Утверждены приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 25 июля 2008 года № 132

1. Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее - ПРС) (поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных).

2. Основные понятия:

1) глушение скважины - работы по остановке притока флюида из пласта в скважину;

2) скважина - подземное (горнотехническое) сооружение, представляющее вертикальную или наклонную цилиндрическую горную выработку, имеющую большую глубину с малым поперечным сечением.

3. Организации разрабатывают и утверждают техническим руководителем технологические регламенты, определяющие безопасное выполнение технологических операций. Технологические регламенты пересматриваются при введении новых правил и норм, новых технологических процессов, установок, машин, аппаратуры.

4. Организацией разрабатывается перечень работ повышенной опасности, выполняемых по наряду-допуску. Перечень работ утверждает технический руководитель организации.

5. Организация разрабатывает план ликвидации аварий, в котором с учетом специфических условий предусматривает оперативные действия персонала по предотвращению и ликвидации аварий, порядок взаимодействия с аварийно - спасательными службами.

6. Рабочие бригад ПРС, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, имеют соответствующую квалификацию и допуск к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

7. Передача скважин для подземного ремонта и приемка их после подземного ремонта оформляется актами.

8. На каждый подземный ремонт скважины разрабатывается порядок организации работ (далее - ПОР), утверждаемый техническим руководителем организации. При необходимости согласовываются с аварийно- спасательной противофонтанной службой в случае опасности газо-, нефте-, водопроявлений или открытых фонтанов при наличии в пластовом флюиде сероводорода.

ПОР содержит:

1) сведения о конструкции скважины и о цементировании обсадных колонн;

2) характеристику подземного и наземного оборудования;

3) краткую характеристику эксплуатации скважины, текущее пластовое давление и температуру, дату последнего замера пластового давления и его величину;

4) ожидаемые технологические показатели работы скважины после проведения ремонта;

5) условия безопасного производства работ; мероприятия по промышленной, пожарной и эксплуатационной безопасности; по охране труда  и окружающей среды; по предупреждению нефтегазопроявлений и открытых фонтанов;

6) схему расстановки подъемной установки, устьевого и противовыбросового оборудования, приспособлений и обустройство рабочей площадки на скважине;

7) объем и плотность жидкости, необходимой для глушения и цементирования;

8) средства для обработки и дегазации промывочной жидкости.

9. В зависимости от особенностей скважин (на суше, на море, токсичные компоненты в нефти, газе и тому подобные), при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин в ПОР предусматриваются средства пожаротушения, связи, контроль опасных и вредных производственных факторов, санитарно-гигиенических условий, обеспечение электробезопасности, оборудование устья скважин, опасные зоны с обозначением токсичных компонентов (сероводород, двуокись углерода и другие), условия взрыво-, пожаробезопасности, санитарно-защитные зоны.

Предельные значения температуры наружного воздуха, скорости ветра в данном климатическом районе, при которых приостанавливаются ПРС или организовываются перерывы в работе.

К ПОР прилагают расчет глушения скважины по методике, соответствующей особенностям скважины. Перед началом проведения подземного ремонта персонал под роспись знакомится с ПОР.

10. С непосредственными исполнителями работ проводят инструктаж по технике и противофонтанной безопасности с записью в журнале регистрации инструктажей.

11. Перед началом ремонта проводится предварительный осмотр и проверка исправности комплекта оборудования, инструмента и приспособлений, погрузка, транспортировка, разгрузка и его размещение на устье скважины, установка вышки (мачты), мостков, стеллажей, рабочей площадки, транспортировка и укладка на мостках, стеллажах труб, штанг, насосов, осмотр каната и кронблока, оснастки талевого механизма и смазка его элементов, проверка состояния вышек, мачт, крепления оттяжек, ремонт лестниц, полов, мостков, стеллажей и так далее.

Ремонт скважин производится в соответствии с технологическим регламентом.

12. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка соответствует максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

Транспортировка установок, агрегатов, оборудования для ремонта скважин (далее - установки) и строительно-монтажные работы производятся при выполнении следующих условий:

наличие планов организации работ, утвержденных в установленном порядке;

проверка готовности трассы передвижения установок и наличие согласования с соответствующими организациями условий пересечения линий электропередач, железнодорожных путей, трубопроводов, других коммуникаций и объектов инфраструктуры объекта нефтегазодобычи;

назначение ответственных исполнителей (подрядчиков, субподрядчиков) с указанием их функций по выполнению требований безопасности.

