Стр. 5
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
7.3.28. Запрещается во время спуско-подъемных операций в скважине:
а) наклоняться над кабелем, переходить через него и под ним, а также браться руками за движущийся кабель. На барабан подъемника кабель должен направляться кабелеукладчиком;
б) производить поправку или установку меток, откусывать торчащие проволоки и заправлять их концы при движении кабеля;
в) очищать кабель вручную от грязи и бурового раствора.
7.3.29. Запрещается в случае повреждения тормоза лебедки останавливать скважинный снаряд за кабель вручную.
7.3.30. Во время проведения геофизических исследований необходимо наблюдать за движением кабеля и показаниями приборов каротажной станции.
7.3.31. Во время спуска скважинных аппаратов в необсаженной части ствола должны осуществляться периодические контрольные остановки. При этом нельзя допускать остановок длительностью более двух минут. Контрольный подъем скважинных аппаратов должен производиться во всех случаях, когда есть подозрение на перепуск кабеля.
7.3.32. Спуск-подъем скважинных аппаратов должен проводиться на небольших скоростях. Наибольшая допустимая скорость спуска в скважине не должна превышать 6000 м/ч.
При приближении к забою скважины, уступам и другим препятствиям скорость спуска должна быть постепенно уменьшена до величины не более 250 м/ч.
7.3.33. Скорость подъема кабеля при подходе скважинного снаряда к башмаку обсадной колонны и других опасных участков скважины, а также при проведении исследований через бурильные трубы должна быть снижена до минимального значения.
7.3.34. Для предупреждения о подходе скважинного прибора к устью скважины следует устанавливать на кабеле видимые предупредительные метки: первая - на расстоянии 5 м, вторая - на расстоянии 75-100 м от кабельного наконечника.
При появлении второй метки скорость подъема должна быть резко снижена, при появлении первой метки подъем должен производиться на первой скорости подъемника.
7.3.35. При проведении опробования и испытания скважин кабельными приборами (ОПК) и гидродинамических исследований подготовка к спуску ОПК должна производиться на мостках буровой на специальных подкладках.
Разгерметизация пробоотборников ОПК на скважине допускается только с применением специальных устройств.
7.3.36. Проведение геофизических исследований через бурильный инструмент допускается только после тщательной подготовки ствола скважины. Для проведения работ через бурильный инструмент составляется план работ, который согласовывается с руководством геофизического предприятия.
7.3.37. Производство работ в скважинах, заполненных нефтью или промывочной жидкостью с применением более чем 10 процентов нефти, допускается лишь при согласованном решении руководства геофизического предприятия и организации, производящей бурение.
7.3.38. В случаях, когда наблюдается затяжка кабеля и геофизического прибора, неоднократные остановки скважинных приборов при спуске, за исключением случаев остановки приборов на известных уступах или в кавернах, проведение геофизических работ приостанавливается и возобновляется после проработки скважины.
7.3.39. По окончании измерений напряжение в кабельной линии должно быть отключено. Защитное заземление можно снимать только после отключения станции от источника питания.
7.3.40. Геофизические исследования в условно горизонтальных скважинах должны проводиться по специальным программам, составленным совместно буровым и геофизическим предприятиями.
7.4. Исследования скважин испытателями пластов
7.4.1. Исследования скважин испытателями пластов (ИП) должны проводиться сразу же после вскрытия объекта в соответствии с проектом строительства скважины и ГТН либо по оперативным данным ГТИ, ГИС, обосновывающим необходимость выполнения ИП. Данные ГТИ являются определяющими для установления количества и интервалов исследований ИП.
7.4.2. Ответственным за выполнение работ и общим руководителем является представитель бурового предприятия, указанный в плане работ. Ответственным за соблюдение технико-технологических требований исследования скважин ИП является представитель геофизического предприятия - начальник партии, мастер по испытанию скважин.
7.4.3. Заказчик обязан обеспечить:
- подготовку скважины, бурильного инструмента, бурового и противовыбросового оборудования, устьевую головку и ее обвязку с манифольдом превенторной установки, буровых насосов;
- возможность контроля за активностью притока;
- выполнение буровой бригадой всех работ с испытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка);
- выполнение совместно с представителями подрядчика оперативного анализа полученных результатов.
7.4.4. Подрядчик обязан обеспечить:
- выбор технологии испытания объекта и компоновки узлов ИП;
- технические средства для испытания скважин (испытательный инструмент, КИП, устьевую головку с аварийным краном для обвязки верхней трубы, транспорт для перевозки оборудования);
- технический контроль и руководство работами по исследованию скважины ИП при непосредственном участии мастера по испытанию;
- оценку качества и оперативный анализ результатов исследования скважин ИП и выдачу на скважине предварительного заключения по объекту исследования;
- обработку данных ИП и выдачу окончательного заключения по объекту в установленные договором сроки.
