Стр. 4
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
4.11.5.2.4. Для удаления окалины, грунта и случайно попавших при строительстве предметов нефтегазосборные трубопроводы должны продуваться воздухом или газом.
4.11.5.2.5. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы должен пройти дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ.
4.11.5.2.6. До начала продувки и испытания газопровода необходимо снять напряжение с воздушных линий электропередач, находящихся в зоне оцепления. Испытания газопроводов на прочность и их продувка в ночное время не допускается.
4.11.5.2.7. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линии электропередачи, населенных пунктов следует принимать по таблице 4.1 настоящих Правил.
4.11.5.2.8. Продувка и испытание трубопроводов сероводородосодержащим газом запрещается.
4.11.6.2.9. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, должны проводиться только инертными газами.
4.11.5.2.10. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:
- вести наблюдения за закрепленными за ними участками трубопровода;
- не допускать нахождение людей, животных и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения;
- немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытанию или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.
4.11.5.2.11. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с природным газом должно быть произведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 1 кгс/кв.см в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, если содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 процентов по показаниям газоанализатора.
4.11.5.2.12. Проведение испытания газопровода газами в зоне пересечения железной, автомобильной дорог или вблизи населенного пункта, хозяйственного объекта необходимо проводить в согласованное с представителями организаций, эксплуатирующих эти объекты, время и в соответствии с разработанными мерами безопасности.
4.11.5.2.13. Если при проведении испытания газопровода газом в месте пересечения им железной, автомобильной дороги, а также вблизи населенного пункта произойдет разрыв газопровода, район должен быть немедленно оцеплен и выставлены знаки, запрещающие проезд и проход.
У железных дорог знаки, запрещающие движение, выставляются на расстоянии 800 м, а у автомобильных дорог на расстоянии 500 м от места разрыва.
При направлении ветра в сторону дорог указанное расстояние должно быть увеличено на 40-50 процентов. Об аварии должно быть оповещено руководство железной дороги.
4.11.5.3. Эксплуатация нефтегазосборных трубопроводов
4.11.5.3.1. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия.
4.11.5.3.2. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчикам спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны запрещается.
4.11.5.3.3. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов и арматуры устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов, с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями. График ревизии должен быть утвержден главным инженером предприятия.
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо проводить не позже чем через 3 года эксплуатации.
4.11.5.3.4. Периодические испытания трубопровода на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.
4.11.5.3.5. Вид испытаний (прочность, герметичность), способ испытаний (гидравлическое, пневматическое и др.), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытаний необходимо принимать в соответствии с требованиями проектной документации.
4.11.5.3.6. Периодичность испытаний трубопроводов устанавливается руководством предприятия с учетом свойств транспортируемых продуктов, условий их транспортировки.
Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.
4.11.5.3.7. Глубина заложения подземных трубопроводов под железнодорожными путями должна быть не менее 1 м от подошвы шпалы до верха защитного футляра трубопровода, а под автодорогами и проездами не менее 0,8 м от поверхности дорожного покрытия.
4.11.5.3.8. Эксплуатация подземных трубопроводов должна производиться при параметрах, предусмотренных проектом. Все изменения следует согласовывать в установленном порядке.
4.11.6. Газокомпрессорные станции и газокомпрессорные
установки
4.11.6.1. Газокомпрессорные станции и газокомпрессорные установки должны эксплуатироваться в соответствии с правилами и инструкциями по эксплуатации.
4.11.6.2. Перед головным сепаратором газового компрессора должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее постоянное давление газа.
4.11.6.3. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей, а также капель нефти, воды и углеводородного конденсата в сепараторе, оборудованном манометром или мановакуумметром, предохранительным клапаном (или диафрагмой), краном или вентилем для контроля за уровнем жидкости и устройством для ее сброса.
При использовании компрессоров, на которые по условиям завода-изготовителя не допускается подача сернистого газа, последний должен быть дополнительно очищен от сероводорода.
При установке на станции компрессоров многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением газа в случае выявления возможности выпадения углеводородного конденсата после каждой ступени сжатия должна быть предусмотрена установка сепараторов после холодильников каждой ступени.
Сжатый газ должен быть охлажден. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70 градусов Цельсия.
4.11.6.4. Содержание воздуха в газовоздушной смеси, поступающей на прием компрессора, не должно превышать 60 процентов (объемных) при давлении 50 кгс/кв.см, 35 процентов при давлении 100 кгс/кв.см, 30 процентов при давлении 200 кгс/кв.см и 20 процентов при давлении 350 кгс/кв.см.
4.11.6.5. Для сбора жидкости и нефти после продувки приемных сепараторов следует предусмотреть емкость, соединенную со свечой для сжигания газа.
Жидкость и нефть из емкости должны откачиваться насосом.
4.11.6.6. Для сброса углеводородного конденсата с конечных сепараторов должна быть предусмотрена специальная емкость.
4.11.6.7. Для безопасной эксплуатации газокомпрессоров должно быть предусмотрено устройство автоматической сигнализации, действующей при возникновении в любом пункте помещения концентрации газов и паров, не превышающей 20 процентов нижнего предела воспламенения, а для ядовитых газов при приближении концентрации к санитарным нормам. Число сигнальных приборов и их расположение, а также резервирование должны обеспечить безотказное действие сигнализации.
4.11.6.8. В здании компрессорной станции устройство подвальных и полуподвальных помещений не разрешается.
4.11.6.9. Аппаратура очистки, охлаждения и сепарации газа компрессорной станции должна размещаться на открытой площадке.
Для предотвращения замерзания охлаждающей воды и конденсата должны быть предусмотрены обогрев и теплоизоляция приемных и конечных сепараторов, обвязочных трубопроводов, дренажа и продувки этих сепараторов, теплоизоляция маслоотделителей и устройства для спуска воды из холодильников.
4.11.6.10. Трубопроводы компрессорных станций должны выполняться на сварке.
4.11.6.11. На входе и выходе газа из компрессорной станции должна быть установлена запорная арматура, позволяющая быстро и надежно отключать станцию от внешних сетей.
4.11.6.12. Каждый компрессорный агрегат должен отключаться задвижками, устанавливаемыми на приемных и нагнетательных газопроводах.
4.11.6.13. На нагнетательных газопроводах между компрессором и отключающей задвижкой должен быть установлен обратный клапан.
4.11.6.14. Все аппараты, емкости и трубопроводы компрессорной станции, имеющие температуру стенки 45 градусов Цельсия и более и находящиеся в зоне обслуживания эксплуатационного персонала, должны быть теплоизолированы или ограждены.
4.11.6.15. Каждый компрессор должен быть снабжен:
а) манометрами на выкидных линиях всех ступеней сжатия; на выкиде последней ступени сжатия должен быть установлен и регистрирующий манометр; такой же манометр должен быть установлен на приеме дожимного компрессора; манометры должны быть оборудованы компенсаторами пульсации;
б) манометрами на промежуточных холодильниках, если последние расположены вне здания компрессорной станции;
в) предохранительными пружинными клапанами, установленными непосредственно на выкиде у каждой ступени сжатия.