Передвижение установок и монтаж оборудования на скважине проводится под руководством лица контроля, назначенного в установленном порядке.

Персонал, принимающий участие в транспортировке и монтаже оборудования, знакомится с трассой передвижения, опасными участками и мерами безопасности.

Не допускается передвижение и монтаж оборудования при неблагоприятных метеорологических условиях, ограничивающих видимость и безопасность работ, которые указываются в плане организации работ.

Расположение установок, оборудования, вспомогательных объектов соответствует утвержденной схеме. Помещения для персонала располагаются в безопасной зоне от устья скважины на расстоянии не менее высоты мачты (вышки) плюс 10 м.

Схема расположения подземных и наземных коммуникаций утверждается маркшейдерской службой организации-заказчика и выдается исполнителю работ до начала подготовительных и ремонтных работ.

13. Перед ПРС на устье скважины устраивается рабочая площадка размером не менее 4 х 6 м при ремонте с вышкой и не менее 3х4 м при ремонте с мачтой.

14. Требования к площадке:

1) пол площадки изготавливают из рифленого, просечного или сварного металлического листа толщиной не менее 4 мм;

2) пол площадки имеет надежные упоры и приспособления для крепления к подъемному агрегату;  

3) площадка имеет устройства и емкость для сбора и слива жидкости, разливаемой на устье скважины и поступающей (вытекающей) из скважины (нефть, жидкость глушения);

4) площадку располагают с наветренной стороны по отношению к скважине с учетом господствующего направления ветра;

5) рабочая площадка оборудуется мостками и стеллажами:  

ширина мостков не менее 1 м. При высоте мостков над уровнем земли более 0,5 м, с них устраивают сходни.

Стеллажи обеспечивают возможность укладки труб и штанг без свисания их концов. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи оборудуют предохранительными стойками.

15. Высота установки на устье рабочей площадки агрегата определяется из условия свободного и безопасного размещения, управления и обслуживания противовыбросового оборудования или аварийной план-шайбы на устье скважины, в соответствии с планом организации работ, утвержденной и согласованной схемой, требованиями обеспечения противофонтанной безопасности, в зависимости от возможной опасности и риска возникновения газонефтеводопроявления, открытого фонтанирования, с учетом величины пластового давления, наличия сероводорода, вредных веществ и технологии работ.

Пункт 15 изменен Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 24.01.2013 г. № 26 (см. редакцию от 16.07.2012г.)

16. Передвижные агрегаты для ПРС устанавливают на рабочей площадке, в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Оборудование агрегатов применяется во взрывозащищенном исполнении.

17. Агрегат для ПРС оснащается:

1) пультом управления спускоподъемными операциями, снабженным контрольно-измерительными приборами, в том числе индикатором веса;

2) мачтой (вышкой) с металлической табличкой, укрепленной на видном месте. На табличке указывается: дата изготовления, завод-изготовитель, заводской номер установки, грузоподъемность (номинальная) мачты, сроки следующей проверки технического состояния мачты;

мачты (вышки) снабжаются устройством для крепления, оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек определяются паспортом агрегата;

3) лебедкой.

В схеме управления лебедкой предусматривается:

ограничитель грузоподъемности;

автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противозатаскиватель талевого блока);

тормозная система.

4) приборами, позволяющими устанавливать шасси в горизонтальное положение;

5) устройством для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;

6) дистанционным управлением, обеспечивающим безопасность при отказе элементов гидрооборудования;

7) искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник);

8) устройством аварийного отключения двигателя;

9) рабочим и аварийным освещением, и переносными светильниками напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении и оборудованными защитной сеткой от механических повреждений.

Подпункт 9 изменен Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 24.01.2013 г. № 26 (см. редакцию от 16.07.2012г.)

10) лестницей, с приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего и устройством для его аварийной эвакуации;

11) гидравлическими опорными домкратами с механическими замками и фундаментными балками под них;

12) укрытием рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверьми с каждой стороны платформы и двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки;

13) кронблоком.

Кронблок имеет 1 ролик под канат диаметром 13 мм вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром 10 мм для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа;

14) аварийной звуковой и световой сигнализациями (допускается применение на одном агрегате сигнализации обеих видов);

15) пневмосистемой с электрическим осушителем воздуха;

16) приспособлением на мачте агрегата для подвешивания ролика кабеля;

17) устройством вертикальной установки труб с комплектом оборудования и инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами диаметром 60, 73, 89 мм и насосными штангами диаметром 19, 22, 25 мм при установке их за «палец» балкона;

18) механизмами свинчивания и развинчивания труб и штанг, приспособлениями, обеспечивающими безопасность проведения ремонтных работ на скважинах;

19) стальные канаты, применяемые в качестве оснастки агрегатов по ремонту скважин, отвечают Требованиям  устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов и имеют сертификат или копию сертификата предприятия-изготовителя канатов, свидетельство об их испытании, в соответствии с ГОСТ 3241 и ГОСТ 18899 .