7.4.5. Заявка на проведение ИП должна содержать информацию, необходимую для выбора типа ИП, его компоновки, размера уплотнителя пакера и определения основных характеристик технологии испытания объекта.
7.4.6. Для проведения работ по исследованию скважин ИП заказчик совместно с подрядчиком составляет план, в котором определяются:
технология проведения испытаний;
тип и компоновка ИП;
диаметр забойного штуцера;
планируемый перепад давления на пакеровке;
высота столба и плотность жидкости предварительного долива;
тип (схема) обвязки устья (верхней трубы) и противовыбросового оборудования;
допустимая (безопасная) продолжительность пребывания ИП на забое (если она меньше 90 мин, то предусматривается одноцикловое испытание);
число циклов испытания;
максимально допустимая нагрузка на крюке при расхаживании инструмента с ИП.
7.4.7. Во избежание возможности нефтегазопроявления после снятия пакера на стадии планирования или перед спуском ИП должен быть произведен расчет противодавления на пласт, исходя из условий полного замещения раствора в интервале испытания пластовым флюидом.
7.4.8. В процессе последних перед спуском ИП долблений и СПО должны быть проверены и обеспечены исправность и работоспособность системы спуска-подъема, противовыбросовой и гидравлической обвязки, освещения, систем дегазации притока, долива скважины, исправность установленного оборудования и инструмента, наличие регламентированного объема раствора и химреагентов. Необходимо проверить соответствие резьбовых соединений и обеспечить герметичность колонны бурильных труб.
7.4.9. Поверхностное оборудование скважины должно обеспечивать прямую и обратную циркуляцию бурового раствора с противодавлением на устье (дросселирование) через устьевую головку и специальный манифольд.
7.4.10. При испытании скважины с выводом пластового флюида на поверхность необходимо:
колонну бурильных труб рассчитать на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;
проверить бурильную колонну на герметичность;
оборудовать бурильную колонну шаровым краном и головкой, опрессовав их на ожидаемое давление;
произвести обвязку устья с манифольдом превенторной установки и буровых насосов металлическими трубами на шарнирных соединениях;
обеспечить возможность прямой и обратной закачки раствора в скважину буровыми насосами, схема обвязки устья должна быть согласована с противофонтанной службой и органами государственного надзора;
обвязка устья скважины должна обеспечивать вертикальное перемещение колонны труб на 4-5 м совместно с манифольдом.
7.4.11. Допускается исследование скважины с устьевой головкой, установленной на 4-6 м выше ротора. В этом случае необходимо до начала исследования подготовить средства (спецплощадку, лестницу) для обеспечения возможности экстренного закрытия аварийного крана на головке.
7.4.12. Испытание скважины испытателями пластов в открытом стволе и колонне без оборудования устья превенторной установкой запрещается.
7.4.13. До начала испытания на буровой должна быть следующая документация:
технические паспорта на индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое оборудование и обвязку;
акт на опрессовку противовыбросового оборудования и последней обсадной колонны;
план ликвидации аварий и пожара;
акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованиям скважины ИП;
план исследования скважины;
акт на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны.
7.4.14. Допускается испытание скважины ИП при отсутствии уровня на устье (при поглощении бурового раствора), при слабом проявлении скважины (без угрозы аварийного фонтанирования), при наличии посторонних предметов на забое. Такие испытания следует выполнять по специальному плану с дополнительными мерами по обеспечению безопасности и безаварийности работ.
7.4.15. В процессе испытания скважины запрещено:
присутствие на скважине лиц, не имеющих отношения к выполняемым работам;
ремонт бурового оборудования;
работы с использованием открытого огня;
включение (остановка) двигателей привода лебедки в период притока и регистрации КВД;
подъем инструмента до прекращения выхода из труб воздуха или газа.
7.4.16. Испытание скважины запрещено в случаях:
неисправности бурового оборудования, инструмента;
отсутствия противовыбросового оборудования или его неисправности;
проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования (степень опасности определяется ответственным руководителем работ);
отсутствия вахты полного состава или использования учеников (стажеров) в качестве вахтовых рабочих;
отсутствия ответственного представителя, указанного в плане работ;
отсутствия документации, необходимой для проведения работ.
7.4.17. Мастер по испытанию совместно с ответственным представителем бурового предприятия перед началом ИП должен провести инструктаж вахты (с повторением для каждой вновь заступающей вахты).