4.11.6.16. Между предохранительным клапаном и компрессором не должно быть никакого запорного устройства. Выкиды клапанов следует вывести за пределы здания в сторону, противоположную выхлопам двигателей и соединить с приемным коллектором.
4.11.6.17. Все пружинные предохранительные клапаны должны иметь приспособление, позволяющее проверять их действие во время работы компрессора.
4.11.6.18. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора должно быть смонтировано предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем рабочее на 10 процентов. Устройство монтируется вне здания на стояке высотой 1,8 м от поверхности земли.
4.11.6.19. Компрессор должен иметь сигнализацию отклонения параметров от нормальной работы, а также автоматическое отключение при повышении давления и температуры сжимаемого газа (воздуха), при прекращении подачи охлаждающей воды и падении давления на приеме и в системе смазки.
4.11.6.20. Автоматические устройства компрессорной станции необходимо регулярно проверять и результаты проверки записывать в специальный журнал.
4.11.6.21. Для предотвращения попадания газа в масляную систему на подводящих маслопроводах в местах их присоединения к цилиндрам и сальникам должны быть установлены обратные клапаны.
4.11.6.22. На время ремонта осветительных устройств или аварийного отключения электроэнергии в газовых компрессорных станциях разрешается применять аккумуляторные светильники только во взрывозащищенном исполнении.
V. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТКРЫТЫХ
ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ ФОНТАНОВ
5.1. Предупреждение газонефтепроявлений (флюидопроявлений)
5.1.1. Строительство скважин осуществляется по проекту, изменения, отклонения и дополнения от проекта допускаются по согласованию между заказчиком и проектировщиком, если эти изменения касаются противофонтанной безопасности, то с участием противофонтанной службы.
5.1.2. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих инструкций.
5.1.3. Прочность промежуточных колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование, должна обеспечить:
герметизацию устья скважины в случаях флюидопроявлений и открытого фонтанирования с учетом их ликвидации;
противостояние воздействию давления гидростатического столба промывочной жидкости максимальной плотности;
противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня промывочной жидкости, а также в интервале пород, склонных к текучести.
5.1.4. Конструкция устья скважины и колонные головки должны обеспечивать:
подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
контроль за возможным флюидопроявлением за обсадными колоннами;
возможность аварийного глушения скважины.
5.1.5. Работающий персонал бригад бурения, освоения и ремонта скважин предварительно должен быть проинструктирован и практически обучен мерам, необходимым при предупреждении газонефтеводопроявлений, выбросов и открытых фонтанов.
5.1.6. Буровая установка должна быть укомплектована техническими средствами, обеспечивающими раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и характеризующее прямые и косвенные признаки флюидопроявления.
5.1.7. При обнаружении поступления промывочной жидкости из скважины работающий персонал вахты обязан загерметизировать устье и канал, находящихся в скважине труб, информировать об этом руководство предприятия или цеха, противофонтанной службы и действовать в соответствии с Планом ликвидации возможных аварий.
5.1.8. При расчетном весе колонны труб (бурильных, обсадных, НКТ), превышающем выталкивающую силу проявляющего горизонта, первым должен быть закрыт универсальный превентор, при его отсутствии - верхний плашечный превентор. При недостаточном весе труб закрывается нижний превентор.
5.1.9. Не допускается отклонение плотности промывочной жидкости (освобожденной от газа и шлама), находящейся в циркуляции на величину более 0,02 г/куб.см от установленной проектом.
5.1.10. При обнаружении в промывочной жидкости более пяти процентов объема газа от объема жидкости должны приниматься меры по ее дегазации.
5.1.11. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями должны быть выполнены следующие мероприятия:
5.1.11.1. Проведено обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно Плану ликвидации возможных аварий по действию членов вахты при газонефтеводопроявлениях;
5.1.11.2. Проведена учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается предприятием по согласованию с противофонтанной службой.
5.1.12. Бурение скважин с поглощением промывочной жидкости, возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, заказчиком и противофонтанной службой.
5.1.13. При установке ванн (водяной, нефтяной, кислотной) гидростатическое давление столба промывочной жидкости и жидкости ванны должны соответствовать давлению, предусмотренному планом работ, специально утвержденным в установленном порядке и согласованным с противофонтанной службой.
5.1.14. Для предупреждения флюидопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив скважины по режиму, установленному в проекте на строительство скважины.
5.1.15. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить и принять меры по его устранению.
5.1.16. Объем вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме, должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб.
5.1.17. Подъем труб немедленно должен быть прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее расчетной величины промывочной жидкости против контрольной величины и приняты меры, предусмотренные Планом ликвидации возможных аварий по действию вахты при нефтегазоводопроявлении. Спуск труб в скважину осуществляется при непрерывном контроле объема вытесняемой промывочной жидкости.
5.1.18. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 процентов возможное давление из расчета заполнения скважины пластовым флюидом.
5.1.19. Испытание на герметичность колонн, цементного камня и смонтированного на них устьевого герметизирующего оборудования проводится комиссией специалистов предприятий в присутствии работника противофонтанной службы с составлением соответствующего акта.
5.1.20. Комплекс работ по освоению, испытанию, исследованию скважин должен предусматривать технологические и организационные мероприятия, обеспечивающие предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Выполнение нижеследующих работ в скважинах, имеющих горизонты с аномально высоким пластовым давлением, производить после получения разрешения от военизированной службы по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов:
вскрытие продуктивных горизонтов;
испытание каждого горизонта с помощью пластоиспытателя, освоение продуктивных горизонтов в разведочных и эксплуатационных скважинах;
производство аварийных работ по освобождению прихваченных бурильных и обсадных колонн с применением жидкостных ванн при вскрытых продуктивных горизонтах;
Примечание. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/куб.см от кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления характеризуются любым отклонением от нормального.
5.1.21. Во время перфорационных работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины.
5.1.22. Ремонт фонтанных скважин и скважин, эксплуатирующихся с помощью погружных электронасосов, допускается только после получения разрешения от противофонтанной службы.
5.1.23. При перерывах в работе более 30 минут устье скважины со вскрытыми продуктивными горизонтами в открытом стволе должно быть загерметизировано устьевым герметизирующим оборудованием. При нахождении в скважине колонны труб их канал герметизируется запорным устройством (шаровым краном, обратным клапаном).
5.2. Монтаж и эксплуатация устьевого герметизирующего
оборудования
5.2.1. Устье скважин при строительстве, добыче нефти и газа и ремонте оборудуется устьевым герметизирующим оборудованием (превенторной установкой, перфорационной задвижкой, фонтанной арматурой и др.) по типовым схемам, разрабатываемым предприятием, утвержденным производственным объединением и проектной организацией и согласованным с военизированной противофонтанной службой и местным органом Госпроматомнадзора.
5.2.2. На кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтепроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой с помощью колонной головки.
Рабочее давление блока превенторов и манифольда принимают не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине промывочной жидкости пластовым флюидом.