При получении канатов, не имеющих сертификата, их подвергают испытанию, в соответствии с указанными стандартами.

Канаты, не имеющие сертификата предприятия-изготовителя или свидетельства об испытании, к применению не допускаются.

18. Коэффициент запаса прочности талевого каната (отношение разрывного усилия каната к силе натяжения ходового конца талевого каната) не менее двух.

19. За состоянием каната устанавливается контроль. Частота контрольных осмотров зависит от характера условий работы и определяется техническим руководителем, в соответствии с техническим состоянием каната.

20. Применять сращенные канаты для оснастки талевой системы агрегатов для ПРС, для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек, грузоподъемных стропов, удерживающих рабочих, и использование их в качестве страховых канатов не допускается.

21. Резка талевых канатов с использованием электросварки не допускается.

22. Работы по монтажу, демонтажу, спуско-подъемные операции выполняются при скорости ветра до 15 м/с или в соответствии с условиями указанными в эксплуатационной документации изготовителя, при видимости не менее 50 м, отсутствие экстремальных метеоусловий.

Пункт 22 изменен Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 24.01.2013 г. № 26 (см. редакцию от 16.07.2012г.)

23. Перед началом ремонтных работ (замены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования), связанных с разгерметизацией устья, скважину глушат (при необходимости). Время отстоя после глушения не менее 1 час.

24. Скважину глушат после подписания акта о приеме скважины в ремонт при наличии утвержденного ПОР.

25. Перед глушением наземное оборудование снабжают трубопроводами для глушения скважины длиной не менее 25 м. Трубопроводы оборудуют обратными клапанами и устройствами для подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры. Трубопроводы и арматуру на устье скважины опрессовывают водой, давлением в 1,5 раза больше ожидаемого максимального давления. Нагнетательные линии монтируются из труб с быстросъемными соединениями.

Промывочный шланг установки страхуется стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1 - 1,5 м по всей длине шланга. Концы каната крепятся к ответным фланцам шланга. Для предупреждения разрыва шланга устанавливается на насосном агрегате предохранительный клапан на давление, ниже допустимого на шланг на 25%.

Болтовые соединения исключают возможность самопроизвольного раскрепления.

26. Перед глушением скважины предусматривается запас жидкости глушения необходимых параметров в объеме, равном двум объемам ремонтируемой скважины. Запас хранят на скважине или в непосредственной близости для оперативного подключения к трубопроводу глушения.

27. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газо-, нефте-, водопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

28. Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления, превышающего пластовое давление на величину:

10 - 15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервал от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см 2  (1.5 МПа);

5 - 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервал от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см 2  (2.5 МПа);

4 - 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервал от 2500 до проектной глубины), но не более 35 кгс/см 2  (3.5 МПа).

29. При глушении скважины создают гидростатическое динамическое давление (при вытеснении нефти из скважины жидкостью глушения), не превышающее давление гидроразрыва пласта или давление поглощения жидкости пластом.

30. Скважины, через которые добывают углеводороды, содержащие сероводород, глушат жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

31. Проведение ПРС без глушения допускается на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.

32. После проведения глушения устье скважины оснащают противовыбросовым оборудованием, в соответствии с утвержденной в ПОР схемой, обеспечивающей контроль и управление скважинами при ПРС и в аварийных ситуациях, с учетом геолого-технических условий бурения и эксплуатации на месторождении.

33. Схему установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывает организация.

34. После установки противовыбросового оборудования его опрессовывают водой давлением, равным максимально ожидаемому, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовку противовыбросового оборудования проводят с учетом технического состояния эксплуатационной колонны, состава пластового флюида (газового фактора) и паспорта оборудования в присутствии представителя АСС.

35. При появлении признаков нефтегазопроявлений ПРС прекращают, скважину повторно глушат. Возобновление работ разрешает технический руководитель организации.

36. При перерывах в работе по ПРС устье скважины надежно закрывают (герметизируют).