7.5. Работы с применением радиоактивных веществ (РВ) и
источников ионизирующих излучений (ИИИ)
7.5.1. Все работы, связанные с использованием радиоактивных веществ (РВ), должны проводиться с разрешения органов санитарно-эпидемиологической службы с учетом требований ГН 2.6.1.8-127-2000 "Нормы радиационной безопасности (НРБ-2000), СанПиН 2.6.1.8-8-2002 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности (ОСП-2002), СанПиН 2.6.1.13-12-2005 "Гигиенические требования к использованию закрытых радиоизотопных источников ионизирующего излучения при геофизических работах на буровых скважинах, утвержденных постановлением Главного государственного санитарного врача Республики Беларусь от 22 августа 2005 г. N 115, и СанПиН 2.6.1.13-60-2005 "Гигиенические требования по обеспечению радиационной безопасности персонала и населения при транспортировании радиоактивных материалов (веществ).
(пп. 7.5.1 в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
7.5.2. РВ должны храниться в специальном помещении, оборудованном в соответствии с требованиями санитарных правил. Помещение оборудуется системой приточно-вытяжной вентиляции. Дверь помещения, где хранится РВ, запирается, на ней прикрепляется знак радиационной опасности.
7.5.3. Выдача источников излучения производится работником, отвечающим за учет, хранение и использование РВ, с разрешения руководства предприятия. Источники излучения получает начальник партии, в журнале производится соответствующая запись с указанием номера источника и его активности.
7.5.4. При возврате РВ в хранилище в журнале производится соответствующая отметка за подписью начальника партии и лица, ответственного за учет, хранение и использование РВ.
7.5.5. Перевозки РВ на скважину и обратно производятся в транспортных контейнерах, закрытых на замок, опломбированных и жестко укрепленных в подъемниках каротажных станций или на отдельных автомашинах, прицепах. Ключ от замка должен находиться у начальника партии или лица, сопровождающего груз.
На всех контейнерах наносятся номера и знаки радиационной опасности (тип источника, его активность).
7.5.6. Переноска контейнеров с источниками ионизирующих излучений, а также емкости с жидкими РВ на небольшие расстояния (не более 100 м) должна производиться двумя работниками на стержне длиной не менее 2 м или одним работником на специальной тележке. В каждом контейнере может быть помещен только один источник.
7.5.7. Допускается временное хранение источника на скважине на время производства работ в транспортном контейнере, закрытом на замок, установленном в подъемнике каротажной станции или на специальном прицепе. На скважине переносные контейнеры с источниками размещают на удалении не менее 10-15 м от мест нахождения людей. Ответственность за сохранность полученных для работы источников ионизирующих излучений и других РВ несет начальник партии.
7.5.8. Транспортное средство, перевозящее РВ, должно иметь спереди и сзади знак радиационной опасности.
7.5.9. С целью обеспечения радиационной безопасности работы, связанные с применением источников ионизирующих излучений, должны проводиться в строгой технологической последовательности, в минимальные сроки, с применением дистанционных инструментов. Работы, при выполнении которых обязательно присутствие людей вблизи источников ионизирующих излучений, должны распределяться равномерно между всеми работниками партии.
7.5.10. Во время установки и извлечения источника из прибора в опасной зоне не должны находиться другие работники партии, а также рабочие буровой бригады.
7.5.11. Импульсный генератор нейтронов разрешено включать только после спуска его в скважину на глубину не менее 5 м.
Извлекать из скважины генератор нейтронов можно только через 30 мин после его выключения. Ремонт и наладка высоковольтного блока и нейтронной трубки генератора на скважине запрещены.
7.5.12. При проведении геофизических исследований в эксплуатационных скважинах с применением открытых радиоактивных изотопов не допускается выход на поверхность активированной промывочной жидкости или пластового флюида общей гамма-активностью, превышающей 0,5 мг.экв.радия.
7.5.13. Запрещаются работы с применением открытых радиоактивных изотопов в скважинах в районах водоснабжения на глубинах менее 400 м, а также применение изотопов с периодом полураспада более 60 сут.
7.5.14. Перед закачкой радиоактивных изотопов в пласт или затрубное пространство необходимо предварительно убедиться в ее осуществимости путем закачки неактивированной жидкости.
7.5.15. Открытые радиоактивные изотопы должны транспортироваться на скважину в специальной автомашине, оборудованной для перевозки радиоактивных веществ, в контейнерах заводского изготовления.
7.5.16. Радиоактивные изотопы могут перевозиться только в герметичных ампулах, в упаковке, предохраняющей ампулы от механических повреждений.
7.5.17. Работы по определению качества цементажа с применением ИИИ производятся только в скважинах, полностью обсаженных колонной.
7.5.18. Производство работ в открытом стволе через бурильный инструмент с применением ИИИ запрещается.
7.6. Взрывные и прострелочные работы в скважинах
7.6.1. Прострелочные и взрывные работы (ПВР) в скважинах проводятся в соответствии с требованиями действующих Единых правил безопасности при взрывных работах.