5.2.3. Устьевое герметизирующее оборудование не устанавливается, когда вскрываемый скважиной разрез изучен и не имеет коллекторов или представлен коллекторами, насыщенными водой или нефтью с пластовым давлением, не превышающим:
Рпл. < Рг,Рпл. < Рг.н., где:
Рпл. - пластовое давление продуктивного горизонта (при ремонте скважин текущее);
Рг. - гидростатическое давление столба воды плотностью 1 г/куб.см от подошвы пласта до поверхности;
Рг.н - гидростатическое давление столба нефти.
5.2.4. При рассмотрении схем обвязок устьев выбор стволовых сборок превенторов, манифольдов с элементами оснастки, станции управления осуществляется с учетом конкретных геологических условий и необходимости выполнения следующих технологических операций:
герметизацию устья при наличии в скважине бурильного инструмента и при отсутствии его;
вымыв флюида из скважины прямой и обратной промывкой буровыми насосами и при помощи цементировочных агрегатов;
контроль за состоянием скважины во время глушения;
расхаживание колонны труб для предотвращения ее прихвата;
спуск или подъем части труб при герметично закрытом устье;
возможность испытания в открытом стволе.
5.2.5. В целях создания необходимого уклона и условий качественного крепления выкидных линий при монтаже на устье скважины превенторного блока нижний фланец крестовины должен быть смонтирован не ниже 500 мм от поверхности земли.
5.2.6. Выкидные линии от блоков тушения и дросселирования должны быть, как правило, прямолинейными и направлены в сторону от производственных и бытовых помещений с уклоном от устья скважины на специальных опорах с надежным креплением к ним.
5.2.7. Повороты линий разрешаются только после блока задвижек и с применением кованых угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством.
Длина линий должна быть:
для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб.м на тонну нефти не менее 30 м;
для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб.м на тонну нефти, газовых и разведочных скважин не менее 50 м. Концы линий должны быть оборудованы из расчета возможности их наращивания. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины. Расстояние от концов выкидов до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должны быть не менее 100 м для всех категорий скважин.
5.2.8. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна регламентироваться схемами, разрабатываемыми для каждой конкретной скважины с учетом п. 5.2.1.
5.2.9. Циркуляционная система для бурения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором и аномально высоким пластовым давлением должна предусматривать возможность непрерывной дегазации бурового раствора с использованием специального оборудования (системы регулирования давления, сепараторов, вакуумных дегазаторов и др.).
5.2.10. При вскрытии пластов с наличием сероводорода более 6 процентов объемных в манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно-факельная установка.
5.2.11. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений не менее чем на 30 процентов превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и герметизирующего оборудования.
Герметизирующее оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.
По согласованию с противофонтанной службой допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания в соответствии с утвержденными техническими условиями. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.
5.2.12. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательные пульты. Основной пульт управления устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный пульт устанавливается непосредственно возле пульта бурильщика. Гидравлическое управление превенторами и задвижками должно постоянно находиться в режиме оперативной готовности.
5.2.13. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов устанавливаются в легкодоступном месте.
5.2.14. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана или один шаровой кран и обратный клапан с приспособлением для его наворота в открытом состоянии.
5.2.15. Устьевое герметизирующее оборудование независимо от состояния и сроков работы перед установкой его на скважине должно быть проверено на исправность и работоспособность и опрессовано в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и настоящими правилами.
5.2.16. После монтажа превенторной установки на устье скважины или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.
5.2.17. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:
50 кгс/кв.см - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв.см;
100 кгс/кв.см - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв.см.
5.2.18. Линии глушения и дросселирования должны иметь устройства, позволяющие осуществлять продувку их воздухом от воздушной магистрали буровой.
5.2.19. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца дальнейшее углубление скважины может быть продолжено только при наличии разрешения представителя противофонтанной службы.
5.2.20. Смонтированное устьевое герметизирующее оборудование должно периодически проверяться на работоспособность в объемах согласно требованиям инструкций заводов-изготовителей, периодичность проверки исправности плашечных превенторов устанавливается предприятием по согласованию с противофонтанной службой.
5.2.21. При опасности замерзания в зимнее время противовыбросовое оборудование и пульт управления превенторами должны обогреваться. Решение об обогреве превенторов принимает предприятие по согласованию с противофонтанной службой.
5.2.22. При замене вышедших из строя деталей и узлов устьевого герметизирующего оборудования, смене плашек на устье, устьевое оборудование подвергают дополнительной опрессовке на давление испытания колонны.
5.2.23. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В случае применения разноразмерной бурильной колонны плашки должны соответствовать диаметру верхней секции бурильной колонны.
5.2.24. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу, окрашенную в красный цвет, с переводником и шаровым краном (обратным клапаном) по диаметру и прочностной характеристике, соответствующей верхней секции используемой бурильной колонны.
---------------------------+-----------------------------------------¬
¦ ¦ Пробное давление, Мпа, при Рр ¦
¦ +------+------+------+------+------+------+
¦ Условный проход ОП, мм ¦ 7 ¦ 14 ¦ 21 ¦ 35 ¦ 70 ¦ 105 ¦
+--------------------------+------+------+------+------+------+------+
¦До 350 включительно ¦ ¦ ¦2,0 Рр¦ ¦ ¦1,5 Рр¦
+--------------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Свыше 350 ¦ ¦1.5 Рр¦ ¦2,0 Рр¦ ¦ ¦
¦--------------------------+------+------+------+------+------+-------
5.2.25. Перед спуском обсадной (эксплуатационной) колонны при вскрытых пластах с возможными газонефтеводопроявлениями плашки одного из превенторов должны соответствовать диаметру спускаемой колонны. В противном случае на мостках должны находиться бурильная труба с переводником и шаровым краном (обратным клапаном) с диаметром, соответствующим диаметру плашек превентора.
5.2.26. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному устьевому герметизирующему оборудованию должен быть твердый настил, под буровой обеспечен сбор жидкости и возможность ее откачки.
5.2.27. Все схемы превенторной обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемный желоб с целью облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
5.2.28. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, герметизирующее оборудование опрессовывается на пробное давление в зависимости от условного прохода и рабочего давления (Рр). Проверка и опрессовка оформляются записью в паспорте оборудования и специальным актом.
5.2.29. В конце манифольдных линий глушения и дросселирования необходимо сооружать земляные амбары для приема пластового флюида, каждый вместимостью не менее максимального объема скважины или для этих целей устанавливать емкости с таким же объемом. При направлении манифольдных линий в одну сторону сооружается один амбар емкостью не менее двух объемов скважины.
5.2.30. Монтажно-демонтажные работы на скважине, находящейся под давлением, запрещаются.
5.2.31. Бригады по бурению, освоению и ремонту скважин, эксплуатирующие устьевое герметизирующее оборудование, должны иметь комплект накидных и рожковых ключей.
5.2.32. Подъемные установки и передвижные агрегаты должны оснащаться приспособлениями для аварийного глушения двигателя воздушной заслонкой с пульта управления лебедкой.
