2.49. Якщо переміщення шляхами евакуації ускладнене та існує можливість утворення непридатного для дихання повітряного середовища, кожне робоче місце повинно бути забезпечено саморятівниками.

2.50. Під час виконання ремонтно-відновлювальних робіт тимчасові амбари і котловани, обвалування яких виступає над поверхнею землі менше ніж на 1 м, повинні бути огороджені, а в темний час доби - освітлені.

2.51. На кожному об’єкті повинні бути встановлені межі небезпечних зон, на території яких вогневі роботи можуть проводитися лише за нарядом-допуском.

2.52. На території об’єктів для проведення вогневих робіт за необхідності можуть облаштовуватися постійні місця у спеціально обладнаних для цієї мети цехах, майстернях чи на відкритих майданчиках, які визначаються наказом роботодавця з урахуванням протипожежних вимог. Розміщувати постійні місця для проведення вогневих робіт у вибухопожежонебезпечних та вибухонебезпечних місцях не дозволяється.

2.53. Газонебезпечні і пожежонебезпечні місця повинні бути нанесені на плани виробничих площадок, а перелік цих місць повинен бути затверджений керівництвом підприємства або керівником структурної одиниці підприємства.

2.54. У газонебезпечних і пожежонебезпечних місцях приміщень будівель повинно бути встановлено контрольно-вимірювальну апаратуру для автоматичного і безперервного вимірювання концентрації газів у визначених місцях, автоматичну систему аварійної сигналізації, а також пристрої для автоматичного відключення електричних приладів і двигунів внутрішнього згоряння відповідно до проєктної документації, технологічної схеми та технічної документації виробника.

2.55. Шкідливі для здоров’я речовини, які можуть накопичуватись у повітрі робочих зон, повинні відсмоктуватись у місцях їх витоку і відводитися поза межі робочих зон або розбавлятися до безпечної для здоров’я концентрації.

2.56. У робочих зонах, де працівники можуть піддаватися впливу шкідливих та/або небезпечних для здоров’я речовин, повинна бути забезпечена наявність необхідної кількості готових до використання належних ЗІЗ органів дихання.

Вибір ЗІЗ органів дихання здійснюється відповідно до Правил вибору та застосування засобів індивідуального захисту органів дихання, затверджених наказом Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 28 грудня 2007 року № 331, зареєстрованим у Міністерстві юстиції України 04 квітня 2008 року за № 285/14976.

3.1. Виконання робіт із застосуванням інструменту та пристроїв необхідно здійснювати відповідно до вимог Правил охорони праці під час роботи з інструментом та пристроями, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 19 грудня 2013 року № 966, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 лютого 2014 року за № 327/25104.

3.2. Експлуатація машин, механізмів та устатковання підвищеної небезпеки здійснюється після отримання дозволу або подання декларації відповідності матеріально-технічної бази вимогам законодавства з питань охорони праці відповідно до Порядку видачі дозволів на виконання робіт підвищеної небезпеки та на експлуатацію (застосування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 жовтня 2011 року № 1107, з урахуванням вимог Порядку проведення технічного огляду, випробування та експертного обстеження (технічного діагностування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 травня 2004 року № 687.

3.3. Обладнання, яке використовується в нафтогазодобувній промисловості і потребує обов’язкової сертифікації, повинне пройти оцінку відповідності в органі з оцінки відповідності та мати документ про відповідність, крім випадків, передбачених чинним законодавством.

3.4. Технологічні системи, їх окремі елементи повинні бути оснащені необхідною запірно-регулювальною та запобіжною арматурою, а також блокувальними пристроями, що забезпечують їх безпечну експлуатацію.

3.5. Для вибухонебезпечних технологічних процесів повинні передбачатись автоматичні системи регулювання і протиаварійного захисту, що запобігають утворенню вибухонебезпечного середовища та іншим аварійним ситуаціям у разі відхилення від передбачених регламентом граничнодопустимих параметрів у всіх режимах роботи і забезпечують безпечну зупинку чи переведення процесу роботи в безпечний режим.

3.6. Обладнання повинне бути змонтоване і встановлене відповідно до проєктної документації на будівництво та інструкцій з монтажу.

3.7. Перед пуском обладнання (апаратів, ділянок трубопроводів тощо) або після його зупинки повинні передбачатися заходи щодо запобігання утворенню в технологічній системі вибухонебезпечних сумішей (продування інертним газом, контроль за ефективністю продувки тощо), а також пробок унаслідок гідратоутворення чи замерзання рідин.

3.8. Ланцюгові та пасові передачі, відкриті частини обладнання, що рухаються та обертаються, джерела теплового випромінювання тощо повинні огороджуватись або екрануватись.

Обладнання з джерелами іонізуючого випромінювання повинне бути оснащене захисними екранами.

3.9. Температура зовнішніх поверхонь обладнання і кожухів теплоізоляційних покриттів не повинна перевищувати температури самозаймання найбільш вибухопожежонебезпечної речовини, а в місцях, доступних для обслуговуючого персоналу, не створювати можливість опіків.

3.10. Запірні, відсічні і запобіжні пристрої, що встановлюються на нагнітальному і всмоктувальному трубопроводах насоса чи компресора, повинні бути максимально наближені до насоса (компресора) і розміщуватись у зручній і безпечній для обслуговування зоні.

3.11. На запірній арматурі (засувках, кранах), що встановлюється на трубопроводах, повинні бути покажчики положень "Відкрито" та "Закрито".

3.12. На нагнітальних трубопроводах насосів та компресорів повинні встановлюватися зворотні клапани чи інші пристрої для запобігання переміщенню у зворотному напрямку речовини, що транспортується, та в разі потреби запобіжні клапани.

На нагнітальній лінії насосів та компресорів об’ємної дії до запірного пристрою на нагнітальному трубопроводі повинні бути встановлені електроконтактний манометр та запобіжний клапан. Допускається встановлення електро-контактного манометра на пристрої для компенсації пульсацій тиску (депульсатор).

3.13. Насоси, що використовуються для перекачування легкозаймистих і горючих рідин, у разі відсутності постійного контролю обслуговуючого персоналу за їх роботою необхідно оснащувати засобами попереджувальної сигналізації про порушення параметрів їх роботи відповідно до проєктної документації та технічної документації виробника.

3.14. Трубопроводи після монтажу, ремонту, розконсервації, відновлення експлуатації повинні бути опресовані та випробувані на міцність і герметичність з урахуванням типу трубопроводу відповідно до вимог чинних нормативних документів.

3.15. Вантажопідіймальні машини, крани та механізми повинні відповідати вимогам Правил охорони праці під час експлуатації вантажопідіймальних кранів, підіймальних пристроїв і відповідного обладнання, затверджених наказом Міністерства соціальної політики України від 19 січня 2018 року № 62, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 27 лютого 2018 року за № 244/31696 (далі - наказ № 62), та технічної документації підприємств-виробників.

На вантажопідіймальних машинах і механізмах повинні бути розміщені таблички із зазначенням їх облікового номера, вантажопідіймальності та дат наступних часткового та повного технічних оглядів.

На котлах та посудинах, що працюють під тиском, повинні бути прикріплені таблички, що відповідають вимогам Правил охорони праці під час експлуатації обладнання, що працює під тиском, затверджених наказом Міністерства соціальної політики України від 05 березня 2018 року № 333, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 10 квітня 2018 року за № 433/31885 (далі - наказ № 333).

3.16. У кріпильних вузлах, деталях машин і обладнанні повинні бути передбачені пристрої (контргайки, шплінти, клини та ін.), що запобігають під час роботи самовільному розкріпленню і роз’єднанню. Необхідність застосування і тип пристроїв визначаються проєктно-конструкторською документацією.

3.17. У вибухонебезпечних приміщеннях, на зовнішніх вибухонебезпечних об’єктах і при виконанні газонебезпечних робіт слід застосовувати інструмент, виготовлений з безіскрових матеріалів або у відповідному вибухопожежобезпечному виконанні.

3.18. Розміри зіва (захвату) гайкових ключів не повинні перевищувати розміри головок болтів (граней гайок) більше ніж на 0,3 мм.

Не дозволяється застосовувати для ключів підкладки, якщо прозір між площинами губок і головок болтів або гайок більший за допустимий.

Робочі поверхні гайкових ключів не повинні мати збитих скосів, а рукоятки - задирок.

3.19. Під час виконання робіт із застосуванням інструменту ударної дії працівники повинні використовувати відповідні ЗІЗ.

3.20. Не дозволяється розміщувати інструмент на поруччя огороджень або на неогороджений край площадки, риштувань, помосту, а також поблизу відкритих люків, колодязів тощо.

3.21. Забороняється експлуатація обладнання, механізмів, інструменту в несправному стані або в разі несправності пристроїв безпеки (блокувальні, фіксуючі та сигнальні пристрої і прилади), а також з перевищенням робочих параметрів понад паспортні.

3.22. Технологічне обладнання підлягає виведенню з експлуатації в разі виявлення дефектів, несумісних з подальшою безпечною експлуатацією обладнання.

3.23. Ремонт обладнання повинен проводитися тільки після відключення цього обладнання від електричної мережі, скидання тиску, зупинки рухомих частин і вжиття заходів щодо запобігання випадковому приведенню їх у рух під дією сили тяжіння чи інших факторів. На пусковому пристрої обов’язково розміщується попереджувальний знак "Не вмикати - працюють люди!".

4.1. Проєктування, монтаж, налагодження, випробування та експлуатація електрообладнання бурових і нафтогазопромислових установок повинні проводитися відповідно до вимог Правил безпечної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Комітету по нагляду за охороною праці Міністерства праці та соціальної політики України від 09 січня 1998 року № 4, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 10 лютого 1998 року за № 93/2533 (далі - наказ № 4), Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 року № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 року за № 1143/13017 (далі - Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів), Правил пожежної безпеки в Україні та Правил охорони електричних мереж, затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2022 року № 1455 (далі - Правила охорони електричних мереж), Правил улаштування електроустановок, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 липня 2017 року № 476.

4.2. Захист від блискавки нафтогазопромислових об’єктів повинен здійснюватися відповідно до вимог частин 1-4 ДСТУ EN 62305:2012 "Захист від блискавки", затвердженого наказом Міністерства економічного розвитку і торгівлі України від 28 травня 2012 року № 640.

4.3. Класифікацію вибухонебезпечних зон бурових установок та нафтогазопромислових об’єктів зазначено в додатку 3 до цих Правил.

Електрообладнання (машини, апарати, пристрої), КВП, електричні світильники, засоби блокування, телефонні апарати і сигнальні пристрої до них, що встановлюються у вибухонебезпечних зонах класів 0, 1, 2, повинні мати відповідний рівень вибухозахисту, а вид вибухозахисту повинен відповідати категорії і групі вибухонебезпечної суміші.

4.4. Забороняється встановлення у вибухонебезпечних зонах класів 0, 1, 2 вибухозахищеного електрообладнання, яке не має маркування за вибухозахистом, виготовлене неспеціалізованими підприємствами або відремонтоване зі зміною вузлів і деталей, які забезпечують вибухозахист, без сертифіката на відповідність.

4.5. Забороняється експлуатація електрообладнання в разі несправності засобів вибухозахисту, блокування, порушення схем керування і захисту.

5.1. Сталеві канати, що використовуються як вантажні, несучі, тягові стропи, а також для оснащення вантажно-розвантажувальних пристроїв, повинні відповідати вимогам наказу № 62 та мати декларацію про відповідність у випадках, передбачених чинним законодавством.

5.2. Під час влаштування свердловин коефіцієнт запасу міцності талевого каната (відношення розривного зусилля каната до сили натягу ходового кінця талевого каната) повинен бути не менше трьох. Як виняток, при спусканні важких обсадних колон і виконанні аварійних робіт допускається зниження цього коефіцієнта, але величина його повинна становити не менше двох.

5.3. З’єднання канатів повинне виконуватися із застосуванням коуша із заплітанням вільного кінця каната або встановленням не менше трьох гвинтових затискачів. При цьому відстань між ними повинна становити не менше ніж шість діаметрів каната.

5.4. Вибраковування і заміна канатів здійснюються відповідно до критеріїв, установлених технічною документацією та наказом № 62.

5.5. Забороняється використовувати зрощені канати для оснащення талевої системи бурової установки, агрегатів для освоєння і ремонту свердловин, а також для підняття бурових вишок і щогл, виготовлення розтяжок, стропів, утримуючих, робочих і страхових канатів.

5.6. Для рубання талевих канатів, які використовуються для талевих систем бурових установок і агрегатів з ремонту свердловин, необхідно застосовувати спеціальні засоби або пристрої.

Забороняється різання талевих канатів з використанням електрогазозварювальних пристроїв.

6.1. Технологічні транспортні засоби, що не підлягають експлуатації на вулично-дорожній мережі загального користування, реєструються згідно з Порядком відомчої реєстрації та ведення обліку великотоннажних та інших технологічних транспортних засобів, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 06 січня 2010 року № 8.

6.2. До експлуатації допускаються будівельні машини у справному стані. Перелік несправностей, за наявності яких забороняється експлуатація машин, визначається експлуатаційною документацією.

6.3. Під час прибуття на об’єкт УПП необхідно встановлювати з навітряного боку на заздалегідь підготовлену та зручну для роботи площадку на відстані не ближче ніж 25 м від устя свердловини таким чином, щоб, перебуваючи біля пульта керування парогенератором, машиніст міг спостерігати за працівниками.

Забороняється встановлювати УПП під силовими та освітлювальними ЛЕП.

6.4. У період теплової обробки об’єкти та агрегат повинні бути оснащені попереджувальними знаками "Обережно! Теплова обробка". Знаки повинні встановлюватися з чотирьох боків на відстані 20 метрів.

6.5. Машиністу УПП необхідно щодня перевіряти справність запобіжних клапанів та контролювати стан ущільнень трубопроводів, арматури, показання КВП.

6.6. Під час роботи УПП забороняється:

перебувати стороннім особам на установці та в зоні проведення робіт з теплової обробки;

проводити ремонтні роботи на усті свердловини та технологічних трубопроводах;

проводити профілактичні роботи, якщо включена трансмісія;

перевищувати температуру пари більше ніж 310 °C, тиск пари більше ніж 10 МПа (100 кг/см-2);

працювати в темний час доби за недостатнього освітлення;

залишати установку без нагляду.

6.7. У разі аварій і ремонтів на об’єктах обробки, на паропроводі чи на установці подача пари повинна бути припинена, тиск зменшений до атмосферного, установка повинна бути вимкнена.

6.8. Вантажно-розвантажувальні роботи повинні виконуватися відповідно до вимог Правил охорони праці під час вантажно-розвантажувальних робіт, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 19 січня 2015 року № 21, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 03 лютого 2015 року за № 124/26569.

