ПОИСК ДОКУМЕНТОВ

Правила Комитета по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и атомной энергетике при Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 26.11.1993 "Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности"

Текст документа с изменениями и дополнениями по состоянию на ноябрь 2013 года

< Главная страница

Стр. 2

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 |

2.2.27. При проверке качества изоляции методом катодной поляризации следует руководствоваться Инструкцией по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией ВСН 2-28-71.

2.3.3. Монтаж трубопровода, опускание в траншею и засыпка его

2.3.3.1. При перерыве в сварочных работах и после окончания их концы трубопровода должны быть заглушены.

2.3.3.2. Секция из труб диаметром более 75 мм должна укладываться в траншею кранами-трубоукладчиками или другими подъемными механизмами.

При опускании труб машины должны перемещаться вдоль траншеи на расстоянии не менее 1,5 м от бровки.

При работе краном-трубоукладчиком с откидным контргрузом в зоне перемещения последнего находиться людям запрещается.

2.3.3.3. При опускании трубопровода в траншею запрещается находиться людям в ней, а также между траншеей и опускаемой плетью труб.

Во время подъема плети труб запрещается людям находиться под этой плетью или становиться на нее.

2.3.3.4. Удалять обвалившийся грунт и подчищать дно траншеи до проектной отметки следует непосредственно перед опусканием в нее плети трубопровода.

2.3.3.5. Если при надвигании плети труб обваливается грунт, то удалять его из-под нависшей плети разрешается только после установки под трубами поперек траншеи прочных лежек.

2.3.3.6. Перед засыпкой траншеи работник, ответственный за безопасное проведение работ должен убедиться в отсутствии людей в траншее.

2.4. Монтаж, демонтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования

2.4.1. Общие положения

2.4.1.1. Буровые установки должны монтироваться в соответствии с технической документацией заводов-изготовителей, индивидуальными проектами, техническими условиями.

2.4.1.2. На кронблочную площадку вышки и мачты тяжелые детали и материалы должны подниматься при помощи лебедки, трактора-тягача и подъемного ролика, который крепится к надделку.

Запрещается демонтаж кронблока вышки над устьем работающей скважины или скважины, находящейся под давлением.

2.4.13. Демонтаж буровых и эксплуатационных установок может производиться только после получения от работника, ответственного за эксплуатацию электрооборудования установки, письменного подтверждения об отсоединении кабелей или воздушных линий электропередач со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

2.4.1.4. Нагнетательные линии обвязки буровых насосов следует монтировать из бесшовных труб, толщина стенки которых должна определяться расчетом. Разъемные соединения уплотняются в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов.

Для предотвращения вибрации нагнетательные линии должны крепиться. Повороты линий должны быть выполнены согласно техническим условиям.

2.4.1.5. На время перерыва монтажно-демонтажных работ запрещается оставлять в подвешенном состоянии узлы монтируемого оборудования.

2.4.1.6. При расположении нескольких скважин в кусте расстояние между устьями соседних скважин должно быть не менее 2,4 м.

Строительство куста осуществляется в строгом соответствии с техническими условиями.

2.4.2. Монтаж и демонтаж вышек и мачт

2.4.2.1. При монтаже и демонтаже вышек и мачт должны применяться подъемники и лебедки с номинальной грузоподъемностью по паспорту не менее максимальной нагрузки, ожидаемой в процессе монтажа и демонтажа.

2.4.2.2. К работе на высоте при монтаже и демонтаже вышек и мачт, а также при ремонте их допускаются лишь опытные монтажники со стажем работы не менее одного года.

2.4.2.3. Детали вышек и все виды материалов должны подниматься и спускаться при помощи лебедки, оборудованной тормозными устройствами, или трактора.

2.4.2.4. При подъеме и спуске грузов внутри вышки люди из нее должны быть удалены. В случае, когда спуск-подъем груза производится буровой лебедкой, внутри вышки может находиться только бурильщик.

2.4.2.5. При подъеме и спуске вне вышки груз должен оттягиваться привязанной к нему веревкой. Рабочий, оттягивающий груз, должен находиться на расстоянии не менее 10 м от грани вышки.

2.4.2.6. Запрещается одновременно находиться на разной высоте вышки рабочим, не занятым выполнением общей работы.

2.4.2.7. Все детали и узлы крепления частей монтируемой вышки или мачты необходимо тщательно осматривать, а выявленные при этом недостатки устранять в соответствии с техническими условиями.

2.4.2.8. Центрировать вышку разрешается устройствами и приспособлениями, входящими в комплект установки, или домкратами соответствующей грузоподъемности и конструкции, при наличии оттяжек, прикрепленных к якорям, кроме специальных вышек, где оттяжки не предусмотрены конструкцией.