5.3. Ликвидация открытых газовых и нефтяных фонтанов
5.3.1. В случае возникновения открытого фонтана буровая бригада, бригада по добыче, освоению, испытанию и ремонту скважин обязана выполнить следующие мероприятия:
прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из нее людей;
остановить двигатели внутреннего сгорания;
отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться в загазованных участках. Отключение электроэнергии должно быть сделано за пределами взрывоопасной (загазованной) зоны;
потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины;
на территории, которая может оказаться загазованной, прекратить пользование стальными инструментами, курение, производство сварочных работ и другие действия, ведущие к возникновению искры;
принять необходимые меры к отключению всех соседних производственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в опасной зоне;
запретить всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине, для чего выставить запрещающие знаки, а при необходимости и посты охраны;
в целях предупреждения загорания фонтана ввести для увлажнения фонтанирующей струи и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные производственные агрегаты и средства пожаротушения;
сообщить о случившемся руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую медицинскую помощь;
при необходимости принять меры к недопущению растекания нефти.
5.3.2. Для разработки мероприятий и проведения работ по ликвидации открытого фонтана приказом по производственному объединению (управлению, экспедиции) создается штаб. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.
5.3.3. Работы по ликвидации открытого фонтана должны проводиться в соответствии с Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
5.3.4. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться на складе аварийного запаса производственного объединения в исправном состоянии и готовности для применения.
5.3.6. Номенклатура и количество технических средств и материалов аварийных складов определяются производственным объединением и противофонтанной службой в зависимости от применяемого устьевого герметизирующего оборудования, принятых схем обвязки, обеспечивающих эффективное проведение аварийных работ при максимальных дебитах и пластовых давлениях фонтанирующих скважин данного района.
VI. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ
6.1. Общие положения
6.1.1. Устройство и эксплуатация электроустановок нефтегазодобывающей промышленности должно производиться в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов по электробезопасности.
(пп. 6.1.1 в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
6.1.2. Каждое предприятие (организация) должно иметь четко налаженную систему управления электрохозяйством, которая заключается:
в организации согласованной, надежной и безопасной работы всех составных частей электрохозяйства (сетей и электроустановок);
координации действий электротехнического персонала при всех производимых им работах в электроустановках;
оперативном обслуживании электроустановок.
6.1.3. Ответственность за выполнение настоящих Правил и технических нормативных правовых актов по электробезопасности электротехническим персоналом на каждом предприятии определяется должностными инструкциями и положениями, утвержденными в установленном порядке руководством данного предприятия.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
6.1.4. Для каждой электроустановки должны быть составлены однолинейные схемы электрических соединений для всех напряжений переменного и постоянного тока для нормальных режимов, утвержденные ответственным за электрохозяйство предприятия, участка, цеха.
6.1.5. На дверях трансформаторных пунктов и камер, распредщитах наносятся предупреждающие знаки установленного образца и формы. Двери запираются на замок.
6.1.6. На электродвигатели и приводимые ими в движение механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения механизма и двигателя.
6.1.7. На наружных дверях РУ указываются их наименования. Все провода, шины, кабели, контактные зажимы маркируются по единой системе (изолированными бирками, надписью либо гравировкой на корпусе или на щитке над или под зажимами и предохранителями). На предохранителях и предохранительных щитках, кроме того, указывается номинальный ток плавкой вставки.
Панели РУ окрашиваются в светлые тона, на них выполняются четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей, проводов.
На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены ("Включить", "Отключить", "Убавить", "Прибавить" и др.).
6.1.8. Токоведущие части пускорегулирующих и защитных аппаратов должны быть защищены от случайных прикосновений. В специальных токоведущих помещениях (электромашинных, щитовых, станциях управления и т.д.) допускается открытая (без защитных кожухов) установка аппаратов.
6.1.9. Запрещается эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушении схем управления и защиты.
6.2. Электроустановки в бурении
6.2.1. При бурении скважин буровая установка с электроприводом должна обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников или иметь аварийный привод для подъема бурового инструмента.
6.2.2. Монтаж, наладка, испытание электрооборудования буровых установок должны производиться в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов по электробезопасности.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
6.2.3. Ячейки распредустройства напряжением 6 кВ буровых установок должны быть оборудованы блокировкой, исключающей возможность:
а) проведения операции с разъединителем при включенном масляном выключателе или высоковольтном контакторе;
б) включения разъединителя при открытой задней дверце ячейки;
в) открывания задней дверцы при включенном разъединителе.
6.2.4. Вывод в ремонт оборудования с приводом от электродвигателя производится только по письменной заявке технологического персонала, после выполнения организационных и технических мероприятий по отключению электропривода и выдачи разрешения на ведение ремонтных работ электротехническим персоналом, в ведении которого находится электроустановка.
6.2.5. Расстояние от земли (от настила) до токоведущих частей воздушных линий электропередачи в подстанцию (распредустройство) буровой установки напряжением до 10 кВ должно быть не менее 4,5 м. При снижении расстояния от провода до земли до 3,5 м территория на соответствующем участке должна быть ограждена забором высотой 1,5 м; при этом расстояние от земли до провода в плоскости забора должно быть не менее 4,5 м.
6.2.6. Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной линии электропередачи напряжением 6-10 кВ (при наибольшем его отклонении) до помещения насосной, культбудки и других сооружений буровой установки должно быть не менее 2 м, а для воздушных линий напряжением до 1 кВ не менее 1,5 м.
6.2.7. Пересечение воздушных линий электропередачи с оттяжками вышек допускается только в исключительных случаях, при этом:
а) провода в пролете пересечения не должны иметь соединений;
б) провода должны проходить выше оттяжек и иметь двойное крепление на опорах;
в) расстояние между оттяжкой и ближайшим к ней проводом (при наибольшем его отклонении) должно быть не менее 3 м.
6.2.8. Вход на территорию открытой трансформаторной подстанции буровой установки должен быть со стороны, наиболее удаленной от трансформаторов и вводов воздушных линий электропередачи.
6.2.9. На буровых установках с электроприводом у поста бурильщика должны быть установлены кнопки "Стоп" для аварийной остановки буровой лебедки и буровых насосов.
6.2.10. На распределительном щите 380/220 В каждой буровой установки должны быть установлены коммутационные аппараты, оборудованные защитой от токов короткого замыкания для подключения электросварочных установок и электроприемников геофизических партий.
6.2.11. При перемещении буровой установки на новую точку бурения необходимость испытания электрооборудования повышенным напряжением определяется лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия согласно требованиям п. 7.2.2 настоящих Правил.
6.2.12. Подача (снятие) напряжения на буровые установки после окончания электромонтажных работ или находящихся в стадии монтажа, разрешается лицом, ответственным за электрохозяйство после письменного подтверждения от руководителя строительно-монтажных работ об уведомлении членов бригады или об их выводе с возможно опасных участков и только в светлое время суток.
6.2.13. Все буровые установки с дизельным или электрическим приводом должны иметь источник электрической энергии для аварийного освещения.
Для аварийного освещения разрешается использовать сеть рабочего освещения.
Буровые установки, не имеющие резервной дизельной электростанции или второго внешнего источника электрической энергии для аварийного освещения, должны иметь аккумуляторную батарею на 12 В и отдельную сеть аварийного освещения.
6.2.14. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В.
Для подключения переносного светильника на всех буровых должны быть установлены розетки, запитанные от аккумуляторной батареи или от двухобмоточного понижающего трансформатора с вторичным напряжением 12 В.