37. Для предотвращения и ликвидации возможных газо-нефте-водопроявлений устанавливают блок долива жидкости глушения и обвязывают его с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважин). Подъем труб из скважины проводят с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливную емкость оборудуют уровнемером с градуировкой.

38. Перед демонтажом устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространстве уменьшают (стравливают) до атмосферного.

39. Разборку устьевой арматуры проводят после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки в ней постоянства уровня жидкости. В ПОР указывают продолжительность времени технологического простоя, после разборки устьевой арматуры, для проверки отсутствия притока жидкости из скважины.

40. Персонал бригады ведет постоянный контроль признаков обнаружения газо-, нефте-, водопроявлений и производит герметизацию устья скважины, в соответствии с технологическим регламентом.

41. Для герметизации трубного пространства на мостках находится компоновка трубы с переводником, шаровым краном, обратным клапаном или аварийной задвижкой в открытом состоянии, опрессованная на установленное давление и окрашенная в красный цвет.

42. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения перед ПРС, останавливают, стравливают давление до атмосферного и в течение не менее трех часов проверяют скважину на отсутствие притока через клапан-отсекатель или через другие каналы.

43. Работы по ревизии клапана-отсекателя выполняют в соответствии с рекомендациями завода изготовителя и промысловыми заявками.

44. Пульт управления спускоподъемными операциями подъемного агрегата для ремонта скважин располагается в безопасном месте, с которого хорошо видны: мачта, вышка, устье скважины, лебедка и другие механизмы, установленные на агрегате и рабочей площадке.

45. Не допускается без индикации (индикатора) веса поднимать из скважины или спускать в скважину насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ), вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. Исправность индикатора веса проверяется перед началом ПРС.

Не допускается проведение спуско-подъемных операций при:

1) неисправном оборудовании и инструменте, контрольно - измерительных приборов (пишущий прибор, манометры и так далее);

2) не полном составе вахты;

3) скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде;

4) нефтегазоводопроявлении;

5) отсутствии ПОР.

46. Во время спускоподъемных операций при обнаружении газо-, нефте-, водопроявлений бригада ПРС повторно глушит скважину и далее действует в соответствии с ПОР. При невозможности повторного глушения устье скважины герметизируют и далее действуют по плану ликвидации аварий.

47. Для предотвращения и ликвидации возможных нефте-газо-водопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время спускоподъемных операции постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование.

48. Перед спуском НКТ в скважину каждую трубу шаблонируют. Перед свинчиванием труб резьбу очищают металлической щеткой и покрывают защитным слоем, предусмотренным ПОР (графитовые смазки, сурик, специальный герметик и тому подобные).

49. НКТ свинчивают на всю резьбовую часть трубы и крепят плотно до упора.

50. Перед началом ПРС на скважине со станком-качалкой освобождают проход для талевого блока с крюком от кронблока до устья скважины. Для этого головку балансира станка-качалки откидывают назад или отводят в сторону (в зависимости от конструкции).

51. Откидывание, отвод в сторону и возврат головки балансира в рабочее положение, снятие и надевание канатной подвески проводят при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка - качалки.

52. При больших габаритах талевого блока или вертлюга, во избежание задевания ими за балансир станка-качалки, при спускоподъемных операциях следует отсоединить шатун от кривошипа и поставить балансир с повернутой или откинутой головкой в крайнее верхнее положение. При этом канатная подвеска сальникового (полированного) штока отводится в сторону и закрепляется за стойку станка-качалки, чтобы она не раскачивалась на весу и не мешала бригаде при оснастке, смене каната и при ремонтных работах.   

53. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, обесточивается кабель, проверяется надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки.

54. Барабан с кабелем погружного электроцентробежного насоса находится в зоне видимости с пульта управления подъемного агрегата и с рабочей площадки.

55. Размотка и намотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, механизируются. Витки кабеля укладываются на барабан правильными рядами.

56. Скорость подъема и спуска НКТ определяет лицо контроля во время работы, в зависимости от веса, технического состояния НКТ, от скорости долива жидкости глушения в скважину, излива жидкости из скважины, скорости ветра.

57. При подъеме НКТ замеряют общую длину НКТ и количество поднятых труб. При спуске НКТ замеряют глубину спуска НКТ и количество спущенных труб, данные замеров заносятся в журнал «Мера труб». В журнале по форме, утвержденной техническим руководителем организации, указывают диаметр, толщину стенки и длину каждой трубы.

58. Во избежание задевания торцов муфт за внутреннюю стенку эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков пользуются направляющими воронками.

Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них осматривают, очищают резьбу металлической щеткой и смазывают графитовой смазкой.

59. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из разных марок стали. Штанги укладываются на мостках и спускаются в скважину, в соответствии с утвержденной компоновкой в ПОР на ПРС.

60. При спуске ступенчатой колонны штанг соблюдаются указания ПОР.

61. Штанги, спускаемые в скважину, замеряют. Данные замеров заносятся в журнал «Мера штанг» по форме, утвержденной техническим руководителем организации; в журнале указывают диаметр, длину, марку стали каждой спущенной штанги.

62. Дефектные трубы и штанги отбраковываются и до окончания ремонта удаляются с мостков.

63. Выброс на мостки и подъем с них насосно-компрессорных труб диаметром более 51 мм допускается проводить двухтрубками, если длина каждой из них не превышает 16 м, а спускоподъемное сооружение имеет высоту не менее 22 м и ворота вышек допускают свободный проход труб. При подъеме и спуске труб двухтрубками крепится средняя муфта.

64. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску НКТ устье скважины герметизируется (закрывается).

65. При ремонте скважин, оборудованных вышкой или мачтой, ходовой конец талевого каната проходит через оттяжной ролик, при этом канат не касается элементов вышки или мачты, не пересекает мостки и рабочую площадку; оттяжной ролик крепится к рамному брусу вышки или мачты, отдельному фундаменту или специальному приспособлению и имеет металлическое ограждение. Применение канатных петель для крепления оттяжных роликов не допускается.

66. При спускоподъемных операциях на мостках устанавливают специальный лоток для предохранения резьбы от повреждения.

67. Перед спускоподъемными операциями проверяется исправность и надежность действия тормозной системы.

68. Подъемный крюк имеет стопорный болт и исправный безопасный автоматический затвор, предотвращающий соскакивание штропов с крюка.

69. Спуск на мостки и подъем труб с мостков выполняется плавно и на скоростях, не превышающих допустимые. Рабочий, работающий на тормозе лебедки, стоит в стороне от линии движения тормозной рукоятки, чтобы не получить от нее удара.

70. При подтаскивании трубы с мостков к устью скважины не следует, во избежание травмирования рук, направлять и удерживать руками ее нижний конец.

71. Не допускается находиться на пути или вблизи подтаскиваемой трубы.

72. Шпильки в проушины элеватора закладываются очень тщательно.

73. Чтобы в процессе спускоподъемной операции штропы не выскочили из проушин, они привязываются к штропам петлей, а шпильки, спайдер, гидравлический ключ имеют фиксацию их положения.

74. В соответствии с техническими требованиями и утвержденным технологическим регламентом штропы, крюк, элеваторы, шкивы блоков и так далее исследуют ультразвуковым дефектоскопом для выявления возникших, скрытых раковин, трещин и других дефектов.

75. Вспомогательное оборудование (спайдер, гидравлический ключ и тому подобные) фиксируются от произвольного включения во время работ.

76. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну скважины очищают от отложений солей, смол, асфальтеновпарафина, продуктов коррозии и шаблонируют шаблоном с диаметром, соответствующим техническим требованиям.

77. В случае необходимости замеряют глубину искусственного забоя (отбивают искусственный забой).

78. В случае необходимости очищают искусственный забой, используя способы, применяемые на нефтегазопромысле.

79. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах с возможными газо-, нефте-, водопроявлениями не допускается.

80. В случае необходимости эксплуатационную колонну опрессовывают жидкостью глушения скважины давлением, равным давлению опрессовки при окончании бурения.

81. Спускают в скважину подземное оборудование (воронку на конце НКТ, газлифтные клапаны, муфты, глубинные насосы и тому подобные). Глубину спуска подземного оборудования замеряют, используя способы, применяемые на нефтегазопромысле. Результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

82. Проводят демонтаж и монтаж устьевого оборудования, обвязку устья скважины.

83. Проводят освоение скважины или запуск в работу глубинного насоса, спущенного в скважину.

84. Устанавливают технологические параметры работы скважины, указанные в ПОР на ПРС.

85. Замеряют дебит скважины, обводненность добываемой нефти, давление и температуру на устье. Результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

86. Исследование скважин (замеры показателей работы скважины) осуществляют, в соответствии с Требованиями  промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

87. Производственные операции по ремонту скважины выполняются при условии соблюдения Требований промышленной безопасности. Перед началом ремонтных работ производится инструктаж персонала по технике безопасности с регистрацией в журнале.