2.4.3. Монтаж башенных вышек методом "Сверху-Вниз"

2.4.3.1. Вышечный подъемник должен быть установлен на горизонтально выровненной площадке на прочных опорах или основании собираемой вышки и крепиться оттяжками из стального каната.

Количество оттяжек, их сечение, способы натяжения и места закрепления устанавливаются проектом.

2.4.3.2. Оснастка талевой системы вышечного подъемника должна обеспечивать одновременный подъем обеих траверс (двутавровых балок) в горизонтальном положении. Сборка и разборка вышки без страхового устройства вышечного подъемника запрещаются.

2.4.3.3. В момент подъема секции все работники бригады, не занятые подъемом вышки, должны удаляться от основания монтируемой вышки на расстояние, превышающее высоту поднимаемых секций не менее чем на 10 м.

При перерывах в работе собранная часть вышки должна устанавливаться на брусьях и крепиться оттяжками.

2.4.4. Монтаж вышек на земле и их подъем

2.4.4.1. Сборку вышки следует вести согласно инструкции завода-изготовителя.

Лестницы, балконы, площадки, передвижная люлька верхового рабочего, пальцы для свечей, стояк, предохранительный ролик и другое необходимое оборудование должны монтироваться на вышке до ее подъема.

2.4.4.2. Перед подвешиванием оборудования руководитель работ должен убедиться:

в правильности сборки самой конструкции и всех монтажных приспособлений;

в отсутствии видимых дефектов в элементах конструкции и приспособлениях (трещин, некачественной сварки и др.);

в надежности всех креплений, в том числе крепления концов канатов.

2.4.4.3. Вышка, собранная на земле, должна подниматься при помощи приспособлений, предусмотренных инструкцией по монтажу вышек данным способом.

2.4.4.4. Перед подъемом вышки все находящиеся на ней предметы (инструменты, детали и т.д.) должны быть убраны.

2.4.4.5. До начала подъема вышки все канаты подъемной системы необходимо натянуть и проверить правильность и надежность оснастки и крепления их.

2.4.4.6. Поднимать, а также опускать вышку на фундамент следует плавно и с наименьшей для данного подъемника скоростью; при этом должно быть обеспечено правильное наматывание каната на барабан лебедки подъемника.

2.4.4.7. При подъеме вышки все работники, не связанные непосредственно с операцией подъема, должны быть удалены от ее основания на расстояние, превышающее высоту вышки не менее чем на 10 м.

2.4.5. Демонтаж вышек

2.4.5.1. Демонтаж вышек при помощи вышечного подъемника должен производиться в порядке, обратном монтажу, с соблюдением соответствующих требований настоящих Правил.

2.4.5.2. Запрещается разбирать какую-либо секцию вышки без подвески ее к несущим балкам подъемника. Разбирать можно только ту секцию, которая в данный момент находится ниже подвески.

2.4.5.3. При поэлементном демонтаже вышки освобождаемые детали должны опускаться при помощи лебедки или трактора на перекинутом через блок канате.

Деревянные части необходимо укладывать гвоздями вниз, предварительно загнув их.

2.4.5.4. Вышки, находящиеся в аварийном состоянии, разбирать запрещается; они должны быть свалены. Перед сваливанием вышки люди должны быть удалены на расстояние, превышающее высоту вышки не менее чем на 10 м.

Разрешается производить разборку вышки над устьем заглушенной скважины.

2.4.6. Передвижение вышек в вертикальном положении и крупных блоков бурового оборудования

2.4.6.1. Работы по передвижению вышек и крупных блоков бурового оборудования должны производиться с соблюдением Инструкции по технике безопасности при передвижении вышек и крупных блоков бурового оборудования.

2.4.6.2. На передвижение буровой вышки и крупных блоков бурового оборудования предприятием, осуществляющим эти работы, составляется оперативный проект.

Проект утверждается руководством вышкомонтажной конторы (цеха) после согласования трассы с заинтересованными организациями.

2.4.6.3. В проекте должны быть:

определена трасса передвижения вышки и крупных блоков и пути движения поддерживающих тракторов;

предусмотрены сооружения для преодоления рвов и оврагов, а также вырубка леса, кустарника, выкорчевывание пней, срезка и подсыпка грунта, снятие снежного покрова, временное снятие участков линий электропередач и т.д.;

указано, каким способом (на салазках, лафетах, тяжеловозах) предусматривается передвижение вышки и блоков;

определено количество и указаны марки тракторов, бульдозеров, применяемых в процессе передвижения;

определены количество и расстановка членов бригады по передвижению вышки и блоков.