6.9. Площадки для розміщення установки для механічного завантаження, розвантаження і перевезення установок ЕВН при вантажно-розвантажувальних роботах повинні бути з горизонтальним нахилом не більше ніж 3°. При встановленні крана в робоче положення відхилення колони крана від вертикального положення повинно бути не більше ніж 2°.

6.10. Місце розміщення установки при проведенні вантажно-розвантажувальних робіт указує особа, відповідальна за безпечне переміщення вантажів кранами.

6.11. На кожній установці повинні бути журнали, у яких особа, відповідальна за безпечне проведення робіт з переміщення вантажів кранами, робить відмітку "Установлення установки перевірив, роботу крана дозволяю".

6.12. Кріплення барабана під час транспортування проводиться розтяжками, решта обладнання - насоси, електродвигуни та протектори укладаються на площадці рами на призми і закріплюються хомутами.

Забороняється перевезення незакріпленого вантажу.

6.13. Розвантажування барабана з кабелем повинно здійснюватися шляхом його скочування під дією своєї ваги при нахилі рухомої (хитної) рами, яка приводиться в дію гідроциліндрами. При скочуванні барабан повинен утримуватися тросом лебідки.

6.14. Усі вантажозахоплювальні пристрої повинні пройти випробування та мати клеймо, на якому зазначається вантажопідіймальність.

6.15. У разі виявлення пошкоджень та несправностей необхідно негайно припинити роботу, доповісти відповідальній особі та вжити заходів щодо їх усунення.

6.16. АДП призначений для депарафінізації свердловин гарячою нафтою, а також для інших технологічних операцій.

6.17. Під час прибуття на об’єкт АДП необхідно встановлювати з навітряного боку на раніше підготовлену площадку на відстані не ближче ніж 25 м від устя свердловини.

6.18. Перед початком роботи агрегату на свердловині всі високонапірні трубопроводи повинні бути опресовані насосом агрегату під тиском, який перевищує в 1,5 раза тиск, що очікується під час роботи, але не повинен перевищувати 16 МПа.

6.19. Забороняється під час роботи агрегату стороннім особам перебувати на агрегаті та в зоні його дії.

6.20. Усі ремонтні роботи, які пов’язані з усуненням несправностей, повинні проводитися на зупиненому агрегаті, при цьому двигун автомобіля не повинен працювати, тиск у трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного. На агрегаті повинні бути вивішені попереджувальні таблички.

6.21. Під час обв’язки агрегату зі свердловиною, а також для різьбових з’єднань повинен застосовуватись інструмент, який не дає іскри в разі ударів.

6.22. Під час роботи агрегату забороняється:

чистити та змащувати рухомі частини агрегату;

знімати огородження або окремі їх частини;

зупиняти рухомі частини механізмів підкладанням під них сторонніх предметів;

направляти, одягати, знімати, підтягувати чи ослабляти пасові передачі;

працювати в разі виявлення протікання нафти чи палива через негерметичні з’єднання.

6.23. Трубопроводи та інші елементи агрегату, які мають температуру 45 °C та вище, у місцях можливого дотику з ними під час роботи повинні мати огородження, передбачені конструкцією агрегату, для запобігання опікам працівників.

6.24. Агрегат повинен бути терміново зупинений та роботи повинні бути припинені в разі:

виникнення загорання на агрегаті;

пориву технологічних трубопроводів;

виявлення несправностей у трансмісії приводу обладнання (пошкодження паса, сторонні шуми чи стуки в насосах або редукторах та ін.);

інших порушень нормальної та безпечної роботи систем агрегату, які загрожують безпеці обслуговуючому персоналу.

6.25. Машиніст агрегату повинен постійно перевіряти стан заземлювального провідника для відводу статичної електрики. Під час руху агрегату ланцюг повинен торкатися землі.

7.1. Роботи в закритих просторах (ємностях, апаратах, колодязях тощо) виконуються відповідно до наряду-допуску на виконання робіт підвищеної небезпеки, форму якого наведено в додатку 1 до цих Правил. Забороняється змінювати обсяги робіт, передбачених нарядом-допуском на виконання робіт підвищеної небезпеки.

7.2. Особа, відповідальна за виконання робіт, зобов’язана особисто оглянути місце роботи та умови, у яких ця робота повинна виконуватися, та впевнитись, що ємність, апарат або колодязь підготовлені до роботи.

7.3. Для виконання робіт у закритих просторах працівники повинні забезпечуватися:

спецодягом і спецвзуттям, які відповідають конкретним умовам роботи та забезпечують захисні властивості;

захисним поясом з рятувальним фалом;

акумуляторними ліхтарями у вибухозахищеному виконанні з джерелом живлення напругою не більше ніж 12 В;

шланговим протигазом з набором масок зі шлангом, довжина якого повинна бути на 2 м більше, ніж глибина закритого простору, або ізолювальним дихальним апаратом на стисненому повітрі чи апаратом з повітряним шланговим;

газоаналізатором;

переносними попереджувальними знаками безпеки;

спеціальним пристроєм для відкривання кришок люків і перевірки міцності скоб для спуску в закритий простір та підйому;

первинними засобами пожежогасіння (вогнегасником) та протипожежним покривалом.

7.4. Забороняється одночасне виконання електрозварювальних та газополум’яних робіт усередині закритих просторів.

7.5. Під час роботи всередині закритого простору дозволяється користуватися тільки світильником напругою не більше ніж 12 В у вибухозахищеному виконанні. Вмикання і вимикання світильника необхідно виконувати поза ємністю. Забороняється користуватися джерелом світла з відкритим вогнем.

7.6. У разі виявлення несправностей у засобах захисту, пристроях, інструментах працівники повинні припинити роботу та повідомити про це особу, відповідальну за безпечне виконання робіт.

7.7. Перед початком роботи працівники повинні:

оглянути підступи до робочого місця, у разі потреби звільнити їх від сторонніх предметів;

підготувати необхідний інструмент та перевірити його справність;

огородити робочі зони захисним огородженням, установити знаки безпеки і сигнальне освітлення згідно з вимогами плану виконання робіт;

перевірити міцність скоб чи драбин за допомогою жердини.

7.8. Ємність, апарат, що підлягають розкриттю, повинні бути звільнені від продукту, відключені від трубопроводів та інших апаратів. Заглушки із хвостовиками і прокладками повинні бути встановлені на всіх без винятку комунікаціях, які підведені до апарату, із записом у відповідному журналі.

7.9. Перед розкриттям ємності, апарату особа, відповідальна за проведення робіт, зобов’язана особисто впевнитись у надійності відключення трубопроводів від інших апаратів, а також перевірити правильність переключення кранів, установлення заглушок і додержання інших заходів безпеки.

7.10. Усі ємності та апарати, що підлягають розкриттю, огляду чи ремонту, повинні бути звільнені від продукту, відключені від систем трубопроводів і діючого обладнання за допомогою стандартних заглушок або перекриття запірної арматури із звільненням їх від продукту (згідно із схемою, яка повинна бути прикріплена до наряду-допуску) та залежно від властивостей хімічних продуктів, що знаходилися в них, промиті, пропарені гострою парою, продуті інертним газом чи чистим повітрям.

Забороняється видаляти з ємності, апарату залишки газу стисненим повітрям або шляхом випалення.

7.11. Ємність, апарат, які були нагріті в процесі експлуатації або підготовки до ремонтних робіт, перед допуском у них працівників повинні бути охолоджені до температури, що не перевищує 30 °C.

7.12. Після пропарювання, вентиляції і промивання ємності, апарату необхідно зробити аналіз газоповітряного середовища на вміст шкідливих та вибухонебезпечних парів і газів. Робота всередині ємності, апарату дозволяється, якщо вміст шкідливих парів і газів не перевищує меж, допустимих санітарними нормами.

Незалежно від результату первинної перевірки повторний контроль газоповітряного середовища в закритому просторі виконується щогодини.

7.13. Перед спуском у закритий простір необхідно оглянути його, перевірити на загазованість і в разі її наявності ретельно провентилювати переносними вентиляторами у вибухобезпечному виконанні, провести повторний аналіз повітряного середовища.

У разі загазованості понад ГДК, але менше ніж 20 % від НКГВ спускатися до закритого простору необхідно у шланговому або ізолювальному протигазі.

7.14. У всіх випадках на працівника, який спускається в ємність, апарат, підземну споруду, повинен бути вдягнений рятувальний пояс із хрестоподібними лямками та сигнально-рятівним мотузком, вільний кінець якого, завдовжки не менше ніж 3 м, виводиться зовні і постійно знаходиться в руках дублера. За відсутності зв’язку між виконавцем робіт та дублером повинна бути встановлена система подання умовних сигналів.

7.15. Шланговий протигаз з відрегульованою подачею повітря працівник надягає безпосередньо перед спусканням у закритий простір. Герметичність складання, підгонку маски протигаза і справність повітродувки перевіряє особа, відповідальна за проведення робіт.

Повітрозабірний патрубок шлангу протигаза виводять назовні не менше ніж на 2 м і закріплюють у зоні чистого повітря. При цьому шланг необхідно розміщувати таким чином, щоб унеможливити припинення доступу повітря через перекручування, перегини, а також стискання через наїзд транспортних засобів, перехід працівників тощо.

7.16. Робота всередині замкненого простору без шлангового протигазу допускається у виняткових випадках за умови наявності в закритому просторі не менше ніж 19,5 % сталого об’єму кисню і сталої концентрації шкідливих газів (парів) нижче ГДК, передбачених санітарними нормами, відсутності можливості надходження в робочу зону шкідливих речовин, парів та газів, а також достатнього надходження в робочу зону повітря, а також за умови обов’язкової наявності шлангового протигазу в працівника, що перебуває у закритому просторі, для можливості оперативного його застосування.

7.17. Для виконання робіт у закритих просторах повинна призначатися бригада працівників у кількості не менше трьох осіб (виконавець робіт, дублер, спостерігач). Перебування всередині ємності дозволяється одній людині. При цьому двоє працівників, які перебувають поза зоною закритого простору, повинні страхувати безпосереднього виконавця робіт за допомогою рятувального фала, який прикріпляється до рятувального поясу.

Рятувальний пояс повинен надягатися поверх одягу, мати хрестоподібні лямки; прикріплений до нього рятувальний фал повинен бути завдовжки на 2 м більше ніж глибина закритого простору, але не більше ніж 10 м під час роботи у шланговому протигазі, а при використанні ізолювального дихального апарату на стисненому повітрі чи апараті повітряного шлангового - на 2 м більше глибини закритого простору.

Рятувальний фал прив’язують до кільця поясу і пропускають через кільце, прикріплене до перехресних лямок на спині, з таким розрахунком, щоб при евакуації потерпілого із закритого простору за допомогою рятувального фала тіло його мало положення вертикально головою вгору.

7.18. У разі потреби перебування в замкненому просторі більшої кількості працівників у наряд-допуск на виконання газонебезпечних робіт повинні бути внесені додаткові заходи безпеки, що передбачають збільшення кількості спостерігачів (додатково не менше ніж один спостерігач та один дублер на одного працівника в ємності), порядок входу та евакуації працівників, порядок розміщення шлангів, забірних патрубків протигазів, сигнально-рятувальних фалів, наявність засобів зв’язку і сигналізації на місці проведення робіт та інше.

Під час роботи всередині ємності, апарату двох і більше осіб повітряні шланги і рятувальні фали повинні розміщуватися в діаметрально протилежних напрямках. При цьому необхідно унеможливити взаємне перехрещування та перегинання шлангів як зовні, так і всередині ємності апарату.

7.19. Працівники всередині закритого простору і їх дублери зобов’язані знати перші ознаки отруєння, правила евакуації потерпілих з ємності і заходи щодо надання їм домедичної допомоги.

7.20. Під час виконання робіт усередині ємності, апарату спостерігач та дублер повинні перебувати біля ємності, апарату, вести безперервний нагляд за виконавцем робіт, справним станом шлангу, розміщенням забірного патрубка в зоні чистого повітря та не допускати перегинань шлангу.

Забороняється відволікати на інші роботи спостерігача та дублера до тих пір, поки працівник у закритому просторі не вийде на поверхню.

7.21. Спостерігач та дублер повинні бути в такому самому спорядженні, що і працівник у ємності, апараті, і бути готовими надати йому допомогу.

7.22. У разі виявлення будь-яких несправностей (прокол шлангу, зупинка повітродувки, обрив рятувальної мотузки тощо), а також у разі спроби працівника зняти шолом-маску протигаза робота всередині закритого простору повинна бути негайно припинена, а працівник витягнутий з ємності.

7.23. Якщо під час роботи всередині закритого простору працівник втратив свідомість, дублер разом зі спостерігачем зобов’язані негайно витягнути потерпілого. У разі необхідності спускання в закритий простір для рятування потерпілого дублер терміново викликає допомогу і тільки після прибуття допомоги спускається в закритий простір.

7.24. Якщо під час роботи в закритому просторі працівник відчує нездужання, він повинен подати сигнал спостерігачу, припинити роботу і вийти із закритого простору.

7.25. Тривалість одноразового перебування працівника в протигазі не повинна перевищувати 30 хвилин з наступним відпочинком на чистому повітрі не менше ніж 15 хвилин.

7.26. Роботи всередині закритих просторів, у яких можливе утворення вибухопожежонебезпечних сумішей, повинні проводитися за допомогою інструменту та інвентарю, що унеможливлюють іскроутворення. Забороняється проведення робіт усередині закритих просторів у комбінезонах, куртках та іншому верхньому одязі з матеріалів, що електризуються.

7.27. Проникнення працівників у закриті простори, що мають верхній і нижній люки, повинно здійснюватися тільки через нижній люк при відкритому верхньому.

7.28. Після закінчення робіт особа, відповідальна за проведення робіт, повинна особисто перевірити відсутність усередині закритого простору людей, інвентарю, інструменту та надати дозвіл на закриття люків і на зняття заглушок, установлених на трубопроводах.

1.1. Основним документом на влаштування свердловин є робочий проєкт, розроблений відповідно до вимог відомчих будівельних норм та з урахуванням вимог відповідних нормативно-правових документів й цих Правил.

1.2. Буріння свердловин розпочинається за наявності затвердженого робочого проєкту на влаштування свердловини, оформлення та видачі вишкомонтажній бригаді наряду на його проведення.

1.3. При влаштуванні свердловин на родючих землях і землях активного господарського використання до початку монтажу бурового обладнання необхідно зняти родючий шар ґрунту для здійснення рекультивації після завершення буріння та облаштування устя свердловини.

1.4. Планувальні роботи та організоване водовідведення на майданчиках для бурової установки необхідно проводити з урахуванням рекомендацій наданих у вишукувальній частині робочого проєкту, а також з урахуванням проєктних розрахунків та досвіду будівництва.