7.6.2. ВМ и снаряженные аппараты, применяемые для прострелочных и взрывных работ, хранят и транспортируют (переносят и перевозят) в заводской таре и в специально оборудованных для этого транспортных средствах (лаборатории перфораторной станции).
7.6.3. ПВР проводятся в соответствии с типовым техническим проектом и по заявкам геологической службы заказчика на каждую скважину. На скважине объем работ может быть уточнен руководителем взрывных работ (начальником партии) совместно с представителем заказчика.
7.6.4. Снаряженные ПВА транспортируются без установки в них взрывателей в специальных транспортировочных устройствах, исключающих удары и трение аппаратов.
7.6.5. Ящики (отделения) с ВМ и транспортировочные устройства со снаряженными ПВА должны быть закрыты на замок, ключ от которого должен находиться у взрывника.
7.6.6. Изменение маршрута следования спецмашин с ВМ запрещено. Остановки в пути могут быть произведены только вне населенных пунктов и не менее чем 200 м от строений. Во время остановок оставлять спецмашины с ВМ без охраны не допускается.
7.6.7. При перфорации газовых скважин, а также при вскрытии нефтяных пластов в условиях депрессии обязательно оборудование устья скважины лубрикатором.
7.6.8. При проведении ПВР в темное время суток должны выполняться следующие дополнительные условия:
- освещение буровой должно производиться от сети напряжением 42 В, источники питания осветительной сети следует устанавливать за пределами опасной зоны. Допускается освещение рабочих мест прожекторами, которые должны устанавливаться за пределами опасной зоны;
- освещение места проведения работ обеспечивает заказчик;
- составляется акт о готовности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с наступлением темного времени суток, подписываемый ответственным представителем заказчика, ответственным за состояние электрооборудования, и ответственным руководителем взрывных работ.
Акт передается ответственному руководителю взрывных работ.
7.6.9. С момента обесточивания электрооборудования на скважине и до конца ПВР не допускается проведение электросварочных работ в радиусе 1000 м.
7.6.10. Перед спуском прострелочных или взрывных аппаратов скважина должна быть прошаблонирована. Диаметр и вес шаблона должны соответствовать диаметру и весу ПВА.
7.6.11. Присоединение ПВА к кабелю должно осуществляться взрывником, который в этот момент должен находиться у головки ПВА, вне зоны действия кумулятивных зарядов.
7.6.12. Выстрел или взрыв ПВА осуществляет ответственный руководитель взрывных работ.
7.6.13. При спуске ПВА в скважину контролируются его движение и натяжение кабеля. Преодолевать препятствие в скважине расхаживанием ПВА запрещается.
7.6.14. Запрещается проводить ПВР в скважинах при отсутствии на устье противовыбросового оборудования.
Установленная на устье скважины противовыбросовая задвижка должна иметь указатели "Открыто", "Закрыто". Штурвал задвижки должен быть выведен в сторону от выкидных линий, располагаться на расстоянии не менее 10 м от скважины и ограждаться щитом с навесом.
Противовыбросовая задвижка должна быть опрессована, результат испытания оформляется актом.
7.6.15. Зумпф от нижней границы интервала перфорации должен иметь глубину не менее 3 м.
7.6.16. После производства выстрела (взрыва) кабель должен быть немедленно отключен от источника тока. Подходить к устью скважины разрешено только руководителю взрывных работ, но не ранее чем через 5 мин после выстрела (взрыва).
7.6.17. По окончании работ проверяется глубина интервала и качество выполненной перфорации путем проведения исследования аппаратурой контроля перфораций.
7.6.18. Геофизические исследования в процессе освоения и вывода скважины на рабочий режим проводятся при установленном на устье лубрикаторе.
7.7. Геофизические исследования при эксплуатации скважин
7.7.1. Геофизические исследования в процессе эксплуатации скважин проводятся в соответствии с планами геолого-технических мероприятий и типовыми или индивидуальными проектами на подземный ремонт скважин.
7.7.2. Геофизические исследования разрешается проводить в скважинах:
добывающих фонтанным и газлифтным способами, оборудованных рабочей площадкой с настилом на уровне фланца запорной арматуры и насосно-компрессорными трубами, оснащенными воронками;
добывающих насосным способом, с эксцентричной подвеской насосно-компрессорных труб для спуска приборов в интервал исследования;
нагнетательных и контрольных с подготовленными площадками для монтажа геофизического устьевого оборудования;
оставленных на текущий или капитальный ремонт.
7.7.3. Действующие добывающие и нагнетательные скважины с давлением на устье исследуются с помощью лубрикатора. Лубрикаторы могут быть стационарные и входящие в комплект передвижной установки.