2.4.6.4. Вышки и крупные блоки бурового оборудования должны передвигаться под непосредственным руководством прораба, а при комплексных буровых бригадах - мастера.

2.4.6.5. Трасса передвижения вышки прокладывается в стороне от наземных сооружений (зданий, железной дороги и пр.), а также от охранной зоны воздушной линии электропередачи на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее чем на 10 м.

При невозможности выполнить это требование следует со стороны, противоположной обходимому сооружению, устанавливать дополнительную оттяжку, за которую вышка должна поддерживаться трактором при обходе этого сооружения. Минимальное расстояние до проводов ВЛ должно соответствовать требованиям Правил охраны высоковольтных электрических сетей, а также Правил охраны электрических сетей напряжением до 1000 В.

2.4.6.6. Трасса отмечается рядом вешек, устанавливаемых с левой по ходу стороны. Вешки располагаются на расстоянии не более 100 м друг от друга, а на поворотах трассы и закрытой местности - с учетом обеспечения их видимости.

На участках с хорошо видимыми ориентирами установка вешек не обязательна.

2.4.6.7. До начала передвижения вышки и крупных блоков бурового оборудования ответственный руководитель работ должен проверить готовность трассы.

2.4.6.8. При передвижении вышек и крупных блоков бурового оборудования должна применяться сигнализация, определенная соответствующей инструкцией по технике безопасности.

2.4.6.9. Стаскивание буровой вышки с фундамента может быть начато после отключения электроэнергии, а также после закрытия задвижек, отсоединения выкидных линий от устьевой арматуры скважины и освобождения основания от шлама и льда.

На скважинах, оборудованных устьевой арматурой, стаскивание вышки с фундамента производится в присутствии представителя Заказчика.

2.4.6.10. До начала передвижения вышки следует проверить и закрепить все резьбовые соединения, проверить надежность монтажных стяжек

2.4.6.11. При передвижении вышечных блоков буровых установок с поднятыми вышками талевый блок должен быть уложен на полу блока и прочно закреплен.

2.4.6.12. Для поддержания вышки во время перетаскивания могут использоваться постоянные оттяжки вышки с применением приспособлений для свободного перепуска оттяжек на фаркопе трактора. Разрешается удлинение оттяжек при условии равнопрочного соединения.

Оттяжки устанавливаются в пределах 2/3 - 3/4 высоты вышки. Для оттяжек применяется стальной канат с разрывным усилием для вышек высотой 41 м не менее 20 т и не менее 30 т для вышек высотой 53 м.

2.4.6.13. При поломке во время движения какой-либо детали вышки, блока или транспортного средства передвижение должно быть приостановлено до устранения неисправности.

2.4.6.14. Во время передвижения вышки люди, не связанные с этой работой, должны находиться на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее чем на 10 м.

2.4.6.15. Расстояние от перемещаемой вышки, а также от крупных блоков до тяговых тракторов определяется проектом с учетом местных условий передвижения.

Расстояние от вышки до тракторов, к которым прикреплены поддерживание оттяжки, должно превышать высоту вышки не менее чем на 10 м.

2.4.6.16. Поддерживающие тракторы при передвижении вышки на подъемах, должны следовать впереди, а при спуске под уклон сзади вышки. В обоих случаях тракторы должны находиться по ту или другую стороны трассы на расстоянии не менее 25 м от нее (трассы).

2.4.6.17. Установленный на лафете или тяжеловозе блок бурового оборудования должен надежно крепиться к тяжеловозу (лафету) специальными хомутами.

2.4.6.18. После подъема домкратами блок должен находиться на весу не менее 10 мин, после чего путем осмотра проверяются герметичность гидропневматической системы, отсутствие повреждений и деформации несущих балок, узлов, соединений и др.

2.4.6.19. Запрещается находиться людям на блоке, под блоком, на тяжеловозе и санях во время подъема и спуска блока домкратами или другими механизмами, а также при стаскивании блока с фундамента и установке его на фундамент.

2.4.6.20. Двери кабин тяговых тракторов во время передвижения вышки и крупных блоков бурового оборудования должны быть открыты и закреплены.

2.4.6.21. Допускается для второй ветровой зоны (скоростной напор ветра не более 35 кг/кв.м) при перерыве в работе оставлять вышку незакрепленной оттяжками, с условием установки ее на поверхность с уклоном не более 5 град. в двух плоскостях (продольного и поперечного крена). Оттяжки сворачиваются к основанию вышки.