6.2.15. Электроустановки буровых должны быть укомплектованы защитными средствами в соответствии с Правилами применения средств защиты, используемых в электроустановках.
6.2.16. При ручной дуговой сварке переменным током в особо опасных условиях работы (внутри металлических емкостей, на открытом воздухе, а также в помещениях с повышенной опасностью) для обеспечения безопасности при смене электродов должны применяться ограничители напряжения холостого хода. Если ограничение напряжения холостого хода предусмотрено схемой самого источника сварочного тока, то применять ограничитель не требуется.
Ограничитель, выполненный в виде приставки, должен быть заземлен отдельным проводником.
6.3. Электроустановки при добыче нефти
6.3.1. Электрооборудование (машины, аппараты, устройства), контрольно-измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а, В-1б, В-1г должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, вид взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси.
6.3.2. Установка электрооборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, если на него нет письменного разрешения контрольной организации по взрывозащите, во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а, В-1г не допускается.
6.3.3. Применение во взрывоопасных зонах переносных электроприемников (машин, аппаратов, светильников и т.п.) следует ограничивать случаями, когда их применение необходимо для нормальной эксплуатации.
6.3.4. Во взрывоопасных зонах классов В-1 и В-1а должны применяться провода и кабели с медными жилами. Во взрывоопасных зонах классов В-1б, В-1Г, В-П и В-Па допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.
6.3.5. Проводники силовых, осветительных и вторичных цепей в сетях до 1 кВ во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а, В-П и В-Па должны быть защищены от перегрузок и короткого замыкания, а их сечения должны выбираться в соответствии с требованиями технического нормативного правового акта по электробезопасности, но быть не менее сечения, принятого по расчетному току.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
Во взрывоопасных зонах классов В-1б, В-1с защита проводов и кабелей и выбор сечений должны производиться как для невзрывоопасных установок.
6.3.6. Для электрического освещения во взрывоопасных зонах класса В-1 должны применяться двухпроводные групповые линии.
6.3.7. Во взрывоопасных зонах класса В-1 в двухпроводных линиях с нулевым рабочим проводником должны быть защищены от токов короткого замыкания фазный и нулевой рабочий проводники.
Для одновременного отключения фазного и нулевого рабочего проводника должны применяться двухполюсные выключатели.
6.3.8. Нулевые защитные проводники во всех звеньях сети должны быть проложены в общих оболочках, трубах, коробах с фазными проводниками.
6.3.9. Запрещается ремонт электрооборудования, связанный с восстановлением и изготовлением деталей сборных единиц, неисправность которых может повлечь за собой нарушение взрывозащищенности электрооборудования.
6.3.10. Погружные центробежные и винтовые электронасосы
6.3.10.1. Если наземное электрооборудование погружных центробежных и винтовых электронасосов установлено в помещении, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверцах ее обеспечивался свободный выход наружу.
Дверь помещения должна открываться наружу. При установке такого электрооборудования под навесом оно должно быть ограждено, а пол рабочей площадки должен быть над уровнем земли (не менее чем на 200 мм).
6.3.10.2. Дверца станции управления должна иметь замок, ключ от которого должен находиться у лица электротехнического персонала, обслуживающего установку.
6.3.10.3. Бронированный кабель, идущий к устью скважины, должен быть проложен по специальным опорам, исключающими возможность механических повреждений. Через каждые 50 м трассы должны быть установлены предупредительные знаки.
Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах, предназначенных для установки трактора-подъемника, запрещается.
6.3.10.4. Во время спуско-подъемных операций производить какие-либо работы на кабеле запрещается.
6.3.10.5. При длительных перерывах в эксплуатации скважины напряжение должно быть полностью снято со всей установки погружного центробежного или винтового электронасоса.
6.3.11. Механизм для свинчивания и развинчивания
насосно-компрессорных труб и штанг
6.3.11.1. Ножное управление электроприводом штанговых ключей не допускается.
6.3.11.2. Присоединение сети кабеля, питающего привод механизма, должно производиться после полной сборки механизма, его привода и коммутационных устройств.
6.3.11.3. Перед подачей напряжения на станцию управления механизма необходимо убедиться в том, что реверсивный переключатель отключен.
6.3.11.4. Реверсивный переключатель следует устанавливать и снимать только после снятия напряжения с кабеля, питающего механизм.
6.3.12. Устройства телемеханики и автоматики
6.3.12.1. Устройства автоматики и телемеханики должны выполняться по проекту и в соответствии с требованиями технического нормативного правового акта по электробезопасности.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
6.3.12.2. Ремонтные работы в телеячейке разрешается проводить только при полном снятии напряжения с нее.
6.3.12.3. Для проверки выходного напряжения при регулировке датчиков телеячейка должна иметь с внешней стороны штепсельную розетку (с гнездами по числу датчиков) или клемник, к токоведущим частям которого исключено случайное прикосновение.
6.3.12.4. Снятие предохранителей в устройствах телемеханики и автоматики должно производиться при отключенном напряжении.
При невозможности снятия напряжения необходимо пользоваться при работе защитными средствами (клещи, перчатки).
6.3.12.5. Регулировка датчиков телемеханики, установленных на движущихся механизмах, должна производиться после остановки последних и обеспечения предотвращения самопроизвольного включения и движения их.
6.3.13. Электродегидраторы
6.3.13.1. Ремонт и обслуживание электрической части электродегидраторов должен производиться электротехническим персоналом, имеющим право проведения работ в электроустановках напряжением выше 1000 В.
6.3.13.2. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенным на нем плакатом "Стой! Напряжение". Дверца ограждения площадки (или лестницы) должна иметь блокировку, отключающую главную цепь питания электродегидратора при открывании ее.
6.3.13.3. Запрещается входить за ограждение во время работы электродегидратора.
6.3.13.4. Электродегидратор должен иметь устройство, отключающее напряжение при понижении уровня нефти в аппарате. Проверку всех блокировок электродегидратора необходимо производить по графику планово-предупредительных ремонтов.
6.3.13.5. После ремонта или длительной остановки напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по указанию начальника установки и записи в вахтовом журнале о готовности электродегидратора к включению.
6.3.13.6. На корпусе каждого электродегидратора вблизи лестницы должен быть обозначен номер его, который указывается также на соответствующей панели щита управления электродегидратором (на лицевой и обратной сторонах).
6.3.13.7. На панели управления электродегидратором должны быть установлены сигнальные лампы для контроля положения контактора главной цепи.
6.3.13.8. Подача напряжения на электродегидратор допускается только после записи обслуживающим персоналом в оперативном журнале о готовности электродегидратора к включению.
6.3.13.9. Во время работы электродегидратора на лестнице для подъема на него должен быть вывешен плакат "Не влезай - убьет!".
6.3.13.10. Ремонт оборудования, установленного на верхней площадке и внутри электродегидратора, может быть произведен только после получения нарядов на производство газоопасных работ и на производство работ на электроустановке.
6.3.13.11. При производстве работ электротехническим персоналом внутри электродегидраторов один из членов бригады должен находиться у люка электродегидратора.