1.5. До демонтажу бурової установки на електроприводі дозволяється приступати після виконання технічних заходів і письмового погодження з особою, відповідальною за експлуатацію електрогосподарства.

1.6. Транспортування великогабаритного блока з буровою вишкою чи окремо бурової вишки у вертикальному положенні виконується за проєктом, який затверджується керівництвом підприємства, що здійснює вишкомонтажні роботи, після погодження траси з відповідними органами. Робота виконується під керівництвом відповідальної посадової особи вишкомонтажного цеху.

У проєкті визначаються:

способи транспортування обладнання;

траса пересування обладнання і шляхи руху підтримувальної техніки;

способи подолання ровів, ярів, вирубки лісу, вирівнювання траси, переходу через дороги, ЛЕП;

кількість техніки - основної і допоміжної;

кількість і порядок розміщення членів бригади, які беруть участь у транспортуванні обладнання;

погодження з організацією, що експлуатує ЛЕП (у разі її перетинання).

1.7. Виконання робіт на висоті здійснюється згідно з вимогами Правил охорони праці під час виконання робіт на висоті, затверджених наказом Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 27 березня 2007 року № 62, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 04 червня 2007 року за № 573/13840.

1.8. Забороняються роботи на висоті з монтажу, демонтажу та ремонту бурових вишок і щогл, а також пересування бурових вишок у вертикальному положенні в нічний час, за швидкості вітру понад 15 м/с, під час грози, зливи і сильного снігопаду, у разі ожеледі, туману з горизонтальною видимістю менше ніж 50 м, температури повітря нижче ніж мінус 30 °С.

1.9. Забороняється одночасно перебувати на різній висоті бурової вишки працівникам, які не зайняті виконанням спільної роботи.

1.10. Забороняється на час перерви монтажно-демонтажних робіт залишати в підвішеному стані вузли і частини обладнання.

1.11. Забороняється монтаж, стягування бурової вишки з устя свердловини за наявності тиску на усті свердловини без розроблення відповідних заходів безпеки.

Після розроблення заходів та інформування центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, допускається після освоєння свердловини демонтувати буровий верстат без глушіння свердловини.

1.12. У разі коли на свердловинах використовується спеціальне обладнання (поверхневі захисні саркофаги тощо), відстань між устям окремо розташованої експлуатаційної свердловини і такої, що буриться, може бути зменшена порівняно з мінімальними відстанями між будівлями і спорудами об’єктів облаштування родовища нафтових і газових родовищ, зазначеними в додатку 4 до цих Правил, за умови погодження з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, та спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

2.1. Бурові установки повинні відповідати технічній документації підприємств-виробників та бути оснащені такими системами безпеки:

обмежувачем висоти підйому талевого блока;

блокувальними пристроями щодо попередження вмикання бурової лебідки при знятих задніх щитах огородження;

автозатягувачем ведучої труби (квадрата) у шурф;

блокувальними пристроями щодо попередження вмикання ротора при піднятих клинах ПКР;

запобіжними пристроями в разі перевищення тиску в трубопроводах господарської лінії очисно-циркуляційної системи і нагнітальної лінії блока хімреагентних ємностей на 10-15 % більше, ніж допустимий тиск;

ЦС ємностей, кожна з яких повинна мати справну засувку для відокремлення її від інших ємностей та люк для зручного видалення з неї шламу або осаду. Кожна з цих ємностей повинна бути обладнана механічним рівнеміром. Механічними рівнемірами необхідно обладнати дві прийомні ємності, з яких здійснюється циркуляція бурового розчину;

ємностями для запасу бурового розчину у відповідних проєкту об’ємах;

механізмами для приготування, оброблення, обважнення, очищення, дегазації і перемішування розчину, збору шламу та відпрацьованої рідини при безамбарному бурінні;

пристроєм для осушення повітря пневмосистеми бурової установки;

заспокоювачем ходового кінця талевого каната;

системою обігріву підсвічника та робочого місця бурильника;

системою оперативного зв’язку бурильник з верховим працівником;

первинними засобами пожежогасіння;

приладом для автоматичного відключення бурової лебідки в разі перевантаження талевої системи і вишки (якщо він передбачений конструкцією і підприємством-виробником).

2.2. Пересувна люлька верхового працівника та люлька працівника для спуску обсадних колон повинні бути оснащені системами безпеки та блокування згідно з технічною документацією підприємства-виробника.

2.3. Освітленість робочих поверхонь бурових установок повинна бути не менше ніж:

для роторного столу - 100 лк;

для шляху руху талевого блока - 30 лк;

для приміщення лебідкового і насосного блоків, превентора - 75 лк;

для сходів, маршів, спусків, приймальних містків - 30 лк.

2.4. Нові типи бурових установок, що застосовуються для буріння нафтових і газових свердловин, повинні відповідати вимогам вибухобезпеки.

2.5. Керування буровою лебідкою повинно здійснюватися з пульта бурильника, пуск бурових насосів у роботу - з місцевого пульта. При пуску насоса з пульта бурильника біля насосів повинна бути встановлена звукова та світлова сигналізація.

Зупинка бурової лебідки повинна здійснюватися з пульта бурильника та місцевого пульта.

2.6. Роботи на приймальних містках бурової установки із затягування і викидання труб, з обслуговування гідравлічних блоків бурових насосів повинні бути механізовані. Вантажопідіймальні механізми на приймальних містках повинні мати дистанційне керування.

2.7. Конструкція допоміжної лебідки повинна забезпечувати плавне переміщення і надійне утримання вантажу у висячому положенні з використанням каната діаметром не менше ніж 12,5 мм. З пульта керування лебідкою повинні добре оглядатися місця роботи і переміщення вантажу. У разі неможливості виконання цієї вимоги використовується сигнальник.

2.8. На буровому майданчику повинна бути доливна ємність циліндричної або прямокутної форми з відкритою поверхнею мінімальної площі. Забороняється використання деформованих ємностей як доливних, якщо деформація ускладнює користування ємністю за призначенням.

Об’єм доливної ємності повинен бути на 20 % більше, ніж максимальний об’єм бурильного інструменту, який перебуває в свердловині.

Ємність повинна мати люк для зручного очищення від осаду, бути обладнана рівнеміром, проградуйована з ціною поділки не більше ніж 200 літрів. Шкала рівня та рівнемір повинні бути освітлені в темну пору доби.

Для контролю за станом ємності та рівнеміра ємність повинна мати сходи тунельного типу. Нормальний стан ємності - порожня, очищена від осаду. Ємність заповнюється перед підйомом і спорожняється після його закінчення.

На бурових установках, що оснащені автоматичною системою контролю доливу свердловин, допускається їхнє використання замість доливної ємності.

2.9. Конструкція основи бурової вишки повинна передбачати можливість монтажу превенторної установки на усті свердловини і демонтажу основи при встановленій ФА або її частини, а також раціонального розміщення:

засобів автоматизації, механізації і пультів керування;

шурфів для встановлення ведучої труби, ОБТ, допоміжних шурфів для нарощування.

2.10. Роботи з установлення ведучої труби і ОБТ у шурф повинні бути механізовані.

2.11. Бурові вишки (крім мобільних бурових установок) повинні бути обладнані площадками для обслуговування кронблока та заміни бурового шлангу.

2.12. Бурові вишки повинні оснащуватися маршовими сходами з перехідними площадками через кожні 6 м або сходами тунельного типу.

2.13. Бурові насоси комплектуються компенсаторами, що заповнюються повітрям або інертним газом, при цьому тиск у компенсаторах повинен відповідати паспортній характеристиці відповідно до тиску в напірній лінії маніфольда.

2.14. Бурові насоси кріпляться до фундаментів чи до основи насосного блока, а нагнітальний трубопровід - до блокових основ і проміжних стійок. Повороти трубопроводів виконуються плавно або робляться прямокутними з відбійними елементами для запобігання ерозійному зношенню. Допускається використання гнучких нагнітальних трубопроводів високого тиску. Повинна бути забезпечена можливість подання цементувальним агрегатом рідини в нагнітальний маніфольд як через стояк, так і від ємностей ЦС.

2.15. У системі керування автоматичним ключем повинна передбачатися можливість повного його відключення від систем живлення, а також блокування з метою запобігання випадковому ввімкненню.

2.16. Порядок організації і проведення ПЗР бурового та енергетичного обладнання встановлюється положенням, яке розробляє підприємство, що експлуатує обладнання.

Бурове обладнання та інструмент повинні мати технічний паспорт або інші експлуатаційні документи, до яких вносяться дані про їх експлуатацію, ремонт і дефектоскопію.

На кожній буровій установці повинен бути комплект інструкцій з експлуатації всього обладнання та механізмів.

2.17. Пневматичну (гідравлічну) систему керування бурової установки (трубопроводи, крани) після монтажу і ремонту необхідно випробовувати на тиск, що перевищує робочий на 25 %.

2.18. Усі кріплення, які встановлюються на буровій вишці, повинні унеможливлювати їх самовільне розкріплення і падіння.

2.19. Буровий насос повинен мати запобіжний пристрій заводського виготовлення, що спрацьовує при тиску, який на 3,5 % менше ніж максимально допустимий тиск насоса при встановлених втулках відповідного діаметра.

2.20. Конструкція запобіжного пристрою повинна забезпечувати його надійне спрацьовування при встановленому тиску незалежно від тривалості контакту з хімічно обробленим буровим розчином з високим вмістом твердої фази, тривалості впливу негативних температур повітря, а також унеможливлювати травмування працівників, забруднення обладнання і приміщення в разі спрацьовування.

2.21. Обв’язка бурових насосів повинна забезпечувати:

можливість приготування, обробки та обважнення бурового розчину з одночасним промиванням свердловини;

повне зливання рідини та продувку нагнітального трубопроводу стисненим повітрям.

Якщо горизонти з можливим ГНВП розкриваються під час роботи двох насосів, необхідно передбачити можливість їх одночасної роботи з однієї ємності. В обв’язці між ємностями ЦС повинні бути запірні пристрої.

2.22. На нагнітальному трубопроводі насосів установлюється пристрій з дистанційним керуванням, що дозволяє пускати бурові насоси без навантаження з поступовим виведенням їх на робочий режим (за умови контролю за тиском). Викид від пускової засувки повинен бути прямолінійним та надійно закріпленим з ухилом у бік зливу в приймальну ємність. На бурових установках з регульованим приводом насоса встановлення пускових засувок не обов’язкове, але повинна бути встановлена засувка для скидання тиску в нагнітальному трубопроводі.

2.23. Нагнітальний трубопровід бурових насосів і стояк після їх монтажу чи ремонту підлягають гідравлічним випробуванням під тиском, що в 1,5 раза перевищує максимальний робочий тиск, згідно з проєктом на спорудження свердловини із складанням акта про випробування нагнітальних ліній бурових насосів згідно з додатком 5 до цих Правил.

2.24. Буровий шланг обмотується м’яким сталевим канатом діаметром не менше ніж 12,5 мм з петлями через кожні 1,0-1,5 м по всій довжині. Кінці каната кріпляться до бурової вишки і корпусу вертлюга.

На бурових установках з СВП кріплення бурових шлангів, трубопроводів та кабельної системи управління виконується згідно зі схемою підприємства- виробника.

2.25. Ходовий і нерухомий кінці сталевого каната під навантаженням не повинні торкатися елементів бурової вишки.

2.26. Машинні ключі підвішуються горизонтально на сталевих канатах діаметром не менше ніж 12,5 мм і обладнуються контрвантажами для легкості регулювання висоти. Механізми зрівноваження машинних ключів повинні бути огороджені.

2.27. Машинний ключ, крім робочого каната, оснащується страховим канатом діаметром не менше ніж 18 мм, який одним кінцем кріпиться до корпусу ключа, а іншим - до основи вишкового блока чи ноги бурової вишки. Страховий канат повинен бути довше за робочий канат на 15-20 см. Канати повинні кріпитися окремо один від одного.

2.28. Оснащення талевої системи повинно відповідати вимогам проєкту і технічним умовам експлуатації бурової установки.

2.29. У процесі експлуатації бурова вишка кожні два місяці повинна оглядатися буровим майстром і механіком та один раз на рік - спеціальною бригадою з обстеження бурових вишок у порядку, визначеному підприємством. Результати огляду за їх підписами заносяться до журналу перевірки технічного стану обладнання.

Крім того, стан бурової вишки перевіряється за участю представника вишкомонтажного цеху або особи, що відповідає за монтаж, у таких випадках:

перед спуском обсадної колони;

перед початком та після закінчення аварійних робіт, які вимагають розходжування прихопленої колони труб;

після сильного вітру зі швидкістю: для відкритої місцевості - більше ніж 15 м/с, для лісів або в разі, коли бурова вишка споруджена в котловині,- більше ніж 21 м/с;

до початку та після закінчення перетягування бурової вишки;

після відкритих фонтанів і викидів.

За результатом перевірки технічного стану бурової вишки оформлюється акт про перевірку бурової вишки згідно з додатком 6 до цих Правил за підписом спеціалістів, що проводили огляд.

Кронблоки, рами кронблоків та підкронблочні балки бурових вишок і щогл повинні оглядатися з перевіркою всіх вузлів кріплення не рідше ніж один раз на два місяці.

Дефектні елементи бурової вишки повинні бути відновлені або замінені до початку робіт. Основні ремонтні роботи повинні фіксуватися в технічному паспорті бурової вишки.

Після граничного строку експлуатації бурової вишки здійснюється її експертне обстеження згідно з вимогами Порядку проведення огляду, випробування та експертного обстеження (технічного діагностування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26 травня 2004 року № 687.

2.30. Усі приміщення бурової установки після розкриття продуктивного горизонту повинні провітрюватися, для чого в приміщеннях насосного, дегазаційного блоків та блока ємностей бурового розчину повинні бути облаштовані вікна. Бурова бригада повинна бути забезпечена газоаналізаторами для проведення необхідних замірів.

3.1. Загальні вимоги

3.1.1. Уведення змонтованої бурової установки в роботу здійснюється за рішенням комісії з приймання бурової установки після повної готовності, випробування, обкатування всього обладнання та за наявності укомплектованої бурової бригади.

Склад комісії визначається наказом підприємства. У роботі комісії також бере участь представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

Про введення змонтованої бурової установки в роботу попередньо не пізніше ніж за 5 робочих днів повідомляється центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

У разі неявки представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, комісія підприємства має право введення бурової установки в експлуатацію самостійно (за умови наявності документів, що підтверджують запрошення такого представника).

Комісією оформлюється акт про введення в експлуатацію бурової установки згідно з додатком 7 до цих Правил.