2.4.6.22. Разрешается подталкивать крупногабаритные блоки с оборудованием, имеющих решетчатую конструкцию, бульдозерами.

2.4.6.23. Передвижение вышки, независимо от рельефа местности, должно производиться с использованием поддерживающих оттяжек. В исключительных случаях (крутые повороты трассы), когда оттяжка не выполняет возложенной на нее задачи, допускается кратковременное полное ослабление или демонтаж одной из поддерживающих оттяжек, с последующим восстановлением их.

III. СТРОИТЕЛЬСТВО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1. Общие требования

3.1.1. Строительство скважин может быть начато только при наличии утвержденного проекта и полного соответствия смонтированного оборудования требованиям проекта и настоящих Правил.

3.1.2. Работы по строительству скважин без осуществления комплекса мер по обустройству буровой площади, определенных проектом, запрещаются.

3.1.3. Скважина любой категории должна закладываться за пределами охранных зон линий электропередачи, магистральных нефтегазопроводов, водозаборных и других промышленных и гражданских объектов.

3.1.4. Скважина считается законченной бурением после испытания эксплуатационной колонны на герметичность и (или) выбросом бурильной колонны на приемный мост или принятием решения о ее ликвидации.

3.1.5. Скважина считается законченной строительством после испытания объекта в эксплуатационной колонне или выброса бурильного инструмента после установки последнего ликвидационного моста.

3.2. Проектирование строительства скважин

3.2.1. Основным документом на строительство скважины является рабочий проект, который разрабатывается специализированной организацией, имеющей лицензию или разрешение на право проектирования, и утверждается в установленном порядке. Допускается строительство скважин по привязке к действующему рабочему проекту на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и месторождениях.

Общность (идентичность) геолого-технических условий проводки скважин устанавливает проектная организация - генеральный проектировщик.

3.2.2. Рабочий проект должен учитывать требования настоящих Правил, ведомственных строительных норм, опыт проводки скважин на данной и ближайших площадях с аналогичными геолого-техническими условиями, а также результаты исследований, выполненных при бурении опорно-технологических и поисково-разведочных скважин и содержать следующие разделы:

3.2.2.1. Общая пояснительная записка.

3.2.2.2. Организация строительства.

3.2.2.3. Охрана окружающей природной среды.

3.2.2.4. Сметная документация.

3.2.2.5. Паспорт рабочего проекта.

3.2.3. Общая пояснительная записка рабочего проекта на строительство скважин должна состоять из следующих подразделов:

3.2.3.1. Сводные технико-экономические данные.

3.2.3.2. Основание для проектирования.

3.2.3.3. Общие сведения.

3.2.3.4. Геологическая характеристика скважины.

3.2.3.5. Конструкция скважины.

3.2.3.6. Профиль ствола скважины.

3.2.3.7. Буровые растворы.

3.2.3.8. Углубление скважины.

3.2.3.9. Крепление скважины.

3.2.3.10. Испытание скважины.

3.2.3.11. Дефектоскопия и опрессовка.

3.2.3.12. Строительные и монтажные работы.

3.2.3.13. Продолжительность строительства скважины с приложением при необходимости нормативной карты.

3.2.3.14. Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации.

3.2.3.15. Техника безопасности, противофонтанные мероприятия, промышленная санитария и противопожарная техника.

3.2.3.16. Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных решений и строительстве скважин.

3.2.3.17. Геолого-технический наряд на строительство скважин.

3.2.4. Проект разрабатывается на основании задания на проектирование строительства скважин, которое составляется заказчиком с участием проектной организации на основе утвержденных проектов геолого-разведочных работ по площадям в разведочном бурении и технологических схем (проектов) разработки площадей в эксплуатационном бурении и на основе требований основных положений системы оценки качества и технического уровня рабочего проекта на строительство скважин.

Ответственность за полноту и достоверность исходных данных на проектирование несет заказчик, а за качество проектно-сметной документации - проектная организация.

3.2.5. В случае выполнения научно-исследовательских и опытно-эксплуатационных работ в процессе проектирования и строительства в материалах рабочего проекта должен приводиться их перечень.

3.2.6. Рабочие проекты должны разрабатываться без излишней детализации, в минимальном объеме и составе, достаточном для выполнения проектных решений, определения объемов работ, потребности в оборудовании, конструкциях и материалах, сметной стоимости строительства скважин.