Во избежание случайного закрывания дверцы ограждения при нахождении людей наверху электродегидратора дверца должна надежно закрепляться в открытом положении.
6.3.13.12. На электродегидраторах должны предусматриваться специальные зажимы или полосы для наложения переносных заземлений. Эти зажимы должны располагаться в наиболее удобных местах и иметь надпись "Земля" (или условный знак "Земли").
6.3.13.13. При каждом отключении электродегидратора от сети (максимальной токовой защитой) производятся внеочередные осмотры его при снятом напряжении. Повторное включение электродегидратора, отключавшегося от защиты без выявления и устранения причин отключений, не допускается.
6.3.13.14. Периодичность осмотров и ремонтов электродегидраторов устанавливается инструкциями, утвержденными главным инженером предприятия.
6.4. Электрохимическая защита от коррозии
6.4.1. Устройства электрохимической защиты от коррозии должны быть выполнены в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов в области строительства.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
6.4.2. Нетоковедущие части устройств электрохимической защиты должны быть заземлены.
6.4.3. Запрещается выполнение каких-либо работ на токоведущих частях, находящихся под напряжением, независимо от его величины.
Это требование не относится к устройствам протекторной защиты.
6.4.4. На подводе к катодной станции должен быть установлен коммутационный аппарат (рубильник, пакетный выключатель, автомат).
6.4.5. Катодные станции должны иметь предупредительные надписи и плакаты и закрываться на замок.
6.4.6. Лица электротехнического персонала, единолично обслуживающие устройства электрохимической защиты, должны иметь квалификационную группу по технике безопасности не ниже третьей при напряжении питания сети до 1000 В и не ниже четвертой при напряжении сети выше 1000 В.
6.4.7. При подключении дренажного кабеля его следует соединять сначала с отключенной электродренажной установкой, а затем с рельсами, путевым дросселем или минусовой шиной тяговой подстанции. Подключение должно производиться в присутствии представителя отделения железной дороги.
6.4.8. Измерения напряжения на рельсовых путях железной дороги должны производиться двумя лицами, одно из которых должно следить за движением транспорта.
6.4.9. Запрещается проводить работы в устройствах электрохимической защиты при приближении грозы.
6.4.10. Запрещается устанавливать изолирующие фланцы во взрывоопасных помещениях, а также в колодцах и киосках с запорной арматурой.
6.5. Заземление, молниезащита и борьба с проявлением
статического электричества
6.5.1. Для обеспечения безопасности людей от поражения электрическим током металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование в соответствии с Правилами устройства электроустановок должны быть заземлены.
6.5.2. На металлических частях электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены видимые элементы для соединения защитного заземления или зануления. Над этим элементом должен быть символ "Заземление".
6.5.3. Заземляющие устройства должны обеспечивать безопасность людей, защиту электроустановок, а также эксплуатационные режимы работы для той части электрооборудования, которая может оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должен быть обеспечен надежный контакт с заземляющим устройством либо с заземленными конструкциями, на которых оно установлено.
6.5.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющей магистрали и к заземленным конструкциям должно выполняться сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или надежным болтовым соединением.
6.5.5. В электроустановках до 1000 В с глухозаземленной нейтралью должно быть выполнено зануление. Применение заземления корпусов электроприемников без их зануления не допускается.
6.5.6. Использование специально проложенных заземляющих или нулевых защитных проводников для иных целей не допускается.
6.5.7. Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления при помощи отдельного ответвления.
6.5.8. В качестве заземлителя для электрооборудования глубинной установки должны использоваться кондуктор или техническая колонна скважины.
Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. Сечение каждого проводника должно быть не менее 48 кв.мм.
Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной) должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м.
В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается.
6.5.9. При установке электродвигателя на заземленной раме станка-качалки и обеспечении надежного контакта между ними дополнительного заземления электродвигателя не требуется. При установке электродвигателя на поворотных салазках он должен быть заземлен гибким стальным проводником сечением не менее 35 кв.мм.
6.5.10. Площадка для станции управления станком-качалкой должна быть металлической и приварена к заземленной раме станка-качалки не менее чем в четырех местах.
Станция управления приваривается к полу площадки не менее чем в двух местах, при этом должен быть обеспечен надежный контакт корпуса с металлической конструкцией.
6.5.11. Для обеспечения безопасности людей и сохранности зданий и сооружений, а также оборудования и материалов, находящихся в них, от разрушения, загорания и взрывов при прямых ударах молнии должна устраиваться молниезащита в соответствии с Указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и промышленных сооружений.
6.5.12. Запрещается во время грозы производить работы на буровой вышке, а также находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молниезащиты.
6.5.13. Для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молний, а также статического электричества, технологическая аппаратура и трубопроводы, содержащие горючие пары и газы, должны заземляться. Допускается использование заземляющих устройств электроустановок.
6.5.14. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты от статического электричества, допускается до 100 ом.
6.5.15. Наливные стояки эстакад для налива железнодорожных цистерн, рельсы железнодорожных путей в пределах сливо-наливного фронта должны быть надежно заземлены.
6.5.16. Автоцистерны, находящиеся под наливом или сливом легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (конденсата), должны на время заполнения или опорожнения заземляться. Для снятия зарядов статического электричества автоцистерны при движении должны иметь цепочку, касающуюся поверхности земли.
VII. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
7.1. Общие положения
7.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах в процессе их строительства, освоения, испытания, эксплуатации и ремонта должны выполняться геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключенным с буровыми, нефтегазодобывающими и другими предприятиями, в которых определяются взаимные обязательства сторон.
7.1.2. В настоящем разделе сформулированы современные требования к технологии геофизических работ, которые должны учитываться буровыми нефтегазодобывающими и другими предприятиями при составлении проектов на строительство и ремонт скважин, а также планов проведения геолого-технических мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.
7.1.3. Геофизические исследования в скважинах должны проводиться с учетом Единых правил безопасности при взрывных работах, Норм радиационной безопасности, СанПиН 2.6.1.8-8-2002 и других технических нормативных правовых актов.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
7.1.4. Прострелочно-взрывные работы и геофизические исследования в скважинах должны осуществляться по заявкам предприятий, которым эти скважины принадлежат, промыслово-геофизическими (геофизическими) организациями.
7.1.5. Все геофизические работы проводятся по типовым техническим проектам, разработанным геофизической организацией по данным заказчика, утвержденным главным инженером геофизического предприятия и согласованным с заказчиком.
Торпедирование скважин и ликвидация аварий производятся по локальным техническим проектам, составленным заказчиком, согласованным с геофизической организацией и утвержденным главным инженером заказчика.
7.1.6. Геофизические работы в скважинах должны проводиться в присутствии представителя заказчика, под руководством начальника партии (отряда) или другого ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы.
7.1.7. Должностные лица, представляющие заказчика и подрядчика, имеющие право подавать и переносить заявки, подписывать акты на готовность скважины, на выполненные работы и т.д. определяются приказами (распоряжениями) заказчика и геофизической организации.