Пускова документація повинна зберігатися на буровому підприємстві і буровому майданчику.

3.1.2. У процесі буріння згідно з нормативно-технічними документами контролюються такі параметри:

вага на гаку з реєстрацією на діаграмі;

якісна характеристика бурового розчину з реєстрацією в журналі;

тиск у маніфольді бурових насосів з реєстрацією на діаграмі чи в журналі;

рівень розчину в приймальних ємностях під час буріння.

КВП для контролю за процесом буріння повинні перебувати в полі зору бурильника і бути захищеними від вібрації та атмосферних опадів.

У процесі буріння необхідно контролювати траєкторію стовбура свердловини. Обсяг та періодичність вимірів визначаються проєктом. На буровій установці повинна бути схема фактичної траєкторії стовбура в просторі.

У процесі буріння після завершення довбання ведучу трубу та першу свічу необхідно підіймати на першій швидкості. Під час використання СВП двохтрубку та першу свічу необхідно підіймати на першій швидкості.

Під час ведення бурових робіт для контролю за процесом буріння, якістю бурового розчину та іншим необхідно використовувати відповідні КВП.

На буровій установці необхідно щозміни заповнювати вахтовий журнал за встановленою формою.

3.1.3. Начальник бурової установки або буровий майстер надає керівництву бурового підприємства добовий рапорт про роботи, що проведені на буровій. До добового рапорту додаються діаграми реєстраційних КВП.

3.1.4. Організація і порядок зміни вахти встановлюються положенням, розробленим буровим підприємством.

3.1.5. Передавання закінчених бурінням свердловин в експлуатацію здійснюється комісією, до складу якої входять представники надрокористувача, підрядної організації та представник центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

3.2. СПО

3.2.1. СПО в процесі буріння проводяться з урахуванням технічного стану та характеристик бурового обладнання, стану свердловини, а також особливостей технологічних операцій, що виконуються.

Швидкості СПО регламентуються технологічною службою бурового підприємства, виходячи зі стану стовбура свердловини і допустимих коливань величини гідродинамічного тиску на вибій та стінки свердловини.

3.2.2. Виконувати СПО необхідно з використанням механізмів для згвинчування (розгвинчування) труб та спеціальних пристроїв. Між бурильником і верховим працівником повинна бути встановлена звукова сигналізація.

3.2.3. При підніманні бурильної колони зовнішня поверхня труб повинна очищатися від бурового розчину за допомогою спеціальних пристроїв (обтираторів).

3.2.4. Ліквідація ускладнень у процесі піднімання або спускання бурильного інструменту проводиться відповідно до заходів щодо запобігання аваріям та згідно з нормативно-технічними документами.

3.2.5. На устя встановлюється пристрій, що запобігає падінню сторонніх предметів у свердловину під час СПО.

3.2.6. Для запобігання зісковзуванню бурильних труб і ОБТ з підсвічника підсвічник повинен мати металеву окантовку по периметру заввишки не менше ніж 70 мм та отвори для стікання бурового розчину та іншої рідини.

3.2.7. Забороняється проводити СПО в разі:

1) відсутності або несправності обмежувача підняття талевого блока (СПВ);

2) несправності обладнання, інструменту;

3) неповного складу вахти;

4) швидкості вітру понад 15 м/с;

5 видимості менше ніж 50 м під час туману і снігопаду;

6) застопореного гака талевого блока.

3.2.8. Забороняється розкріплювати і згвинчувати різьбові з’єднання бурильних труб та інших елементів компоновки бурильної колони за допомогою ротора.

3.2.9. Бурова бригада щозміни повинна проводити огляд вантажопідіймального обладнання та пристроїв (лебідки, СВП, талевого блока, гака, гакоблока, вертлюга, стропів, талевого каната і пристроїв для його кріплення, елеваторів, спайдерів, запобіжних пристроїв, штропів, ОП, блокувань тощо).

3.2.10. Під час СПО працівникам забороняється:

перебувати в радіусі (зоні) дії автоматичних і машинних ключів, робочих і страхових канатів;

подавати бурильні свічі з підсвічника і встановлювати їх на підсвічник без використання спеціальних пристроїв (відвідних гачків);

викидати на містки "двотрубку" або брати її з містків для нарощування;

користуватися перевернутим елеватором, а також елеваторами, які не обладнані запобіжником їх самовільного розкриття;

викидати труби на містки, коли дверка елеватора повернута вниз.

3.2.11. Режими підняття ненавантаженого елеватора, а також зняття з ротора колони бурильних і обсадних труб повинні унеможливлювати розгойдування талевої системи.

3.2.12. Підводити машинні та автоматичні ключі до колони бурильних (обсадних, НКТ) труб дозволяється лише після посадки колони на клини чи елеватор.

3.2.13. Під час застосування пневморозкріплювача необхідно, щоб натяжний канат і ключ розташовувалися в одній горизонтальній площині. Канат повинен надійно кріпитися до штока пневморозкріплювача. Робота пневморозкріплювача без направляючого поворотного ролика забороняється.

3.2.14. Кульовий кран, установлений на ведучій трубі, на СВП, повинен постійно бути у відкритому стані. Закривати його необхідно лише за окремою командою під час ГНВП.

3.2.15. Забороняється вмикати клиновий захоплювач до повної зупинки руху бурильної колони.

3.2.16. Забороняється вмикання ротора в разі незастрахованих (незакріплених) від вискакування з ротора роторних клинів.

3.2.17. Під час СПО до повної зупинки елеватора забороняється перебування працівників у радіусі 2 м від ротора.

3.2.18. Розміри змінних клинів ПКР та механізму захоплення свічі комплексу для автоматичного виконання СПО повинні відповідати зовнішнім діаметрам труб, що ними утримуються.

3.2.19. Забороняється проводити буріння квадратними клинами, якщо вони не закріплені щонайменше двома болтами або не зафіксовані згідно з рекомендаціями заводу-виробника.

3.3. Бурові розчини

3.3.1. Тип і властивості бурового розчину разом з технологічними заходами і технічними засобами повинні забезпечувати безаварійні умови буріння та безпечне розкриття продуктивних горизонтів.

3.3.2. Густина бурового розчину під час розкриття газонафтоводонасичених пластів повинна визначатися для горизонту з максимальним градієнтом пластового тиску в інтервалі сумісних умов буріння.

3.3.3. Густина бурового розчину в інтервалах сумісних умов буріння повинна визначатися з розрахунку створення стовпом бурового розчину гідростатичного тиску в свердловині, який перевищує Рпл на величину:

1) від 10 % до 15 % - для свердловин глибиною до 1200 м (інтервалів від 0 м до 1200 м), але не більше ніж 1,5 МПа;

2 ) від 5 % до 10 % - для свердловин глибиною до 2500 м (інтервалів від 1200 м до 2500 м), але не більше ніж 2,5 Мпа;

3) від 4 % до 7 % - для свердловин глибиною понад 2500 м (інтервалів від 2500 м і до проєктної глибини), але не більше ніж 3,5 Мпа.

У разі використання обладнання, яке дає змогу контролювати та регулювати устьовий надлишковий тиск у свердловині, дозволяється проводити буріння на збалансованих тисках та/або під час депресії на пласт, при цьому відповідна технологія повинна бути передбачена робочим проєктом або відповідним планом робіт. Використання таких технологій повинно здійснюватися за узгодженням з проєктувальником, замовником, підрядником, спеціалізованою аварійно-рятувальною службою та центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

3.3.4. Максимально допустима репресія (з урахуванням гідродинамічних втрат) повинна унеможливлювати гідророзрив або поглинання бурового розчину на будь-якій глибині інтервалу сумісних умов буріння.

3.3.5. В інтервалах, складених глинами, аргілітами, глинистими сланцями, солями, схильними до текучості та втрати стійкості, густина, фільтрація та хімічний склад бурового розчину встановлюються, виходячи з потреби забезпечення стійкості стінок свердловини. При цьому репресія не повинна перевищувати меж, установлених для всього інтервалу сумісних умов буріння.

3.3.6. При розкритих продуктивних горизонтах у разі поглинання бурового розчину подальші роботи ведуться за окремим планом, складеним за спільним рішенням проєктувальника, замовника, підрядника та спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, який оформлюється протоколом.

3.3.7. Не допускається відхилення густини бурового розчину (звільненого від газу), що перебуває в циркуляції, більше ніж на 30 кг/м-3 (0,03 г/см-3) від установленої проєктом величини. Відхилення густини бурового розчину дозволяється в разі ліквідації ГНВП та у випадках, зазначених в підпункті 3.3.5 пункту 3.3 глави 3 розділу V цих Правил, і не потребує внесення змін до проєкту.

3.3.8. Обробка бурового розчину проводиться відповідно до розробленої рецептури, при цьому необхідно дотримуватись вимог інструкцій з безпечної роботи з хімічними реагентами і користуватися захисними засобами.

3.3.9. У разі технологічної потреби підвищення густини бурового розчину шляхом закачування окремих порцій обважненого розчину здійснюється за спеціальним планом, затвердженим керівництвом бурового підприємства та погодженим зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

3.3.10. При застосуванні бурових розчинів на вуглеводневій основі повинні вживатися заходи щодо запобігання забрудненню робочих місць і загазованості повітряного середовища. Для контролю загазованості повинні проводитися вимірювання повітряного середовища біля ротора, у блоці приготування розчину, біля вібросит та в насосному приміщенні, а в разі появи загазованості - вживатися заходи щодо її усунення.

У разі концентрації пари вуглеводнів понад 300 мг/м-3 роботи повинні бути припинені, люди - виведені з небезпечної зони.

3.3.11. Температура самозаймання парів розчину на вуглеводневій основі повинна на 50 °С перевищувати максимально очікувану температуру розчину на усті свердловини.

3.3.12. Очищення бурового розчину від вибуреної породи і газу повинно здійснюватися комплексом засобів, передбачених проєктом на спорудження свердловини.

3.4. Компонування та експлуатація бурильних колон

3.4.1. Компонування бурильної колони повинно відповідати розрахунку, закладеному в проєкті.

Запаси міцності бурильної колони при дії на неї статичного осьового розтягувального навантаження з урахуванням крутного моменту та згинаючого навантаження повинні бути не менше ніж:

1,5 - для роторного буріння;

1,4 - при бурінні вибійними двигунами.

Запас міцності бурильної колони (на зминання) у разі застосування клинового захоплювача і під час впливу на трубу надлишкового зовнішнього і внутрішнього тиску повинен бути не менше ніж 1,15.

3.4.2. Компонування бурильної колони повинно проводитися згідно з її розрахунком та планом проведення відповідних робіт.

3.4.3. Експлуатація будь-якого елемента бурильної колони без паспорта (комплекту експлуатаційної документації) забороняється. Періодичність дефектоскопії бурильних труб наведено в додатку 8 до цих Правил.

Паспорти на труби (бурильні, ведучі, ОБТ, ТБТ), перехідники та опорно-центрувальні елементи бурильної колони виписуються до початку експлуатації бурильного інструменту і заповнюються протягом усього терміну експлуатації до їх списання.

Паспорти на труби (бурильні, ведучі, ОБТ, ТБТ), перехідники, а також на всі елементи компоновки низу бурильної колони повинні бути на базі підприємства або в буровій бригаді (бригаді КРС).

Дані про їх установлення в компонування бурильної колони, напрацювання та проведені дефектоскопії повинні регулярно вноситися до паспортів безпосередньо начальником бурової установки.

На буровому майданчику (у бригаді КРС) на всі складові компонування колони труб і аварійний інструмент, що працюють у свердловині, повинні бути ескізи з позначенням зовнішніх та внутрішніх діаметрів і довжин.

3.4.4. Необхідність установлення протекторів на бурильні труби визначається проєктом.

3.4.5. Згвинчування замкових з’єднань бурильних, ведучих, обважнених бурильних труб, перехідників та елементів компонування низу бурильної колони проводиться відповідно до рекомендованих підприємствами-виробниками величин крутних моментів.

3.5. Буріння електробуром

3.5.1. Високовольтна камера станції керування електробуром, у якій установлені контактор і роз’єднувач силового кола електробура, повинна мати двері, механічно зблоковані з приводом роз’єднувача, для запобігання відкриттю їх при ввімкненому роз’єднувачі.

На дверях освітленої всередині високовольтної камери повинно бути віконце для спостереження за положенням усіх трьох рухомих контактів ("ножів") роз’єднувача (увімкнуті чи вимкнуті). Про справність механічного блокування дверей і освітлення камери помічник бурильника в разі електробуріння робить запис в експлуатаційному журналі один раз на зміну.

3.5.2. Усі зовнішні болтові з’єднання на кільцевому струмоприймачі електробура повинні мати кріплення, що запобігають самовідгвинчуванню їх під час вібрації.

3.5.3. Робота з нарощування бурильної колони, а також промивання водою контактної муфти робочої труби (квадрата) повинна проводитися при вимкнутому роз’єднувачі електробура.

Увімкнення роз’єднувача допускається лише після закінчення накручування робочої труби.

На щиті КВП бурової установки повинно бути встановлено світлове табло, яке сигналізує про ввімкнення або вимкнення лінійного роз’єднувача в станції керування електробуром.

3.5.4. Перед виконанням робіт на кільцевому струмоприймачі необхідно вимкнути роз’єднувач електробура, а також загальний рубильник або встановлений автомат кіл керування. На приводах роз’єднувача і рубильника (установленому автоматі) повинні бути розміщені попереджувальні знаки "Не вмикати - працюють люди!".

3.5.5. Під час виконання ремонтних робіт на панелі станції керування електробуром повинна бути знята напруга з кабелю, що живить кола керування, і вимкнутий роз’єднувач електробура. На приводах вимкнутих апаратів повинні бути розміщені попереджувальні знаки "Не вмикати - працюють люди!".

3.5.6. У кожну фазу кола живлення електробура повинен бути включений амперметр, установлений на пульті керування електробуром.

3.5.7. Кабель, що живить електробур, на всій відстані від трансформатора до станції керування і від останньої до відмітки 3 м над рівнем підлоги бурової (на ділянці вертикального прокладення кабелю біля стояка трубопроводу промивальної рідини) повинен бути захищений від механічних пошкоджень.

3.5.8. Усі металеві конструкції (бурова вишка, привишкові споруди, корпуси електрообладнання, пультів і станцій керування, труби для прокладання кабелю і проводів корпусу кільцевого струмоприймача і вертлюга, сталевий запобіжний канат, що обв’язує буровий шланг, та інше) пов’язані із системою живлення електричною енергією електробура, повинні бути заземлені термостійкими провідниками, приєднання яких повинно виконуватися зварюванням, а де це неможливо - болтовими з’єднаннями.

Місця приєднання заземлювальних провідників до обладнання і контуру заземлення повинні бути доступні для огляду.