7.7.4. Скважины и кусты скважин, подлежащие исследованиям, должны иметь подъездные (от магистральных дорог) и объездные (вокруг скважины) пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта, с учетом соблюдения правил землепользования.
7.7.5. Подготовить скважину к промыслово-геофизическим исследованиям должно предприятие, которому принадлежит эта скважина.
7.7.6. Около скважины с двух противоположных сторон должны быть подготовлены две горизонтальные площадки:
одна размером 5х10 м - для установки грузоподъемного устройства непосредственно у устья скважины;
вторая размером 10х10 м - для установки каротажного подъемника и лаборатории, аппаратуры и оборудования на расстоянии от устья скважины не менее 25 м с наветренной стороны.
Примечание. При ПВР, с наветренной стороны, на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и от мест расположения каротажного подъемника и грузоподъемного устройства должна быть подготовлена третья площадка размером 5х10 м для установки лаборатории перфораторной станции (ЛПС), в которой производятся заряжение ПВА и хранение ВМ.
7.7.7. Между площадками, а также между ними и устьем скважины должны быть убраны все посторонние предметы, препятствующие свободному передвижению работников геофизической партии (отряда).
7.7.8. Каротажный подъемник должен быть установлен так, чтобы машинисту была обеспечена хорошая видимость оборудования устья скважины и лубрикатора.
7.7.9. На специальных автомашинах, используемых при ПВР и ГИС в скважинах, глушители должны быть оборудованы искрогасителями.
7.7.10. Сварочные соединения лубрикатора и мачты грузоподъемного устройства должны осматриваться перед началом и после окончания работы. Запрещается проведение работ при обнаружении дефектов (трещин, сколов, раковин и т.п.).
7.7.11. Лица, не участвующие в подъеме (опускании) мачты грузоподъемного устройства или лубрикатора, должны быть удалены от них на безопасное расстояние, равное не менее полуторакратной высоте мачты.
7.7.12. Установка лубрикатора и оборудования на устье скважины должны производиться под руководством ответственного представителя предприятия-заказчика.
7.7.13. Установка (снятие) лубрикатора на фонтанной скважине должна производиться при снятом избыточном давлении на устье скважины.
7.7.14. Лубрикатор после установки должен быть проверен на герметичность путем повышения давления при плавном открытии буферной задвижки. Запрещается проведение ПВР и ГИС в скважине при негерметичности в соединениях лубрикатора.
7.7.15. Управление запорными устройствами фонтанной арматуры и задвижками должно осуществляться одним или двумя работниками нефтегазодобывающего предприятия под руководством ответственного представителя предприятия-заказчика.
7.7.16. Сброс скважинного флюида из лубрикатора должен осуществляться через вентиль контрольно-сбросного устройства.
Примечание. Вентиль так же, как и буферная задвижка, должен открываться медленно и плавно во избежание резкого падения или повышения давления в лубрикаторе.
7.7.17. Скважинный флюид должен выводиться из лубрикатора по отводной линии в емкость, установленную до начала геофизических работ на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и специальных автомашин с подветренной стороны. Отводная линия должна быть закреплена для предохранения от вибрации при выпуске газа.
7.7.18. При ПВР и ГИС в скважинах должен использоваться стабилизированный по длине и диаметру геофизический кабель, не имеющий сростков, а также обрывов или мест спаек проволок верхнего повива брони.
Отклонение наружного диаметра геофизического кабеля на разных участках по всей его длине не должно превышать 2 процентов.
7.7.19. Подвесной ролик должен быть подвешен к крюку грузоподъемного устройства.
В случае разгруженности конструкции лубрикатора от изгибающих моментов, т.е. когда он сам подвешен к грузоподъемному устройству, подвесной ролик устанавливается на лубрикаторе на специальном кронштейне, запас прочности которого должен в 1,5 раза превышать разрывное усилие применяемого геофизического кабеля.
7.7.20. Направляющий ролик должен крепиться к основанию оборудования устья скважины или к раме грузоподъемного устройства.
Узлы крепления подвесного и направляющего роликов должны удерживать нагрузку, не менее чем в 2 раза превышающую разрывное усилие применяемого геофизического кабеля.
7.7.21. Перед спуском приборов или ПВА в скважину должно быть проведено контрольное шаблонирование при помощи контрольного шаблона.
Диаметр и длина шаблона должны быть не менее диаметра и длины применяемого скважинного прибора или ПВА.
Примечание. Шаблон должен быть полым с отверстиями снизу и на боковой поверхности для прохода газа и нефти (на случай прихвата его в НКТ).
Диаметр грузов-утяжелителей должен быть на 5,0 мм меньше диаметра шаблона: разность между диаметром шаблона и диаметром минимального проходного отверстия НКТ должна быть не менее 6,0 мм.