К геофизическим работам скважину должно подготовить предприятие, которому принадлежит эта скважина. Подготовленность скважины, а также буровой установки в соответствии с требованиями типовых или индивидуальных проектов проведения работ и технических требований оформляется актом за подписями бурового мастера, представителя заказчика и геофизической службы. Акт передается начальнику геофизической партии (отряда) перед началом работ.
7.1.8. При подготовке и производстве геофизических работ на скважине должна присутствовать буровая бригада. Работники буровой бригады должны обеспечивать по указанию начальника партии (отряда) проведение вспомогательных работ, связанных с разгрузкой и перемещением геофизического оборудования в пределах буровой.
7.1.9. Перед началом работы все члены буровой бригады должны быть проинструктированы начальником партии (отряда) по мерам безопасности при геофизических работах. Отметка о проведенном инструктаже заносится в журнал "Регистрация инструктажей персонала на рабочем месте".
7.2. Требования к геофизической аппаратуре, кабелю и
оборудованию
7.2.1. Геофизические работы в скважинах должны проводиться с помощью аппаратуры, кабеля и оборудования, допущенных к применению в установленном порядке.
Опытно-методические и экспериментальные образцы скважинной аппаратуры допускаются к проведению геофизических исследований по согласованию с заказчиком и органами Госпроматомнадзора.
7.2.2. Внесение каких-либо изменений в эксплуатируемую геофизическую аппаратуру и оборудование допускается лишь при согласовании этих изменений с организацией-разработчиком аппаратуры, оборудования и ведомственной метрологической службой.
7.2.3. Геофизическое оборудование и аппаратура перед началом работ должны проверяться на общее состояние и исправность.
7.2.4. Лаборатории и подъемники каротажных станций должны быть оснащены системой контроля технологии исследований, обеспечивающей индикацию скорости движения, глубины нахождения приборов, аппаратов в скважине и величину натяжения кабеля.
7.2.5. Подъемники станций, применяемые при геофизических работах, должны быть укомплектованы спуско-подъемной системой, позволяющей производить работы с установкой блок-баланса на роторе или с подвеской ролика над устьем скважины.
Прочность узла крепления ролика блок-баланса должна в 1,5 раза превышать номинальное разрывное усилие геофизического кабеля, используемого при работе. Запрещается крепление блок-баланса канатными укрутками.
7.2.6. Исправность систем (тормозной и управления водильника защитных ограждений) подъемника должна проверяться каждый раз перед выездом с базы и до начала работ на скважине с записью в журнале.
7.2.7. Не реже одного раза в месяц должен производиться профилактический осмотр следующих деталей: узлов подъемника, тормозных лент, тормозных стяжек, подшипников, храпового устройства, щек и бочки барабана, крепления рычагов управления, водильника, сварных и болтовых соединений, коллектора, противозатаскивателя, привода лебедки.
7.2.8. Диаметр барабана лебедки подъемника должен в 40 раз превышать диаметр кабеля. Длина кабеля должна быть такой, чтобы при проведении исследований на барабане лебедки всегда оставалось не менее половины последнего слоя витков кабеля.
7.2.9. На бронированном кабеле не допускается наличие "фонарей". Сохранность брони должна проверяться перед началом и в процессе работы, а при работах в скважинах, содержащих в растворе агрессивные вещества (соляную кислоту, сероводород), проверка должна включать испытание на разрывное усилие.
7.2.10. Скважинные приборы должны подсоединяться к геофизическому кабелю посредством стандартных кабельных наконечников, прочность крепления которых к кабелю должна быть не более 2/3 номинального разрывного усилия для соответствующего типа кабеля.
7.2.11. Наибольший поперечный размер скважинного прибора, включая приборы с управляемыми и неуправляемыми прижимными устройствами, должен быть на 25 мм меньше диаметра открытого ствола исследуемой скважины, а при работе в обсадных и насосно-компрессорных трубах - на 10 мм.
7.2.12. Скважинные приборы должны выдерживать давление, на 20 процентов превышающее наибольшее давление в скважине в интервале исследования.
7.2.13. Термостойкость скважинного прибора должна превышать наибольшую температуру в скважине на 10 процентов в интервале исследований в диапазоне 0-100 градусов Цельсия, 15 процентов - в диапазоне 100-200 градусов, 20 процентов - более 200 градусов Цельсия.
7.2.14. Геофизическое оборудование должно подключаться к электрической сети напряжением не выше 380 В.
7.2.15. Перед проведением геофизических работ необходимо замерить величину сопротивления заземляющего провода от каротажной станции, подъемника и других устройств до места его присоединения к контуру заземления буровой. Суммарная величина сопротивления заземляющего провода и контура заземления буровой (по акту готовности скважины) не должна превышать 4 ом.
7.2.16. Ежемесячно проверяется сопротивление изоляции силовых кабельных питающих линий оборудования, которое должно быть не менее 0,5 Мом.
7.2.17. При работе геофизической аппаратуры запрещается:
- оставлять без надзора включенную аппаратуру (за исключением автоматической);
- эксплуатировать аппаратуру с выдвинутыми блоками и закороченными блокировками;
- присоединять (отсоединять) измерительные приборы при регулировке геофизической аппаратуры, а также монтировать (демонтировать) схемы с подключенными источниками питания;
- применять метод "скользящего контакта" при отыскании места утечек тока из сети при напряжении более 42 В переменного и 110 В постоянного тока;
- использовать аппаратуру, соединительную арматуру и провода с нарушенной изоляцией;
- оставлять неизолированными места соединений;
- производить ремонт электрической аппаратуры (приборов, оборудования и т.п.) в полевых условиях.
7.2.18. Все оборудование, аппаратура и устройства промыслово-геофизической партии, применяемые в технологическом процессе, должны иметь эксплуатационную документацию.
7.2.19. Оборудование, аппаратуру и устройства необходимо эксплуатировать при нагрузках, не превышающих значений, указанных в эксплуатационных документах.
7.2.20. При работах с грузоподъемной мачтой и использованием специальных грузов для продвижения кабеля, в комплекте устьевого оборудования должны быть: лубрикаторная установка, манометр, устройство фиксации входа-выхода прибора в лубрикатор.
7.2.21. При работах с креплением направляющего ролика на запорную арматуру в комплект устьевого оборудования должны входить: опорная штанга, устройство для продвижения кабеля и площадка обслуживания лубрикаторной установки.
7.3. Геофизические исследования в бурящихся скважинах
7.3.1. Геофизические исследования разрешается производить только в специально подготовленных скважинах. Подготовка скважины должна обеспечить беспрепятственный спуск скважинных геофизических приборов, аппаратов по всему стволу скважины в течение времени, необходимого для проведения всего требуемого комплекса геофизических исследований. Готовность скважины оформляется актом.
7.3.2. Исследования выполняются в оптимальные сроки после вскрытия интервала, подлежащего исследованию. При несоблюдении технических условий на подготовку скважины к исследованиям, оптимальных сроков проведения исследований, приводящих к потере информации ввиду невозможности выполнения предусмотренного комплекса исследований, геофизическое предприятие вправе отказаться от выдачи заключений по результатам работ.