3.5.9. Огляд заземлювальних провідників електробура повинен проводитись помічником бурильника при електробурінні один раз на зміну із записом в експлуатаційному журналі.

3.5.10. Після з’єднання кільцевого струмоприймача з ведучою трубою (квадратом) перевіряється наявність з’єднання контактної муфти струмоприймача з контактним стрижнем квадрата. Без такої перевірки подальший монтаж компоновки для буріння шурфу (свердловини) забороняється.

Буріння під шурф, а також на початку буріння свердловини електробуром, який живиться за системою "два проводи - труба", дозволяється за дотримання таких умов:

корпус електробура повинен бути заземлений шляхом приєднання до контуру заземлення, опір якого не повинен перевищувати 0,6 Ом. Заземлення електробура виконується за допомогою спеціального заземлювального хомута, що накладається на корпус електробура і забезпечує надійний електричний контакт.

Якщо для зняття реактивного моменту застосовується пристрій, що накладається на корпус електробура, допускається використання вказаного пристрою для заземлення електробура.

Хомут (або пристрій для зняття реактивного моменту) повинен приєднуватися до контуру заземлення гнучким мідним проводом перерізом не менше ніж 35 мм-2;

при бурінні шурфу, а також на початку буріння свердловини обов’язково повинен бути присутній електромонтер з налагоджування і випробовування електрообладнання на бурових установках.

3.5.11. Для випробування робочою напругою електробур повинен бути піднятий над ротором на висоту не менше ніж 3 м.

Перевірка роботи електробура повинна виконуватися двома особами - бурильником і електромонтером.

3.5.12. Забороняється під час роботи електробура торкатися до бурового шлангу (наприклад, відводити його).

3.5.13. Експлуатацію електрообладнання для буріння свердловини електробуром (без права виконання ремонтних робіт) здійснює спеціально підготовлений електротехнічний персонал з групою електробезпеки згідно з вимогами наказу № 4.

3.6. Буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин

3.6.1. У робочих проєктах на спорудження похило-спрямованих і горизонтальних свердловин необхідно передбачити такі положення та рішення:

обґрунтування профілю та інтенсивності викривлення (радіуса викривлення) стовбура свердловини, виходячи із заданої довжини горизонтальної ділянки в продуктивному пласті;

розрахунок допоміжних вигинаючих навантажень на колони обсадних, бурильних та НКТ в інтервалах різкого викривлення стовбура;

розроблення заходів щодо забезпечення безвідмовної та безаварійної роботи колон обсадних, бурильних, НКТ в умовах інтенсивного викривлення стовбура свердловини в зенітному та азимутальному напрямках;

застосування відповідного коефіцієнта запасу міцності для розрахунку обсадних колон і умов забезпечення герметичності їх різьбових з’єднань;

розроблення технічних заходів щодо забезпечення проходу всередині труб інструменту та пристосувань для проведення технологічних операцій, приладів, ловильного інструменту та внутрішньо-свердловинного обладнання;

заходи щодо мінімізації зносу обсадних колон під час спуско-підйомних та інших операцій з попередження жолобоутворень в інтервалах викривлення та на горизонтальній ділянці;

гідравлічну програму, яка забезпечує транспорт шламу з горизонтальної ділянки стовбура свердловини і видалення газових шапок, які формуються в її верхній частині;

конструкцію кріплення свердловини в інтервалах інтенсивного викривлення та на горизонтальній ділянці;

розрахунок допустимого навантаження на стінки свердловини від сили притискання колони бурильних труб у місцях інтенсивного набору кривизни.

3.6.2. Для відводу розгазованих пачок бурового розчину з верхньої частини горизонтальної ділянки (у місцях розширення стовбура, перегинах тощо) інтенсивність промивки на початку кожного довбання повинна забезпечувати турбулентний потік у кільцевому просторі горизонтальної частини стовбура свердловини. Вихід дегазованої пачки розчину на поверхню повинен фіксуватись, а за необхідності регулюватися.

3.6.3. Поєднання різьбових з’єднань бурильних труб і герметизуючих засобів в інтервалах інтенсивного викривлення стовбура свердловини слід обирати згідно з додатком 9 до цих Правил.

3.6.4. Вибір зовнішнього діаметра замкових з’єднань бурильної колони та їх конструкції (з метою мінімізації навантажень на стінки свердловини, для запобігання жолобоутворенню та зменшенню зносу обсадних колон) проводиться з урахуванням проєктної інтенсивності викривлення стовбура.

Забороняється перевищувати граничні значення інтенсивності викривлення стовбура, що встановлені проєктом.

4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:

безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;

безпечне буріння свердловини до проєктної глибини;

герметичність обсадних колон та заколонних просторів;

надійну ізоляцію флюїдовміщувальних горизонтів;

розмежування несумісних умов буріння.

4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід установлювати нижче їх підошви або в щільних пропластках.

До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї проміжної колони або кондуктора до глибини, яка унеможливлює розрив порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації устя свердловини.

4.3. Проміжна колона разом з ОП повинна забезпечувати:

герметизацію устя свердловини у випадках ГНВП, викидів та відкритого фонтанування;

протистояння впливу максимальних зминаючих навантажень при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня, а також в інтервалі порід, схильних до текучості.

4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна становити:

за кондуктором - до устя свердловини;

за першими проміжними колонами всіх свердловин - до устя;

за наступними проміжними колонами всіх свердловин при використанні газогерметичних з’єднань допускається не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;

за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми,- не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;

за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі - не менше ніж 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони;

за експлуатаційними колонами газових свердловин при використанні газогерметичних з’єднань допускається не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони.

В інших випадках кільцевий простір заповнюється тампонажним розчином до устя свердловини.

4.5. Проєктна висота підняття тампонажного розчину за обсадними колонами повинна передбачати:

1) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщувальних горизонтів, що перекриваються;

2) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;

3) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.

4.6. У разі перекриття кондуктором або проміжною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після часу очікування затвердіння цементу) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Забороняється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.

4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проєктом спорудження свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.

4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, забезпечуються сертифікатами якості.

Підготовка обсадних труб до спуску в свердловину здійснюється на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм’ятин, напластувань, раковин, глибоких подряпин та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру.

Обсадні труби перед спуском у свердловину підлягають шаблонуванню, маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.

Забороняється застосування обсадних труб, які не пройшли неруйнівний контроль на підприємстві-виробнику.

4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватися таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов’язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.

4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватися з урахуванням таких вимог:

тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;

рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним в інтервалі свердловини, цементується;

густина тампонажного розчину підбирається з урахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску в процесі цементування.

4.11. Забороняється застосування тампонажного розчину без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.

4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.

4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони виконується комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.

4.14. Конструкція устя свердловини повинна забезпечувати:

підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини;

контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;

можливість аварійного глушіння свердловини;

герметичність міжколонних просторів під час влаштування та експлуатації свердловин;

випробування на герметичність обсадних колон.

4.15. У процесі буріння проміжна колона повинна періодично перевірятися на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проєктом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.

4.16. З метою забезпечення надійних ізоляційних властивостей цементного каменю за обсадними колонами в процесі споруджування та експлуатації свердловини, для уникнення деформаційних навантажень на цементний камінь рекомендується опресування всіх обсадних колон здійснювати під час отримання сигналу "стоп" при цементуванні свердловини.

Для опресування приустьової частини разом з ОП необхідно застосовувати пакерні системи.

При застосуванні в обсадній колоні пристроїв ступеневого цементування чи секційного кріплення допускається не проводити їх гідровипробування в свердловині за умови, що вони попередньо було опресовані на поверхні в зібраному чи зістикованому стані з витримкою в часі не менше ніж 15 хвилин на тиск, що на 5 % перевищує внутрішній надлишковий тиск, який діє на обсадні труби під час їх випробування на свердловині.

Тиски гідровипробувань обсадних колон, спосіб та умови гідровипробувань повинні бути вказані в робочому проєкті. При цьому тиск гідровипробування повинен перевищувати максимальний очікуваний тиск для колони при значеннях до 70 МПа на 10 %, але не більше ніж 70 МПа, а в разі, якщо значення більше ніж 70 МПа тиск гідровипробування повинен дорівнювати максимально очікуваному тиску для колони.

5.1. Для запобігання можливим ГНВП установлюється та обв’язується з устям свердловини блок доливу, який забезпечує самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. Підіймання труб проводиться з доливом і підтриманням рівня на усті.

5.2. За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровому майданчику необхідно:

провести обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;

забезпечити бурову установку необхідною кількістю розчину, обважнювача та хімічних реагентів;

провести інструктаж бурової бригади щодо практичних дій згідно з ПЛЛА;

ознайомити працівників бурової бригади з умовами роботи під час розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та подальших робіт на розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;

провести навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;

на буровому майданчику встановити попереджувальні знаки "Увага! На глибині (указати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора (зазначити відстань)";

провести дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;

мати на буровій три кульових крани. Один з них установити на квадраті (СВП), другий - на аварійній трубі, третій - у резерві;

отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.

5.3. При бурінні по газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах необхідно:

забезпечити контроль таких параметрів розчину: густини - через 10-15 хвилин; вмісту газу і температури - щогодини; статичної напруги зсуву, водовіддачі - через 4 год.; рівню бурового розчину в приймальних ємностях - постійно. У разі відхилення параметрів від установленої норми заміри необхідно проводити частіше;

забезпечити контроль механічної швидкості буріння: в разі механічної швидкості буріння вдвічі протягом одного метра проходки необхідно припинити буріння, підняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитися з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини;

передбачити дистанційне керування пристроями для перекривання свердловин і трубопроводів та зниження в них тиску в разі аварії.

У разі відсутності прямих ознак ГНВП відновити циркуляцію під посиленим контролем за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.

5.4. Якщо вміст газу в розчині перевищує фоновий більше ніж на 5 %, подальше поглиблення необхідно припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначитися з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу.

5.5. У разі зростанні об’єму розчину в приймальній ємності необхідно підняти долото над вибоєм на довжину квадрата (під час використання СВП на 10-15 м), зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. За відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта.

5.6. Після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу із заміром параметрів бурового розчину і привести їх у відповідність із вимогами ГТН.

5.7. У разі часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів необхідно визначитися з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.

5.8. У разі виявлення прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог ПЛЛА.

Після закриття превенторів при ГНВП необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо устя свердловин.

5.9. Забороняється проводити закриття плашкового превентора на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній.

5.10. Не допускається підвищення тиску під плашками превентора понад установлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.

5.11. Підняття бурильного інструменту при розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтах проводиться з постійним доливом свердловини і контролем об’єму долитого розчину.

5.12. У разі раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника. При таких роботах необхідно виконувати першочергові заходи із запобігання ГНВП: постійний долив свердловини, промивка свердловини на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів ГТН.

5.13. Роботи з ліквідації аварій у свердловинах з розкритими газоносними та напірними нафтоводонасиченими горизонтами методом установлення нафтових (кислотних, водяних) ванн необхідно проводити за планами, погодженими зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

5.14. При встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведенні робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:

можливість герметизації устя;

установлення на нагнітальній лінії бурових насосів зворотного клапана;

необхідну репресію на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому усті свердловини.

5.15. Під час проведення аварійних робіт перед з’єднанням із залишеним у свердловині інструментом необхідно провести промивання свердловини для приведення параметрів бурового розчину за циклом відповідно до вимог ГТН.

5.16. Забороняється залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. У разі вимушеного простою свердловину необхідно загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками превентора.

5.17. Періодичність промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.

Допускається перевищення періодичності промивок свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті більше ніж 48 годин лише за умови погодження зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

5.18. При вимушених зупинках робіт на свердловині з розкритими газоносними та напірними нафтоводонасиченими горизонтами необхідно скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи, які повинні передбачати:

герметизацію устя;

періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;

визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів відповідно до вимог ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;

установлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше ніж 30 календарних днів;

порядок випробування моста на герметичність;

порядок розкриття газоносних і напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.

5.19. Забороняється підйом бурильної колони за наявності ефекту сифона чи поршнювання.

У разі неможливості усунення сифона (зашламованість вибійного двигуна, долота та інше) підйом труб слід проводити на швидкостях, що дають змогу урівноважувати об’єми бурового розчину, що виливається та доливається.

У разі неможливості усунення поршнювання (наявність сальника чи звуження стовбура свердловини) необхідно здійснювати підйом труб з промивкою та їх обертанням ротором (СВП).

5.20. Забороняється виконання робіт на нафтових і газових свердловинах з порушенням вимог протифонтанної безпеки. Перелік порушень вимог протифонтанної безпеки, несумісних з безпечним виконанням робіт на нафтових і газових свердловинах, наведено в додатку 10 до цих Правил.

6.1. При виконанні робіт з монтажу, опресування і експлуатації устьового та ОП необхідно дотримуватися вимог наказу № 4, Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів, Правил пожежної безпеки в Україні та Правил охорони електричних мереж, а також галузевих вимог до монтажу та експлуатації колонних головок та ОП при бурінні свердловин та інструкцій з експлуатації обладнання підприємств-виробників.

6.2. ОП встановлюється на кондуктор і проміжну колону, при бурінні нижче яких можливі ГНВП, а також на експлуатаційну колону при проведенні в ній робіт з розкритим продуктивним пластом.

Обсадні колони обв’язуються між собою за допомогою колонної головки або інших технічних засобів відповідно до вимог пункту 6.1 глави 6 розділу V цих Правил, які забезпечують герметизацію міжколонного простору, контроль за міжколонним тиском та можливість впливу на міжколонний простір.

Робочий тиск елементів колонної головки, блоку превенторів і маніфольда повинен бути не нижче ніж максимальний тиск опресування відповідних обсадних колон на герметичність, що розраховується на кожному етапі буріння свердловини за умови повної заміни в свердловині бурового розчину пластовим флюїдом або газорідинною сумішшю при загерметизованому усті.

6.3. Вибір ОП, маніфольда (лінії дроселювання і глушіння), гідрокерування превенторами, пульта керування дроселем, сепаратора чи трапно-факельної установки здійснюється залежно від конкретних гірничо-геологічних характеристик розрізу та з урахуванням можливості виконання таких технологічних операцій:

герметизація устя свердловини при спущених бурильних трубах і без них;

вимивання флюїду зі свердловини за прийнятою технологією;

підвіска колони бурильних труб на плашках превентора після його закриття;

зрізання бурильної колони;

контроль за станом свердловини під час глушіння;

розходжування бурильної колони для запобігання її прихопленню;

спуск або підйом частини чи всієї бурильної колони при закритому превенторі;

заміна елементів дроселя або самого дроселя під час глушіння свердловини.