7.7.22. Отогревание лубрикатора и отводной линии допускается только горячей водой или паром.
7.7.23. Все работы на устье действующих скважин должны выполняться исправным инструментом, изготовленным из материалов, не дающих искр при ударе.
7.7.24. Спуск геофизического кабеля в скважину должен производиться при полностью открытой буферной задвижке.
7.7.25. Спуск-подъем скважинных приборов и ПВА должен осуществляться при постоянном контроле за показаниями датчика или указателя натяжения кабеля и глубин.
7.7.26. Контроль за входом скважинного прибора или ПВА в лубрикатор должен осуществляться с помощью сигнального устройства.
7.7.27. Извлечение скважинных приборов и ПВА из лубрикатора должно производиться после полного закрытия буферной задвижки и удаления из него скважинного флюида.
7.7.28. Открывать задвижки запорной арматуры необходимо медленно, не допуская ударов при повышении давления. Спуск и подъем первых десятков метров кабеля в скважину должен производиться с помощью механизма перемещения или вручную. Скорость движения кабеля по стволу скважины не должна быть более:
0,8 м/с в насосно-компрессорных трубах;
0,14 м/с при входе в башмак насосно-компрессорных труб;
0,07 м/с с глубины 100 м до устья скважины.
7.7.29. Установка средств инициирования в ПВА, а также источника ионизирующего излучения в скважинный прибор должна производиться непосредственно перед вводом прибора или ПВА в секционную камеру и установкой лубрикатора на оборудование устья скважины.
7.7.30. При вводе скважинного прибора с грузами или ПВА в лубрикатор они должны быть короче внутренней полости секционной камеры лубрикатора не менее чем на 0,5 м.
7.7.31. Проведение ГИС и ПВР в скважинах запрещается:
при негерметичности оборудования устья скважины;
при отсутствии конусной воронки на конце насосно-компрессорных труб (НКТ);
при гидратообразованиях в НКТ;
при давлении на буфере, превышающем допустимое (по паспорту) рабочее давление на уплотнительном устройстве лубрикатора;
при температуре на забое, превышающей пределы допущенных температур для применяемых взрывчатых материалов (ВМ);
при наличии препятствий для спуска скважинных приборов или ПВА;
при температуре воздуха ниже минимума, установленного для открытых работ решением областных и республиканских Советов народных депутатов на данной местности.
7.7.32. Грузоподъемное устройство должно иметь номинальную грузоподъемность, не менее чем в 2 раза превышающую разрывное усилие геофизического кабеля. Высота устройства должна позволять производить монтаж (демонтаж) лубрикатора и установку подвесного ролика.
7.7.33. Запрещается применять лубрикаторы, в конструкции которых не предусмотрено сигнальное устройство, предотвращающее падение скважинного прибора, прострелочно-взрывного аппарата (ПВА) в скважину в случае обрыва их в секционной камере лубрикатора, а также указывающее на начало вхождения их в лубрикатор при подъеме из скважины.
7.7.34. Лубрикаторная установка ежегодно, а также после каждого ремонта, связанного с заменой корпусных деталей, должна быть испытана (опрессована) на прочность гидравлическим давлением согласно техническим условиям. Результаты испытания должны быть оформлены актом.
7.7.35. ГИС в скважинах в темное время суток должны проводиться при нормальном искусственном освещении (освещенность 25 лк) рабочих мест, проходов и площадок.
При недостаточном освещении производство геофизических работ запрещается.
7.7.36. Геофизические исследования в скважинах, эксплуатирующихся с применением установок электроцентробежных насосов должны проводиться при подземных ремонтах скважин по технологии, основанной на совместном спуске насоса и расположенного под ним прибора на кабеле.
7.8. Аварии при производстве геофизических работ
7.8.1. Под аварией при геофизических работах в скважине понимается вынужденная остановка работ (вне зависимости от времени, затрачиваемого на ее устранение), вызванная прихватом или оставлением в скважине геофизических приборов, аппаратов, кабеля, радиоактивных веществ, стреляющей аппаратуры и т.д., для извлечения которых требуется проведение специальных работ.
7.8.2. Об аварии при проведении геофизических работ в скважине начальник партии (отряда) незамедлительно информирует начальника (мастера) буровой и руководство своего предприятия.
7.8.3. Ответственным представителем геофизического предприятия на скважине при ликвидации аварии является главный инженер или инженерно-технический работник производственного отдела. В исключительных случаях по распоряжению главного инженера ответственным представителем может быть назначен начальник геофизической партии (отряда).