88. При опасности возникновения загазованности воздуха рабочей зоны и при наличии взрыво-, пожароопасности технологической среды, работы по ремонту скважины выполняются по наряду-допуску с указанием мероприятий по безопасности.

89. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений, устройство и оснащение площадок в зоне работ осуществляется в соответствии с планом организации работ, схемой и технологическим регламентом, утвержденными в установленном порядке, с учетом расположения подземных и наземных коммуникаций.

90. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка соответствуют максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта, с учетом коэффициента безопасности и запаса прочности, указанного в документации изготовителя.

Установка для ремонта скважин устанавливается на приустьевой площадке и центрируется относительно устья скважины в соответствии с указаниями по эксплуатации изготовителя. Ввод установки в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации.

При проведении ремонтно-изоляционных работ не допускается перфорация обсадных колонн в интервале возможного гидравлического разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

На время перфорации вокруг устья скважины устанавливается и обозначается опасная зона с указанием в плане организации работ и на схеме.

91. Ремонтные работы на кустовой площадке проводятся в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным в установленном порядке, после выполнения дополнительных мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию других скважин.

Одновременное проведение работ на нескольких скважинах и порядок взаимодействия исполнителей регламентируются планом организации работ, утвержденным в установленном порядке.

92. При возникновении опасной ситуации каждый производитель работ оповещает всех исполнителей работ на кустовой площадке. Работы приостанавливаются до устранения опасной ситуации.

Устье скважины, находящееся в эксплуатации, трубопроводы, арматура в опасной зоне защищаются от возможного механического воздействия при ремонте на других скважинах кустовой площадки. Способы защиты указываются в плане организации работ.

93. Конструкция защитного экранирующего устройства или ограждения исключает возможность образования загазованности зон и обеспечивает свободный доступ к узлам управления скважиной.

Освоение скважин после завершения ремонтных работ производится с участием представителя заказчика.

94. Для проведения работ по ремонту скважин в плане указываются мероприятия по исключению и предупреждению воздействия на окружающую среду и территорию, сбора и утилизации возможного разлива нефти.

Пункт 94 изменен Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 24.01.2013 г. № 26 (см. редакцию от 16.07.2012г.)

95. После получения результатов замера параметров работы скважины, соответствующих плановым, утилизируют остатки технологической жидкости в порядке согласованном с местным государственным органом по охране и использованию недр, вывозят технически неисправные НКТ, штанги, оборудование с устья скважины на ремонтные базы.

96. Установленное на скважине ремонтное оборудование демонтируют, снимают (трубопроводы глушения, емкости, мостки, стеллажи, рабочую площадку, подъемный агрегат и так далее) и перемещают на очередную скважину для проведения ПРС или на ремонтную базу для проведения профилактического ремонта.

97. Территорию у скважины очищают от возможных ремонтных отходов, при необходимости планируют и выравнивают площадку.

98. Наземное оборудование на устье скважины очищают и при необходимости окрашивают в соответствии с дизайном, применяемым на нефтегазопромысле.

99. Все выполненные заключительные работы перечисляют в Акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

100. Подземный ремонт скважины, расположенной в кусте, проводят в соответствии с требованиями:

1) при ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседние скважины останавливаются и при необходимости глушатся.

2) ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины допускается при условии осуществления мероприятий и технических средств, предусмотренных ПОР.

101. Допускается проведение ПРС с одновременным бурением другой скважины на кусте, одновременная работа двух бригад ПРС. Производитель работ оповещает всех участников работ на кусте о возникновении на скважине аварийной ситуации (признаки газо-, нефте-, водопроявлений, отклонение от технологического регламента и тому подобные). При этом работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения аварийной ситуации.

102. Организация разрабатывает ПОР по одновременному ведению работ на кусте, ПОР утверждается техническим руководителем организации.

103. При ПРС на газлифтных кустах перед расстановкой ремонтного оборудования нагнетание газа в скважину, ожидающую ремонт, в соседние скважины слева и справа от скважины, ожидающей ремонт, прекращают на период ремонта.

104. Не допускается установка ремонтного оборудования и спецтехники на действующих шлейфах, газопроводах.

105. Ремонт скважин производится специализированными организациями, в соответствии с настоящими Требованиями по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, регламентирующими проведение нефтяных операций на объекте нефтегазодобычи.

106. При выполнении работ на опасных объектах подземного ремонта обеспечивается производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

АСС - аварийно-спасательная служба;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ПОР - порядок организации работ;

ПРС - подземный ремонт скважин.