7.3.3. Для подготовки скважины необходимо:
а) проработать ствол скважины в некрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок;
б) привести параметры бурового раствора в соответствие с требованиями геолого-технического наряда:
- удельный вес бурового раствора должен быть минимально допустимым, чтобы перепад давления в системе "скважина-пласт" для данного района исследований соответствовал утвержденным технологическим регламентам;
- водоотдача бурового раствора не должна изменяться от момента вскрытия пласта до проведения геофизических исследований и превышать 10 куб.см/30 мин;
- удельное сопротивление бурового раствора не должно изменяться от момента вскрытия пласта до завершения электрических работ более чем на 25 процентов и должно удовлетворять требованиям проведения утвержденного комплекса геофизических работ в районе;
в) обеспечить однородность раствора по всему стволу скважины, для чего циркуляцию раствора вести непрерывно не менее двух циклов.
7.3.4. Не допускается производство геофизических измерений в скважинах, заполненных буровым раствором с отклонениями от требований технологического регламента и растворами, содержащими более 5 процентов песка.
7.3.5. Запрещается проводить геофизические исследования в скважинах:
а) при явных газонефтеводопроявлениях;
б) при сильном поглощении в скважине бурового раствора (с понижением уровня более 15 м/ч);
в) при выполнении на буровой установке работ, не связанных с геофизическими исследованиями;
г) при неисправном спуско-подъемном оборудовании буровой или каротажной станции.
7.3.6. До начала геофизических работ скважина должна быть залита жидкостью (глинистым раствором, водой, нефтью) до устья.
7.3.7. На буровой должен быть необходимый запас жидкости (воды, глинистого раствора или нефти) для долива скважины в случае поглощения.
7.3.8. На буровой должны быть подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд геофизических лабораторий и подъемников, транспортирующих геофизическое оборудование. В период бездорожья заказчик предоставляет геофизической партии (отряду) буксировочную технику.
7.3.9. Каротажное оборудование при работе на скважинах должно размещаться на подготовленной для этого площадке так, чтобы была обеспечена хорошая видимость и сигнализация между подъемником, станцией и устьем скважины. Каротажная станция (подъемник) должна быть поставлена на тормоза и надежно закреплена.
7.3.10. Все посторонние предметы между рабочей площадкой и устьем скважины, препятствующие работе, должны быть удалены.
7.3.11. Ротор, полы буровой и приемных мостков должны быть исправны и очищены от бурового раствора, нефти, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.
7.3.12. Буровой инструмент и инвентарь должны быть размещены и закреплены так, чтобы не мешать работе геофизической партии (отряда).
7.3.13. Для подключения промыслово-геофизической аппаратуры и оборудования к силовой или осветительной сети на буровой вблизи приемного мостка (не менее 40 м от устья скважины) должна быть подготовлена площадка и смонтирована трехфазная розетка с заземляющим контактом, соединенным с контуром заземления буровой установки, на напряжение до 380 В и ток 25 А в исполнении для наружной установки.
Электрическая точка должна быть выведена непосредственно от распределительного щита трансформатора. Подключение к этой линии других потребителей электроэнергии во время производства геофизических работ запрещается.
7.3.14. Кабель, соединяющий оборудование с электросетью, должен подвешиваться на высоте не менее 2 м или прокладываться на козлах, подставках высотой не менее 0,5 м от земли в стороне от проходов, дорог и тропинок.
7.3.15. Электрооборудование буровой установки перед проведением геофизических работ должно быть проверено на соответствие требованиям правил и стандартов электробезопасности.
7.3.16. Допускается подключать кабель к источнику питания только по окончании сборки рабочей электросхемы станции. О моменте включения должны быть оповещены все работники партии (отряда). Подключение должно производиться лицом, имеющим на это право.
7.3.17. Для безопасного ведения промыслово-геофизических работ в бурящихся скважинах с применением подвесной системы блок-баланса верхний (подвесной) ролик закрепляется к крюку талевого блока, нижний (оттяжной) ролик - к основанию буровой. Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 тонн.
7.3.18. В бурящихся скважинах при снятом роторном столе и превышении фланца обсадной колонны относительно пола вышки более чем на 0,5 м на устье скважины должна находиться рабочая площадка размером не менее 2,5х2,5 м с металлическим или деревянным настилом, с лестницей маршевого типа, огражденная перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40 мм.
7.3.19. К устью скважины от водопроводной магистрали с помощью гибкого шланга подводится техническая вода.
При отрицательной температуре воздуха, а также при работе в районах с суровыми климатическими условиями к устью скважины при помощи гибкого шланга подводится пар или горячая вода.
7.3.20. Буровая должна иметь приспособления для подъема тяжестей до 1000 кг.
7.3.21. При производстве промыслово-геофизических работ на буровой запрещено:
а) производить без разрешения начальника промыслово-геофизической партии (отряда) ремонт бурового оборудования;
б) включать без разрешения начальника промыслово-геофизической партии (отряда) буровую лебедку и различные силовые агрегаты;
в) переносить и передвигать по полу буровой и приемным мосткам буровое оборудование;
г) передвигать трубы на расстояние менее 20 м от соединительных проводов, каротажного кабеля и станции;
д) включать электросварочные аппараты и станки-качалки в радиусе 400 м, а в отдельных случаях по требованию начальника промыслово-геофизической партии (отряда) и на большем расстоянии от буровой.
7.3.22. При промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работах освещенность должна быть следующей: устье скважины - не менее 50 лк места сборки, зарядки и разборки стреляющего аппарата - не менее 50 лк, территории опасной зоны - не менее 5 лк, мостков, кабеля и путей переноса стреляющего аппарата - не менее 25 лк.
При освещенности буровой ниже указанных норм производство геофизических и прострелочно-взрывных работ в темное время суток запрещается.
7.3.23. Для обеспечения безаварийного проведения геофизических исследований в скважинах перед началом работ необходимо выполнить контрольный спуск шаблона на каротажном кабеле.
Диаметр и длина шаблона должны быть не менее соответствующих размеров спускаемого в скважину геофизического прибора.
7.3.24. Направляющий ролик блок-баланса должен быть надежно закреплен таким образом, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину барабана лебедки подъемника и на устье скважины. При отсутствии узла крепления блок-баланса на буровой геофизические работы проводить запрещается.
7.3.25. Подвесной блок должен быть надежно закреплен на талевой системе буровой установки и поднят над устьем скважины на высоту, обеспечивающую спуск кабеля с приборами в скважину по ее оси. Подвесной блок должен подвешиваться к вертлюгу через штропы или непосредственно на крюк талевого блока через накидное кольцо.
7.3.26. Погрузку и разгрузку скважинных приборов, грузов, блоков и прочего оборудования следует проводить при участии не менее двух работников партии. Скважинные приборы и грузы весом более 40 кг или длиной более 2 м любого веса следует опускать в скважину и поднимать из нее с помощью подъемных механизмов.
7.3.27. Перед началом работ на скважине должна проверяться исправность тормозной системы, кабелеукладчика, защитных ограждений подъемника, надежность крепления лебедки к раме автомобиля, целостность заземляющих проводников геофизического оборудования, надежность крепления скважинного прибора и груза к кабелю. Перед началом спуско-подъемных операций должен быть дан предупредительный звуковой сигнал.
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
| 