6.4. Тип ОП та схеми його обв’язки вказуються в проєктній документації на влаштування свердловини і вибираються на підставі типових схем та погоджуються зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою.

6.5. При розкритті свердловиною вивченого розрізу, представленого нафтовими і водяними (у тому числі з розчиненим газом) пластами з тиском, який дорівнює або вище гідростатичного, після спуску кондуктора або проміжної колони на усті встановлюються два превентори. Тип превенторів і розмір плашок передбачаються робочим проєктом.

6.6. Три превентори, у тому числі один універсальний, установлюються на свердловині при розкритті газових, нафтових і водяних горизонтів з АВПТ.

6.7. Чотири превентори, у тому числі один з трубними плашками, один превентор зі зрізуючими плашками та один універсальний, установлюються на усті в разі:

розкриття пластів з АВПТ та об’ємним вмістом сірководню більше ніж 6 %;

на всіх морських свердловинах.

6.8. Лінії скидання на факели від блоків глушіння та дроселювання повинні надійно закріплюватися на спеціальних опорах, не спрямовуватись у бік виробничих і побутових споруд та мати нахил від устя свердловини. Довжина ліній повинна бути:

а) для нафтових свердловин з газовим фактором менш як 200 м-3/т - не менше ніж 30 м;

б) для нафтових свердловин з газовим фактором понад 200 м-3/т, газових і розвідувальних свердловин - не менше ніж 100 м;

в) дозволяється зменшення відстаней викидних ліній за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, спеціалізованої аварійно-рятувальної служби, обґрунтованих у проєкті облаштування свердловини.

Повороти викидних ліній превенторної обв’язки допускаються в окремих випадках із застосуванням кованих косинців на різях і фланцях або трійників з буферним пристроєм, попередньо опресованих на максимальний робочий тиск превенторної установки та наявності паспортів на них.

6.9. На свердловинах, де очікуваний тиск на усті перевищує 70 МПа, установлюється заводський блок з трьома дроселями, що регулюються,- два з дистанційним і один з ручним керуванням.

У всіх інших випадках рішення щодо встановлення таких дроселів з дистанційним керуванням приймається керівництвом підприємства за умови затвердження в установленому порядку схеми обв’язки і встановлення ОП.

6.10. Манометри, які встановлюються на блоках дроселювання та глушіння, повинні мати верхню межу діапазону вимірів, що на 33 % перевищує тиск сумісного опресування обсадної колони та ОП.

Система нагнітання пневмогідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса у разі досягнення в ній номінального робочого тиску.

6.11. ОП повинне збиратися з вузлів і деталей, які виготовлені за відповідною технічною документацією.

Допускається застосування окремих деталей і вузлів, виготовлених на базах виробничого обслуговування підприємств відповідно до технічних умов, при цьому виготовлені вузли і деталі повинні мати паспорти.

Допускається застосування в схемах обв’язки устя свердловини ОП гнучких броньованих рукавів для полегшення монтажу та уникнення додаткових з’єднань.

Застосування цих деталей і вузлів не повинно знижувати надійність ОП.

6.12. Для управління превенторами і гідравлічними засувками встановлюються основний і допоміжний пульти:

основний - на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини у зручному і безпечному місці;

допоміжний - безпосередньо біля пульта бурильника. Він вмикається в режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і ГНВП пластів.

6.13. Штурвали для ручної фіксації плашок превенторів повинні бути встановлені в легкодоступному місці, мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів, контрольні мітки і кількість обертів, необхідних для закриття превентора, порядковий номер кожного превентора знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка із зазначенням допустимого тиску для устя свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.

6.14. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати три кульових крани. Один установлюється між робочою трубою та її запобіжним перехідником (при використанні СВП на СВП), другий - на аварійній трубі, третій - у резерві.

Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані.

6.15. Превентори разом з хрестовинами та корінними засувками до встановлення на устя свердловини опресовуються водою на робочий тиск, зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ОП на робочий тиск визначаються за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці. Після ремонту, пов’язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпусу, превентори опресовуються на пробний тиск.

Превентор із зрізуючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках, а працездатність превентора перевірена шляхом відкриття і закриття плашок.

6.16. Після монтажу ОП або спуску чергової обсадної колони, у тому числі потайної, до розбурювання цементного стакана ОП до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинне бути опресоване на тиск опресування обсадної колони. Після спуску колони ОП опресовується водою, або вуглеводневою рідиною у випадку проведення робіт з застосуванням РВО.

Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск:

а) 50 кгс/см-2 (5 МПа) - для ОП, розрахованого на тиск до 210 кгс/см-2 (21 МПа);

б) 100 кгс/см-2 (10 МПа) - для ОП, розрахованого на тиск вище ніж 210 кгс/см-2 (21 МПа).

6.17. Після монтажу та опресування ОП сумісно з обсадною колоною, опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання дозволу представника спеціалізованої аварійно-рятувальної служби.

6.18. ОП повинно періодично перевірятись на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством та підприємством яке виконує роботи з КРС.

Після розкриття продуктивних горизонтів ОП повинно щозмінно перевірятись на закриття та відкриття.

6.19. При заміні деталей превентора або одного з вузлів ОП, що вийшли з ладу, зміні плашок превенторна установка підлягає додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони.

6.20. 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.

6.21. 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.

6.22. Під час спускання обсадних колон у свердловини з розкритими високонапірними пластами (аномальний пластовий тиск) у разі 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.

6.23. Для безперешкодного доступу обслуговуючого персоналу до встановленого на усті ОП під буровою повинен бути зроблений твердий настил.

6.24. 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).

6.25. Підходи до устьового обладнання, превенторів і засувок повинні мати тверде покриття (бетонне, металеве чи дерев’яне), що забезпечує безпечне обслуговування їх у процесі експлуатації.

Підходи повинні утримуватися в чистоті і не захаращуватися сторонніми предметами.

6.26. Монтаж, ремонт і обслуговування устьового і противикидного обладнання на висоті більше ніж 0,75 м від рівня землі повинні здійснюватися із застосуванням спеціальних площадок.

6.27. Забороняється здійснювати будь-які роботи з усунення несправностей устьового чи противикидного обладнання, що знаходиться під тиском.

6.28. Забороняється докріплювати фланцеві, нарізні і швидкозбірні з’єднання, що перебувають під тиском.

6.29. Забороняється експлуатація гідроакумулятора в разі неповного комплекту закріплюючих деталей-напівкуль його корпусу або невідповідності міцності кріпильних деталей вимогам підприємства-виробника.

6.30. Забороняється заправка пневмогідроакумулятора повітрям чи іншим газом, не передбаченим інструкцією підприємства-виробника.

6.31. Забороняється здійснювати будь-який ремонт пневмогідроакумулятора до повного випускання з нього азоту, стравлювання тиску масла і відключення подачі електроенергії від станції гідроприводу.

6.32. Перед пуском у роботу гідрокерування необхідно перевірити правильність з’єднання трубопроводів згідно зі схемою підприємства-виробника.

Забороняється приєднувати нагнітальні трубопроводи гідрокерування до ліній зливу для запобігання їх руйнуванню.

6.33. Перед проведенням електро- або газозварювальних робіт на усті свердловини необхідно підготувати місце і перевірити за допомогою газоаналізатора на відсутність вибухонебезпечних концентрацій газу в приустьовій частині обсадної колони.

6.34. Електрогазозварювальні роботи повинні виконуватися з дотриманням вимог пожежної безпеки і санітарно-гігієнічних норм під час електрогазозварювальних робіт.

6.35. До виконання електрозварювальних робіт допускаються особи, які досягли 18-річного віку, визнані придатними для цієї роботи медичною комісією, пройшли спеціальне навчання з безпечних методів і прийомів ведення робіт та мають не нижче ніж ІІ кваліфікаційну групу з електробезпеки.

6.36. Електрообладнання і металеві будки станції гідроприводу і штурвалів ручної фіксації плашок превенторів повинні бути заземлені.

6.37. У місцях постійного переходу людей над викидними лініями противикидного обладнання повинні встановлюватися перехідні містки завширшки не менше ніж 1 м та з перилами заввишки не нижче ніж 1 м.

6.38. Земляні амбари в кінці викидних ліній устьового і противикидного обладнання при висоті обвалування менше ніж 1 м повинні огороджуватися.

6.39. Роботи з опресування в темний час доби проводяться за умови виконання вимог освітленості згідно з ДБН В.2.5-28:2018.

6.40. У процесі опресування забороняється присутність людей біля противикидного обладнання, що перебуває під тиском.

Перед початком опресування обслуговуючий персонал, що безпосередньо не бере участі у виконанні робіт, необхідно вивести в безпечне місце.

7.1. Роботи з освоєння і випробування свердловин можуть розпочинатися в разі забезпечення таких умов:

висота підняття цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідає вимогам охорони надр, результати опресування обсадної колони відповідають проєкту;

експлуатаційна колона прошаблонована, опресована сумісно з колонною головкою і превенторною установкою та герметична;

устя з превенторною установкою, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані та обв’язані відповідно до затвердженої схеми.

7.2. Устя свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони перфораційними системами, що спускаються на кабелі, повинно бути обладнано 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 ніж 110 % очікуваного на усті.

Тип засувки і тиск опресування повинні бути передбачені в робочому проєкті і плані робіт на освоєння свердловини.

Геофізичний загін повинен мати пристрій для рубання кабелю і його утримання. Лебідка каротажного підйомника повинна мати покажчик навантаження на кабель.

7.3. Під час перфорації виконавцем робіт повинно бути встановлено спостереження за рівнем рідини на усті свердловини. Його зниження не допускається.

7.4. Перед установленням на усті свердловини фонтанні арматури опресовуються в зібраному вигляді на величину робочого тиску, а після встановлення - 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 проєктних 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, нагнітання 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 дотримуватися 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 із 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 із замовником.

8.1. Бурові підприємства щороку на підставі аналізу аварійності розробляють, доповнюють або переглядають та затверджують у встановленому порядку заходи щодо запобігання аваріям та ускладненням під час спорудження свердловин, що враховують геологічні властивості регіону, технічний стан бурового обладнання та специфіку буріння.

8.2. Для розслідування причин аварій, ускладнень, а також розроблення планів їх попередження та ліквідації бурове підприємство утворює постійно діючу комісію під керівництвом головного інженера.

Для розслідування причин аварій та розроблення планів ліквідації складних аварій до роботи комісії можуть залучатися представники проєктних 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 проведено цільовий інструктаж та перевірку знань з питань охорони праці з відповідним оформленням у журналі інструктажів.

8.4. Переривати процес ліквідації аварії і відволікати бурову бригаду та інженерно-технічний персонал на інші роботи забороняється.

8.5. Під час проведення ремонтно-ізоляційних робіт забороняється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (при ліквідації можливих ГНВП 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 колони НКТ торпедуванням необхідно проводити за спеціальним планом, погодженим з геофізичною службою, відповідно до вимог Правил безпеки під час поводження з вибуховими матеріалами промислового призначення, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 12 червня 2013 року № 355, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 05 липня 2013 року за № 1127/23659 (далі - наказ № 355).

Після звільнення прихопленого бурового інструменту та (або) колони НКТ необхідно провести їх дефектоскопію.

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, елементів оснастки в обсадних колонах необхідно застосовувати буровий інструмент (долото, фрез тощо), конструкція якого запобігає руйнуванню обсадної колони від дії бокового армування.

8.10. До виконання робіт на свердловинах з можливими ГНВП допускаються робітники та інженерно-технічні працівники, які пройшли підготовку та перевірку знань з практичних дій при ліквідації ГНВП.

8.11. Розкриття продуктивних горизонтів у розвідувальних і пошукових 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 ГНВП і провести:

інструктаж членів бурової бригади щодо практичних дій при ліквідації ГНВП;

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.

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 підйом бурильної колони із свердловини за наявності сифона або поршнювання забороняється.

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.

1.1. Проєкт облаштування родовища повинен передбачати заходи з попередження аварій і локалізації їх наслідків на об’єкті проєктування та об’єктах, що знаходяться безпосередньо в районі розміщення об’єкта проєктування.

Під час розроблення заходів ураховують джерела небезпеки, чинники ризику, умови виникнення аварій та їх сценарії, чисельність та розміщення виробничого персоналу, а також передбачають такі організаційні та інженерні рішення щодо:

запобігання розгерметизації обладнання і викидів небезпечних речовин в обсягах, що є небезпечними для виробничого персоналу та навколишнього природного середовища;

установлення систем контролю загазованості, виявлення вибухонебезпечних концентрацій небезпечних речовин;

попередження та локалізації аварій, пов’язаних із викидами небезпечних речовин;

забезпечення безпеки виробничого персоналу;

установки систем автоматизованого регулювання, блокування, сигналізації та безаварійної зупинки виробничих процесів;

забезпечення протиаварійної стійкості пунктів і систем управління виробничими процесами, безпеки персоналу та можливості керування процесами під час аварії;

можливості підключення МКС та УПГ до ділянок промислових газопроводів;

складання резервних джерел енергопостачання, вентиляції і водопостачання, систем зв’язку і матеріалів для ліквідації наслідків аварій на об’єкті проєктування;

систем фізичного захисту та охорони небезпечного виробничого об’єкта від стороннього втручання, облаштування і розміщення контрольно-пропускних пунктів, що повинні забезпечити можливість оперативної аварійної евакуації персоналу, з урахуванням напрямку вітру;

систем оповіщення про аварії;

забезпечення безперешкодного входу і пересування на об’єкті проєктування спеціалізованих аварійно-рятувальних служб і формувань.

У проєктній документації на нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт і технічне переоснащення об’єкта проєктування повинні бути передбачені заходи, що забезпечують:

безпеку життя і здоров’я людей, що знаходяться в межах зон шкідливого впливу робіт, що виконуються;

повний, комплексний і безпечний видобуток вуглеводнів;

збереження свердловин у консервації для їх ефективного господарського використання в майбутньому;

охорону навколишнього природного середовища, будівель і споруд від негативного впливу робіт, що виконуватимуться.

Проєктна документація на облаштування родовища повинна забезпечити оптимальну розробку родовищ відповідно до технологічної схеми розробки, підготовки всіх видів вуглеводневої сировини до транспортування та промислової переробки. Структура та оформлення проєктної документації на розробку родовищ вуглеводнів повинні відповідати вимогам Правил розробки нафтових і газових родовищ, затверджених наказом Міністерства екології та природних ресурсів України від 15 березня 2017 року № 118, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02 червня 2017 року за № 692/30560.

Для об’єктів проєктування і реконструкції повинна здійснюватися оцінка рівня теплової, ударної, токсичної, радіаційної та інших видів дії на персонал і навколишнє середовище під час експлуатації та в разі можливих аварійних ситуацій. За результатами цієї оцінки визначають рівень автоматизації технологічних процесів, технічні засоби захисту і необхідні захисні зони.