7.8.4. При обнаружении прихвата (резкое увеличение натяжения кабеля на датчике натяжения, изменение характера работы двигателя или по прекращении изменения регистрируемого параметра) ослабляют натяжение кабеля и останавливают работу лебедки каротажного подъемника.
7.8.5. Для ликвидации прихвата кабеля или прибора вначале производят расхаживание его с помощью лебедки каротажного подъемника путем поочередного ослабления и натяжения, но не более 50 процентов разрывного усилия кабеля.
7.8.6. Разбуривание кабеля, оставленного в скважине, не допускается.
7.8.7. Если ликвидировать прихват расхаживанием не удалось, ответственные представители заказчика и подрядчика составляют план ликвидации аварии.
План утверждается главным инженером бурового (нефтедобывающего) предприятия и согласовывается с главным инженером геофизического предприятия.
Работы по ликвидации аварии производят работники предприятия заказчика совместно с геофизической партией (отрядом).
7.8.8. В случае оставления в скважине источника радиоактивного излучения работы по ликвидации аварийной ситуации производятся по специальному плану, составленному геофизическим предприятием, согласованному с заказчиком и санитарной службой.
7.8.9. Ликвидация аварий, происшедших при работах с применением РВ, должна сопровождаться дозиметрическим контролем скважинного прибора, промывочной жидкости и окружающей среды.
7.8.10. Персонал буровой бригады, привлекаемый к ликвидации прихвата прострелочного или взрывного аппарата, должен быть проинструктирован. Все операции должны проводиться под непосредственным руководством заказчика (бурового мастера, мастера по сложным работам) и ответственного руководителя взрывными работами.
7.8.11. Оставленный в скважине заряд при необходимости уничтожают подрывом дополнительного заряда (торпеды) по плану работ, составленному геофизическим предприятием и согласованному с заказчиком.
7.8.12. В случае внезапного выброса фонтана нефти или нефтегазовой смеси представитель заказчика и начальник партии обязаны принять меры к эвакуации людей и оборудования из опасной зоны, отключению всех пожароопасных источников, которые могут оказаться в зоне выброса (линии электроэнергии, работу генераторной группы, двигателя автомашины), вызвать пожарную команду и сообщить своему руководству.
7.8.13. 0 всех происшедших авариях и оставлениях геофизических приборов и аппаратов непосредственно на скважине должен быть составлен акт за подписью двух сторон: начальника партии и представителя предприятия, в чьем ведении находится скважина. В акте должна быть отражена причина аварии и лица, виновные в ней.
7.8.14. В случае разногласий при определении причин аварии должна проводиться техническая экспертиза вышестоящими организациями.
VIII. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НАРУШЕНИЯ ПРАВИЛ
8.1. Настоящие правила обязательны для исполнения всеми работающими на действующих и строящихся предприятиях независимо от форм собственности, а также при проектировании предприятий.
8.2. Должностные лица, технический персонал, служащие предприятий, допустившие нарушения настоящих правил, несут ответственность в установленном законом порядке независимо от того, привело или нет это нарушение к аварии или несчастному случаю с работающими.
8.3. Рабочие несут ответственность за нарушения требований правил безопасности или инструкций, разработанных в соответствии с этими правилами, в порядке, установленном Правилами внутреннего трудового распорядка и Уголовным кодексом Республики Беларусь.
Приложение 1
к п. 1.10.13 правил
безопасности
в нефтегазодобывающей
промышленности
ПЕРЕЧЕНЬ
МАТЕРИАЛОВ, НЕСОВМЕСТИМЫХ ПРИ ХРАНЕНИИ
--------+---------------------------------+--------------------------¬
¦Группа ¦ ¦Материалы данной группы не¦
¦матери-¦ Наименование группы ¦допускаются к совместному ¦
¦алов ¦ материалов ¦хранению с материалами ¦
¦ ¦ ¦следующих групп ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 1. ¦Черные и цветные материалы, ¦2, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12,¦
¦ ¦метизы, оборудование ¦13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 2. ¦Строительные материалы ¦1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, ¦
¦ ¦ ¦10, 11, 12, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 3. ¦Лесоматериалы ¦2, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, ¦
¦ ¦ ¦12, 13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 4. ¦Спецодежда, ткани, волокнистые ¦2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11, ¦
¦ ¦материалы ¦12, 13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 5. ¦Резинотехнические изделия ¦2, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12,¦
¦ ¦ ¦14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 6. ¦Кислоты ¦1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, ¦
¦ ¦ ¦10, 11, 12, 13, 14, 15, 16¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 7. ¦Щелочи ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, ¦
¦ ¦ ¦10, 12, 13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 8. ¦Растворимые в воде соли ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 9, ¦
¦ ¦ ¦10, 12, 13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦ 9. ¦Хлорная известь ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, ¦
¦ ¦ ¦10, 11, 12, 13, 14, 15, 16¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦10. ¦Горюче-смазочные материалы ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,¦
¦ ¦ ¦11, 12, 13, 14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦11. ¦Лаки, краски, нитролаки ¦2, 3, 4, 5, 8, 9, 10, 12, ¦