Проєктна документація на облаштування родовища розробляється на основі вихідних даних, що видається надрокористувачем.

Проєктна документація на облаштування родовища повинна передбачати:

автоматизацію об’єктів, що виключає необхідність перебування персоналу на об’єкті і забезпечує повноту збору інформації про його роботу в пунктах управління технологічним процесом;

систему неруйнівного контролю несучих конструкцій та антикорозійного захисту обладнання, трубопроводів, несучих конструкцій;

багаторівневу систему запобіжних пристроїв, що спрацьовують під час виникнення аварійних ситуацій;

виконання розрахунків рівнів можливих надзвичайних ситуацій, у тому числі показників вибухопожежонебезпеки і токсичності об’єкта;

герметизовану (закриту) систему збору та внутрішньопромислового транспортування продукції з повним використанням нафти, газу і супутніх компонентів, їх утилізацію з місць аварійних витоків;

розміщення об’єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ із забезпеченням допустимих (найменших) відстаней до об’єктів сусідніх підприємств та до інших об’єктів наземної частини родовища;

порядок рекультивації порушених і забруднених земель;

створення і оснащення необхідними технічними засобами, автономною системою аварійного зв’язку та оповіщення для оперативного інформування персоналу і населення про можливу небезпеку;

створення і забезпечення необхідними технічними засобами автоматизованої системи контролю повітряного середовища з метою забезпечення безпечних умов праці і раннього виявлення можливих аварійних викидів;

забезпечення персоналу індивідуальними газоаналізаторами для мікроконтролю повітряного середовища робочої зони, індивідуальними і колективними засобами захисту від впливу шкідливих речовин.

Для кожного з основних організаційно-технічних рішень, спрямованих на забезпечення безпеки персоналу на період можливих аварій, у проєктній документації повинні бути обґрунтовані та визначені конкретні типи і кількість необхідних приладів, матеріалів та обладнання, а також місця і спеціальні споруди для їх розміщення, експлуатації та обслуговування.

Розміщення установок, трубопроводів та інженерних мереж повинно здійснюватись із дотриманням законодавчих та інших нормативно-правових актів у галузі охорони природних ресурсів та охорони навколишнього природного середовища.

1.2. Для кожного технологічного процесу проєктною організацією повинен складатися, а нафтогазодобувним підприємством затверджуватися технологічний регламент, що уточнюється після пусконалагоджувальних робіт.

2.1. Закінчені спорудженням об’єкти нафтогазодобувної промисловості приймаються в експлуатацію робочою комісією підприємства за участю представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці, згідно із законодавством.

2.2. Уведення в експлуатацію технологічного обладнання і споруд необхідно проводити разом із системами зв’язку, телемеханіки, енерго-, паро-, водопостачання, вентиляції, контролю загазованості, пожежогасіння, захисту навколишнього природного середовища, які передбачені проєктною документацією.

2.3. Забороняється експлуатація об’єктів, не прийнятих в експлуатацію робочою комісією підприємства за участю представника центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

3.1. Колтюбінгові установки призначені для:

1) проведення робіт з капітального і поточного ремонту;

2) освоєння та інтенсифікації видобутку нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті;

3) демонтажу ФА і підйому колони НКТ;

4) відновлення прохідності колони НКТ / вибою (депарафінізація колони НКТ);

5) очищення стінок колони НКТ / додаткових експлуатаційних колон; (відновлення прохідності з використанням вибійного двигуна; промивання вибою);

6) освоєння свердловин з допомогою дотискуючої компресорної станції, азотної генераторної установки та пристрою для освоєння свердловин;

5) установлення динамічних кислотних ванн та проведення кислотних обробок та цементних мостів;

6) закачування хімреагентів у привибійну зону пласта (обробка привибійної зони);

7) дослідницькі роботи з використанням програмованих глибинних приладів;

8) вимивання піщаних, піщано-гідратних пробок та буріння гвинтовим двигуном під час виконання робіт з КРС.

3.2. Підготовка площадки, монтаж і експлуатація колтюбінгових установок повинні виконуватися 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 з питань охорони праці за програмою спеціального навчання щодо експлуатації зазначеного обладнання відповідно до вимог наказу № 15.

3.2.1. На період проведення робіт колтюбінговою установкою на свердловині дозволяється проводити експлуатацію свердловини по затрубному простору.

3.3. Вимоги до колтюбінгової установки:

перед початком роботи БДТ повинна бути оснащена зворотним клапаном при виконанні робіт на незаглушеній свердловині;

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;

перед початком робіт БДТ повинна бути опресована на тиск згідно з планом робіт;

агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превенторів та установки в цілому;

до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинні виконуватися ревізія превенторів, механізму подачі БДТ і визначатися ділянки зносу та втоми металу труби;

при температурі повітря нижче ніж 0 °С з урахуванням фізичних властивостей робочого агента після закінчення робіт повинні бути проведені заходи щодо запобігання "заморожуванню" БДТ (продувка азотом, іншим інертним газом або заміщення робочого агента незамерзаючою рідиною).

3.3.1. Необхідно забезпечити на свердловині аварійний запас рідини глушіння в об’ємі свердловини та додатково об’єм згідно з вимогами пункту 12.12 глави 12 розділу VI цих Правил. При пакерному компонуванні запас такої рідини глушіння встановлюється в подвійному об’ємі ліфта колони НКТ. Необхідно забезпечити монтаж, опресовку нагнітальних ліній та постійне знаходження на свердловині тампонажної техніки.

3.4. Снабінгові установки призначені для проведення робіт з освоєння, капітального і поточного ремонту нафтових і газових свердловин без глушіння при надлишковому тиску на усті.

3.5. Підготовка майданчика, монтаж і експлуатація снабінгових установок повинні виконуватися 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 снабінгових установок виконуються персоналом, який пройшов навчання у встановленому порядку. Під час виконання робіт слід мати на свердловині запас бурового розчину в об’ємі свердловини.

Перед монтажем снабінгової установки необхідно:

перевірити на приплив ущільнення "трубної підвіски" ФА з наступним установленням манометра та контролем тиску протягом 6 годин. (допускається підвищення тиску не більше ніж 0,5 МПа протягом 6 годин);

забезпечити на свердловині аварійний запас рідини глушіння в об’ємі свердловини та додатково об’єм згідно з вимогами пункту 12.12 глави 12 розділу VI цих Правил. Забезпечити монтаж, опресування нагнітальних ліній та постійне знаходження на свердловині насосного агрегату з відповідними параметрами;

провести промислово-геофізичні дослідження свердловини (термометрія, ГК, товщинометрія та дефектометрія) з метою визначення стану спущеної колони труб;

провести герметизацію трубного простору, встановивши подвійний бар’єр. Після встановлення першого бар’єра перевірити на приплив флюїду з трубного простору з наступним встановленням манометра та контролем тиску протягом 6 годин (допускається підвищення тиску не більше ніж 0,5 МПа протягом 6 годин). Не допускається підвищення тиску в трубному просторі.

Перед початком спуску в низу колони труб необхідно встановити два бар’єри на відстані не менше ніж 3 м один від одного, але на різних елементах колони труб та опресовані на тиск 1,1 від пластового тиску. Бар’єри можуть бути різними, але при компонуванні повинні бути обов’язково встановлені два профілі X та XN.

Під час роботи снабінгової установки, для зменшення устьових тисків, допускається експлуатація свердловини на систему збору по затрубному простору.

3.6. Вимоги до снабінгової установки:

снабінгова установка повинна бути укомплектована аварійними і робочими превенторами;

перед початком робіт у превенторах встановлюються плашки, які відповідають розміру колони труб, що знаходяться у свердловині;

проводиться опресування до встановлення на устя свердловини вузлів, які не можна буде опресувати на усті свердловини;

після монтажу аварійних і робочих превенторів здійснюється їх опресовка на тиск згідно з планом робіт, але не вище ніж робочий;

агрегат повинен бути укомплектований штатним комплектом інструменту для ремонту превентора та установки в цілому;

до і після проведення робіт з ремонту свердловини повинна виконуватися ревізія всіх вузлів і агрегатів.

Перевірка обладнання та тиску у трубному просторі виконується перед початком робочої зміни.

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 колони НКТ визначаються технологічною схемою розробки родовища та уточнюються в процесі його експлуатації.

4.3. Експлуатація свердловин здійснюється по трубному простору. Допускається експлуатація свердловин по затрубному просторі за відповідного техніко-економічного обґрунтування та за погодженням з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері охорони праці.

4.4. Конструкція колонних головок, ФА, схеми їх обв’язки повинні забезпечувати безпечні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного та міжколонного просторів, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю тиску і температури в трубному, затрубному та міжколонному просторах та в бокових відводах.

4.5. Робочий тиск ФА визначається проєктом на влаштування свердловини.

4.6. Опресування ФА в зібраному стані до встановлення на усті слід проводити на максимальний робочий тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, а після встановлення на усті свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони. Після демонтажу слід провести її ревізію, технічне обслуговування згідно з вимогами паспортних даних та опресувати на робочий тиск. Якщо проводилися ремонтні роботи (зварювальні, токарні роботи), слід провести випробування ФА на пробний тиск згідно з вимогами заводу-виробника, а після встановлення на усті свердловини слід провести опресування ФА на 10 % очікуваного статичного тиску на усті, але не більше ніж очікуваний тиск опресування експлуатаційної колони.

4.7. Під час проведення 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 - свердловинний пакер або інші засоби, що забезпечують захист обладнання від дії тисків вище ніж допустимі.

4.8. ФА повинна оснащуватися підприємством-виробником запірною арматурою, а за вимогою замовника - також дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним керуванням. Допускається встановлення в обв’язці ФА нерегульованих дроселів для забезпечення необхідного режиму експлуатації свердловини.

Корпуси запірної арматури та дроселів повинні бути суцільними (вилитими, штампованими, кованими). Не допускається застосування запірної арматури і дроселів, що мають зварний корпус. Засувки повинні мати індикатор для забезпечення візуального контролю положення затвору засувки.

4.9. Залежно від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватися ФА у відповідному виконанні:

нормальна - Н (для температур від - 40 °C до +120 °C);

холодостійка - ХЛ (для температур від - 50 °C до +120 °C);

термостійка - Т ( для температур від - 40 °C до +150 °C і вище);

корозійностійка - К1 (при об’ємному вмісті СО2 до 6 %);

корозійностійка - К2 (при об’ємному вмісті H2 S i CO2 до 6 %);

корозійностійка - К3 (при об’ємному вмісті H2 S i CO2 до 25 %).

4.10. Обв’язка устя експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проєкту і повинна забезпечувати:

можливість роботи як по колоні НКТ, так і по затрубному просторі;

автоматичне відключення свердловин із статичним устьовим тиском понад 10 МПа у разі розриву шлейфа або збільшення тиску в ньому вище ніж допустимий;

можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;

захист шлейфа (встановлення запобіжних клапанів) від перевищення тиску вище ніж розрахунковий у разі, якщо шлейф розраховано на тиск нижчий ніж статичний устьовий;

можливість проведення робіт з періодичного дослідження і КРС;

можливість закачування інгібіторів, ПАР або розчинів для глушіння свердловини;

проведення контролю тиску в колоні НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;

відведення газу на факел під час продувки свердловини, шлейфа;

можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;

установлення температурних компенсаторів на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80 °C і вище.

4.11. Для обв’язки устя свердловини повинні використовуватися тільки безшовні сталеві труби. З’єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з’єднання допускаються лише в місцях установлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проєктом для демонтажу обв’язки устя свердловини при підготовці її до КРС.

4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис. м-3/добу газу і більше, розташовані на відстані менше ніж 500 м від населеного пункту, оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан-відсікач, циркуляційний клапан та інше), що в разі аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до устя свердловини.

4.13. У процесі роботи свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапани-відсікачі повинні експлуатуватися відповідно до інструкції підприємства-виробника.

4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей ФА під тиском забороняється. В аварійних ситуаціях ці роботи виконуються спеціалізованими аварійно-рятувальними службами.

4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проєкту і плану, який затверджений технічним керівником підприємства.

4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона та устьове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.

Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу, свічі для продування і пристрої для подачі інгібітору.

4.17. На лініях, що підводять газліфтний газ та інгібітори до свердловин, установлюються зворотні клапани.

4.18. Під час ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітору гідратоутворення без зупинки газопроводу.

4.19. Територія навколо устя свердловини в межах відведеної земельної ділянки повинна бути вирівняна. Для нафтових свердловин з метою локалізації витоків необхідно влаштувати обвалування або інші заходи, якщо це передбачено проєктом.

На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС (поточного ремонту свердловин) та площадка для встановлення пристрою для змотування та вимотування талевого канату.

4.20. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватися програмою досліджень та інструкціями. Указані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу.

4.21. НКТ та інше технологічне обладнання, які внаслідок експлуатації зазнали додаткового радіоактивного забруднення радіонуклідами природного походження, належать до ТПДПП у разі перевищення рівнів звільнення радіоактивних матеріалів від регулюючого контролю, встановлених нормами та правилами з радіаційної безпеки.

Ці НКТ та інше обладнання, що за своїми технічними параметрами не може бути використане за призначенням, можуть тимчасово зберігатися на об’єктах нафтогазодобувної промисловості на спеціально обладнаних майданчиках з твердим покриттям, без доступу сторонніх осіб, з установленням знаків радіаційної небезпеки згідно з ДСТУ EN ISO 361:2020, з подальшою передачею їх суб’єктам господарювання, які володіють відповідною дозвільною документацією, обладнанням та технологіями для їх дезактивації з метою подальшого використання як вторинних ресурсів або для довгострокового зберігання.

4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за:

технічним станом обладнання;

змінами в часі робочих дебітів тисків на усті та температур;

наявністю міжколонних тисків.

5.1. Устя свердловини обладнується запірною арматурою та пристроєм для ущільнення штока. Схема обв’язки устя свердловини повинна забезпечувати замірювання тиску на усті, відбирання газу із затрубного простору, проведення досліджень.

5.2. Конструкція сальникового пристрою повинна дозволяти заміну ущільнення штока за наявності тиску в свердловині.

5.3. Під час виконання робіт, пов’язаних із зупинкою верстата-качалки, електродвигун повинен бути вимкнутий, контрвантажі повинні бути опущені в нижнє положення і заблоковані гальмовим пристроєм, а на пусковому пристрої встановлений попереджувальний знак "Не вмикати - працюють люди!".

5.4. На свердловинах з автоматичним і дистанційним керуванням верстатів-качалок на видному місці повинні бути розміщені попереджувальні знаки "Увага! Пуск автоматичний".

5.5. Кривошипно-шатунний механізм верстата-качалки, площадка для обслуговування електроприводу і пускового пристрою повинні мати огородження.

5.6. Верстат-качалка повинен бути змонтований таким чином, щоб виключалося зіткнення частин, що рухаються, з фундаментом, ґрунтом чи огорожею.

5.7. При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штанготримачем і устьовим сальником повинна бути не менше ніж 20 см.

5.8. Рама верстата-качалки повинна бути зв’язана з кондуктором (проміжною колоною) не менше ніж двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях до кондуктора (проміжної колони) і рами.

Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше ніж 100 мм-2, товщина стінок профільної сталі - не менше ніж 4 мм, діаметр круглих заземлювачів - 16 мм.

Заземлювальні провідники, що з’єднують раму верстата-качалки з кондуктором (проміжною колоною), повинні бути заглиблені в землю не менше ніж на 0,5 м.

Як заземлювальні провідники може застосовуватися сталь: кругла, смугова, кутова або іншого профілю.

5.9. Верхній торець устьового сальника повинен підноситися над рівнем площадки обслуговування не більше ніж на 1 м.

6.1. Прохідний отвір для силового кабелю в устьовій арматурі повинен мати герметичне ущільнення.

6.2. Свердловини, які експлуатуються з використанням заглибних насосів, можуть обладнуватися вибійними клапан-відсікачами, що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння.

У разі відсутності клапана-відсікача або його відмови свердловина перед ремонтом повинна бути заглушена розчином глушіння, який не містить твердих завислих частинок і не погіршує фільтраційні властивості привибійної зони.

6.3. Устя свердловини обладнується ФА або спеціальним устьовим пристроєм, що забезпечує герметизацію трубного і затрубного просторів, можливість їх сполучення, проведення глибинних досліджень. Обв’язка викидних ліній трубного і затрубного просторів повинна дозволяти: здійснення демонтажу (розбирання) викидних ліній (як з боку глушіння, так і з шлейфового боку) з метою заміни засувок без зупинки роботи свердловини у шлейф; проведення розрядки свердловини, подачі газу в затрубний простір; проведення технологічних операцій, у тому числі глушіння свердловини. Для цього всі з’єднання основних і допоміжних комунікацій повинні бути на фланцях.

6.4. Силовий кабель повинен бути прокладений від станції керування до устя свердловини на естакаді. Допускається прокладка кабелю в трубах під землею.

6.5. Монтаж і демонтаж наземного електрообладнання електронасосів, їх огляд, ремонт та налагодження повинен виконувати електротехнічний персонал.

6.6. Кабельний ролик повинен підвішуватися на щоглі підйомного агрегату за допомогою ланцюга або на спеціальній підвісці. Цей пристрій повинен бути випробуваний на максимальну вантажопідіймальність.

6.7. Кабель, пропущений через ролик, при СПО не повинен торкатися елементів конструкції вантажопідіймальних механізмів та землі.

6.8. Під час згвинчування та розгвинчування труб кабель необхідно відводити за межі робочої зони з таким розрахунком, щоб він не перешкоджав персоналу, що працює.

6.9. Швидкість спуску (підйому) заглибного обладнання в свердловину не повинна перевищувати 0,25 м/с. У похилоспрямованих свердловинах з набором кривизни 1,5° на 10 м швидкість спуску не повинна перевищувати 0,1 м/с.

6.10. Стовбур свердловини, у яку заглибний електронасос спускається вперше, а також при зміні типорозміру насоса повинен бути перевірений шаблоном відповідно до вимог інструкції з експлуатації заглибного електронасоса.

7.1. Приміщення технологічного блока установки повинно мати:

постійну примусову вентиляцію, що забезпечує восьмикратний повітрообмін по повному внутрішньому об’єму приміщення протягом години;

температуру в блоках не нижче ніж 5 °C, рівень шуму не більше ніж 80 дБ, швидкість вібрації не більше ніж 2 мм/с.

7.2. Перед входом до приміщення технологічного блока необхідно:

перевірити загазованість приміщення і стан системи вентиляції;

увімкнути освітлення;

переключити систему газового пожежогасіння з режиму автоматичного пуску на ручний.

7.3. У разі виникнення пожежі в блоці необхідно діяти відповідно до вимог інструкції з пожежної безпеки.

7.4. Перед спуском пакера експлуатаційна колона повинна бути прошаблонована, у разі потреби прорайбована, промита до вибою та опресована.

7.5. Витягування гідропоршневого насоса, шкребка та іншого обладнання повинно виконуватись із застосуванням спеціального лубрикатора, що входить у комплект установки.

7.6. Монтаж і демонтаж лубрикатора необхідно виконувати з використанням приставної драбини з площадкою для обслуговування при закритій центральній засувці з дотриманням інструкції на проведення цього виду робіт.

7.7. Кожна нагнітальна лінія повинна бути обладнана манометром і регулятором витрати робочої рідини.

7.8. Силові насоси повинні бути обладнані електроконтактними і показуючими манометрами, а також запобіжними клапанами. Відвід від запобіжного клапана силового насоса повинен бути з’єднаний з прийомом насоса.

7.9. Справність системи автоматики і запобіжних пристроїв перевіряється в терміни, установлені інструкцією з експлуатації.

7.10. Силова установка запускається в роботу після перевірки справності системи автоматики при відкритих запірних пристроях на лініях всмоктування, нагнітання і перепуску робочої рідини силового насоса. Тиск у напірній системі створюється після встановлення нормального режиму роботи наземного обладнання.

7.11. При зупинці силового насоса тиск у нагнітальному трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного.

7.12. Система виміру дебіту свердловин, показання роботи силових насосів повинні мати вихід на диспетчерський пункт (у разі автоматизації і телемеханізації промислів).

8.1. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини ПАР, кислоти та інші реагенти) з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення, повинні обладнуватися наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.

8.2. На усті нагнітальних свердловин повинна встановлюватися ФА, робочий тиск якої повинен бути не нижчим за максимально очікуваний тиск нагнітання.

До встановлення на устя ФА повинна випробовуватися на міцність та герметичність при тисках, передбачених паспортом і технічними умовами на її поставку.

8.3. Устьова арматура повинна бути обладнана зворотним клапаном для запобігання перетіканню закачуваних агентів із свердловини в разі аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.

8.4. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини повинно здійснюватися тільки через колону НКТ.

Конструкція колони НКТ повинна визначатися на основі розрахунків, які проводяться відповідно до чинних інструкцій і методик. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів під час проведення дослідних робіт.

8.5. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини при тисках на усті понад тиск, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватися через колону НКТ з пакером, який ізолює колону від впливу високих тисків і встановлюється над пластом (об’єктом), у який закачується робочий агент.

8.6. Для одночасно-роздільного закачування робочих агентів у два пласти (об’єкти) у нагнітальну свердловину повинно спускатися спеціальне обладнання.

Обладнання для одночасно-роздільного закачування повинно забезпечувати надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об’єктів) і диференційоване, за тиском і поглинальністю, закачування робочих агентів; можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.

8.7. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і устьового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тиском і температурою закачувальних агентів, пристроями для регулювання тиску.

8.8. При закачуванні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин повинні укладатись у траншеї на глибину, яка б запобігала замерзанню води на випадок припинення закачування води в зимовий період.

8.9. Для зменшення втрат тепла при закачуванні в пласти теплоносіїв (пари, гарячої води) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, устьова арматура і колона НКТ повинні бути теплоізольовані.

8.10. При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів (високомінералізовані пластові і стічні води, CO2, H2 S, кислоти та інші реагенти) для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і колони НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.

8.11. На виході з компресорної установки високого тиску перед подачею сухого газу в шлейфи нагнітальних свердловин повинні бути встановлені фільтр-сепаратори масла.

8.12. Під час розробки родовища з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу (сайклінг-процес) або води (заводнення) повинні проводитися промислові дослідження і контролюватися такі параметри:

склад газу, який надходить на УКПГ;

час прориву сухого газу до вибою видобувних свердловин;

фізико-хімічні властивості (густина, молекулярна маса, фракційний склад) вилученого з газу конденсату;

кількість газу і конденсату, які видобуваються з кожної видобувної свердловини (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);

кількість сухого газу або води, які закачуються в кожну нагнітальну свердловину (за добу) і в цілому по родовищу (за добу, місяць, рік);

поточний Рпл у пласті (щоквартально);

тиск газу на усті нагнітальних свердловин (щодобово);

зміна положення газоводяного контакту в часі.

9.1. Види, періодичність і обсяг досліджень експлуатаційних (видобувних і нагнітальних) свердловин установлюються на підставі затверджених технічних документів, розроблених відповідно до проєкту розробки даного родовища.

9.2. Випробування та дослідження свердловин повинні виконуватись у світлий час доби під керівництвом відповідальної особи.

Дозволяється проведення робіт з випробування та дослідження свердловини в темний час доби за умови дотримання вимог освітленості згідно з вимогами нормативних документів.

9.3. Спускання глибинних приладів і пристроїв на тросі (канаті, дроті, кабелі) у свердловину, яка перебуває під тиском, повинно здійснюватися лише в разі встановленого на усті свердловини лубрикатора з відповідними герметизуючими пристроями.

За відсутності тиску на усті під час ремонту свердловин, коли свердловина заповнена розчином, дозволяється спускати глибинні прилади і пристрої без лубрикатора.

9.4. СПО з геофізичними приладами необхідно проводити із застосуванням лебідки з приводом, який забезпечує обертання барабана з канатом у необхідних діапазонах швидкостей, і направляючим роликом для тросу (канату, дроту, кабелю).

9.5. Після встановлення на свердловині лубрикатор піддається випробуванню тиском устя свердловини.

Лубрикатор періодично, але не рідше ніж один раз на 6 місяців, піддається гідравлічному випробуванню на тиск, що на 10 % перевищує його робочий тиск, зазначений у паспорті.

У процесі монтажу і демонтажу лубрикатора глибинний прилад повинен установлюватися на повністю закриту буферну засувку.

Перед вилученням глибинного приладу з лубрикатора тиск у ньому повинен бути знижений до атмосферного через запірний пристрій, установлений на вводі.

Під час проведення досліджень з використанням лубрикатора необхідно встановлювати на устьовому фланці направляючий ролик для кабелю.

9.6. При підйомі глибинного приладу зі свердловини лебідкою з ручним приводом необхідно вмикати храповий пристрій.

9.7. Дріт, який застосовується для глибинних досліджень, повинен бути суцільним, без скруток, а для роботи в свердловинах, що містять понад 6 % сірководню,- виконаним з матеріалу, стійкого до сірководневої корозії.

10.1. На підприємстві повинен бути розроблений графік проведення депарафінізації свердловин, труб і обладнання на рік і розданий у цехи з видобування нафти і газу.

10.2. Нагнітальні трубопроводи теплогенеруючих установок повинні бути:

обладнані зворотними клапанами;

опресовані перед проведенням робіт у свердловині на півторакратний тиск від очікуваного максимального, але такого, що не перевищує тиск, зазначений у паспорті установок.

10.3. Пересувні установки депарафінізації допускається встановлювати на відстані не менше ніж 25 м від устя свердловини і не менше ніж 10 м від іншого обладнання.

10.4. При пропарюванні викидного трубопроводу підходити до нього і до устя свердловини на відстань менше ніж 10 м забороняється.

10.5. Розпалювання парового котла і підігрівача нафти повинно проводитися відповідно до інструкції з експлуатації підприємства-виробника.

10.6. Для подачі теплоносія під тиском більше ніж 1 МПа (10 кгс/см-2) забороняється застосовувати гумові рукави.

10.7. Шланг для подавання пари до колони НКТ, укладених на містках, повинен бути обладнаний спеціальними наконечниками.

10.8. Скребок у свердловину повинен спускатись і підніматись через лубрикатор, який установлений на фонтанній арматурі.

Дріт, на якому спускається скребок, повинен пропускатися через ролик, прикріплений до лубрикатора. Дріт повинен мати сертифікат відповідності.

11.1. Загальні положення

11.1.1. Роботи з нагнітання в свердловину води, газу, теплоносіїв (гарячої води, пари), хімічних реагентів (полімерів, ПАР, розчинників нафти) та інших агентів проводяться відповідно до проєкту і плану, затверджених нафтогазодобувним підприємством. У плані повинні бути зазначені порядок підготовчих робіт, схема розміщення обладнання, технологія проведення процесу, заходи безпеки, відповідальний керівник робіт.

11.1.2. Пересувні насосні агрегати, призначені для роботи на свердловинах, повинні обладнуватися запірними та запобіжними пристроями, мати прилади, що контролюють основні параметри технологічного процесу.

11.1.3. При закачуванні хімічних реагентів, пари, гарячої води на нагнітальній лінії біля устя свердловини повинен бути встановлений зворотний клапан.

11.1.4. Нагнітальна лінія після збирання до початку закачування повинна бути опресована на півторакратний очікуваний робочий тиск.

11.1.5. При гідравлічних випробуваннях нагнітальних систем обслуговуючий персонал повинен бути виведений за межі небезпечної зони. Ліквідація пропусків під тиском забороняється.

11.1.6. Перед початком роботи із закачування реагентів, води і після тимчасової зупинки в зимовий час необхідно переконатись у відсутності в комунікаціях насосних установок і нагнітальних ліній льодових пробок.

Обігрівати трубопроводи відкритим вогнем забороняється.

11.1.7. Обробка привибійної зони, інтенсифікація припливу і підвищення нафтовіддачі пластів у свердловинах з негерметичними колонами і заколонними перетоками забороняється. Зазначені операції можуть бути проведені при використанні обладнання з пакером, що ізолює місце негерметичності колони від впливу реагентів, які використовуються під час таких технологічних процесів.

11.1.8. На період теплової і комплексної обробки навколо свердловини та обладнання, що використовується, установлюється небезпечна зона радіусом не менше ніж 50 м.

11.1.9. Пересувні насосні установки необхідно розташовувати на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини, відстань між ними повинна бути не менше ніж 1 м. Інші установки для виконання робіт (компресор, парогенераторна установка та ін.) повинні розміщуватися на відстані не менше ніж 25 м від устя свердловини. Агрегати встановлюються кабінами від устя свердловини та оснащуються іскрогасниками.

11.1.10. Технологічні режими ведення робіт і конструктивне виконання агрегатів та установок повинні унеможливлювати утворення вибухопожежонебезпечних сумішей усередині апаратів і трубопроводів.

11.1.11. На всіх об’єктах (свердловинах, трубопроводах, замірних установках) утворення вибухонебезпечних сумішей не допускається. У планах проведення робіт необхідно передбачати систематичний контроль газоповітряного середовища в процесі робіт.