¦ ¦ ¦14, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦12. ¦Газы: ацетилен, водород, метан, ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,¦
¦ ¦аммиак, сероводород, хлорметил, ¦10, 11, 14, 15, 16 ¦
¦ ¦бутилен, бутан, пропан ¦ ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦13. ¦Газы: азот, аргон, гелий, неон, ¦2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10, ¦
¦ ¦углекислый газ ¦16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦14. ¦Газы: кислород, воздух в сжатом ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,¦
¦ ¦виде и жидком состоянии ¦10, 11, 12, 15, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦15. ¦Хлор ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,¦
¦ ¦ ¦10, 11, 12, 14, 16 ¦
+-------+---------------------------------+--------------------------+
¦16. ¦Карбит кальция ¦1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,¦
¦ ¦ ¦10, 11, 12, 13, 14, 15 ¦
¦-------+---------------------------------+---------------------------
Приложение 2
к п. 3.3.1 правил
безопасности в
нефтегазодобывающей
промышленности
____________________________
наименование организации
или предприятия
АКТ
о приеме в эксплуатацию буровой установки
скважина номер_________площади_________
"___"___________19__ г.
Мы, нижеподписавшиеся, комиссия в составе _____________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
проверили готовность к пуску буровой установки _____________________
имеющей:
вышку _____________, основание ___________, лебедку ________________
с приводом от _____________, грязевые насосы _______________________
с приводом от _____________, ротор ___________________ с приводом от
_____________________, кронблок __________, крюкоблок _____________,
вертлюг ________________________
Буровая установка смонтирована в соответствии со схемой монтажа,
утвержденной _______________________________________________________
____________________________________________________________________
(кем, дата утверждения)
При проверке выявлено:
1. Комплектность буровой установки _________________________________
2. Техническое состояние оборудования ______________________________
____________________________________________________________________
3. Состояние талевого каната _____________________________________
4. Наличие и состояние ограждений движущихся и вращающихся частей
механизмов, токоведущих частей и циркуляционной системы
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
5. Укомплектованность буровой установки контрольно-измерительными
приборами
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
6. Наличие устройств и приспособлений малой механизации,
автоматизации, а также приспособлений по технике безопасности
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
указать: соответствует или не соответствует утвержденному перечню и
причины несоответствия
7. Освещение буровой
8. Наличие аварийного освещения
9. Наличие и состояние бытовых и жилых помещений
____________________________________________________________________
10. Наличие инструкций и плакатов по технике безопасности
____________________________________________________________________
11. Наличие прав на ведение буровых работ у мастеров и бурильщиков
____________________________________________________________________
12. Проведение инструктажей и проверка знаний инструкций по технике
безопасности членов буровой бригады
____________________________________________________________________
13. К акту прилагаются:
а) Акт об испытании нагнетательных линий буровых насосов.
б) Акт об испытании ограничителя подъема талевого блока.
в) Акт о проверке электрооборудования и заземляющих устройств.
г) Акт об опрессовке пневмосистемы буровой установки.
Заключение комиссии ________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
Подписи: ______________________
______________________
______________________
______________________
Заключение горнотехнического инспектора ____________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
Приложение 3
к пп. 3.3.1 и 3.4.25 правил
безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности
____________________________
наименование организации
или предприятия
АКТ
об испытании нагнетательных линий
буровых насосов
Буровая номер _________
площадь ____________
"___"__________19__ г.
Мы, нижеподписавшиеся, ответственный представитель
вышкомонтажной организации _________________________________________
механик ______________________ и буровой мастер (инженер по бурению)
_________________________________ машинист цементировочного агрегата
_________________________________ составили настоящий акт о том, что
нами произведено испытание водой насосов типа ______________________
в количестве _______________ нагнетательной линии диаметром ____ мм,
стояка диаметром _____ мм и компенсаторов типа _____________________
давлением_______ кгс/кв.см в течение____ мин.
Падение давления за период испытания составило ______ кгс/кв.см
или ____ процентов.
Замеры давления производились манометром номер ___________
класс точности _____________.
Предохранительные устройства установлены на давление
___________ кгс/кв.см.
На основании вышеизложенного комиссия считает:
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
Подписи: ______________________
______________________
______________________
______________________
Приложение 4
к п. 3.3.1 правил
безопасности в
нефтегазодобывающей промышленности
____________________________
наименование организации
или предприятия
АКТ
об испытании ограничителя подъема
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
| 