3.2.7. Изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему допускаются по согласованию между заказчиком и проектировщиком, а если эти изменения (отклонения, дополнения) относятся к вопросам противофонтанной безопасности, то и с участием противофонтанной службы. Принимаемые изменения не должны снижать надежность объекта и безопасность работ. Исключения составляют лишь аварийные ситуации, когда решение об изменении проекта принимает руководство бурового предприятия с последующим уведомлением заказчика и проектной организации.

3.2.8. Контроль за исполнением рабочих проектов возлагается на заказчика и проектную организацию.

3.3. Ввод буровых установок в эксплуатацию

3.3.1. Бурение скважины на смонтированной буровой установке может быть начато после проверки готовности всего оборудования и наличия укомплектованной буровой бригады по решению комиссии по приемке буровой установки.

Состав комиссии определяется приказом по предприятию. В работе комиссии принимает участие представитель Госпроматомнадзора.

Комиссия составляет "Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки" (приложение 2), в котором представитель Госпроматомнадзора дает разрешение на пуск.

Предприятие обязано представить приемочной комиссии для ознакомления геолого-технический наряд, основную техническую документацию на буровое оборудование, а также акты об испытаниях, проведенных по окончании строительно-монтажных работ (приложения 3, 4) на электрооборудование и заземляющие устройства в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов по электробезопасности.

Пусковая документация должна храниться на буровой. В случае неявки представителя Госпроматомнадзора комиссия правомочна разрешить бурение скважины, оформив акт о вводе в эксплуатацию буровой установки.

3.3.2. До ввода буровой установки в эксплуатацию все оборудование должно быть опробовано без нагрузки под руководством механика и электромеханика. Результаты опробования оформляются соответствующим актом.

3.4. Эксплуатация бурового оборудования и инструмента

3.4.1. В процессе эксплуатации буровую вышку, кронблоки, подкронблочные балки вышек и мачт, основания вышечного блока должны осматривать не реже одного раза в 2 месяца механик и буровой мастер.

Кроме того, состояние вышки и основания должно проверяться в следующих случаях:

а) перед спуском обсадной колонны;

б) перед началом и после окончания ловильных работ, требующих расхаживания прихваченной колонны труб;

в) после сильного ветра со скоростями: для открытой местности - 15 м/с, для лесной и таежной местности или когда вышка сооружена в котловане - 21 м/с;

г) после открытых фонтанов и выбросов.

До начала и после окончания передвижения вышки основание и вышка проверяются с участием представителя вышкомонтажного управления (цеха).

Результаты проверки технического состояния вышки оформляются актом (приложение 5) за подписями работников, производивших осмотр.

Поврежденные детали вышки и основания должны быть восстановлены или заменены до возобновления работ. Основные ремонтные работы должны фиксироваться в техническом паспорте оборудования.

3.4.2. Через 7 календарных лет вышка должна осматриваться комиссией специалистов буровых и вышкомонтажных организаций и при заключении о ее пригодности к дальнейшей эксплуатации подвергаться испытанию на грузоподъемность. При положительных результатах испытания комиссией устанавливается срок дальнейшей эксплуатации вышки, но не более 5 лет.

В дальнейшем эксплуатация вышки может быть разрешена еще на 3 года, но только после ее полной разборки с ревизией всех узлов и элементов, отбраковкой и заменой части из них, не пригодной к дальнейшей эксплуатации, сборкой и последующим испытанием. При эксплуатации вышки свыше 7 лет она должна ежегодно осматриваться комиссией с составлением акта о ее техническом состоянии и заключении о пригодности вышки к дальнейшей эксплуатации.

3.4.3. Крепление всех приспособлений, устройств, устанавливаемых на вышке, не должно допускать самопроизвольных раскреплений и их падения.

3.4.4. При перерывах в работе тормозной рычаг лебедки должен быть зафиксирован стопорным тормозом лебедки или при помощи груза, подвешенного на тросу и расположенного под полом буровой.

3.4.5. При полном торможении лебедки рукоятка тормозного рычага должна отстоять от пола площадки бурильщика на расстоянии 80 - 90 см.

3.4.6. Для свинчивания труб и выполнения вспомогательных работ буровая установка должна иметь вспомогательную лебедку или фрикционную катушку. В последнем случае на буровой лебедке должен иметься ролик для направления каната на катушку.

3.4.7. При работе на вспомогательных лебедках и катушках буровых лебедок должны соблюдать следующие требования:

а) вес поднимаемого груза не должен превышать допускаемой нагрузки на канат и паспортной грузоподъемности на лебедку или катушку;

б) поднимаемый (перемещаемый) груз должен быть виден работающему на лебедке (катушке) или работа должна производится по сигналу второго рабочего (сигнальщика);

в) освобождать вытягиванием лебедкой или катушкой защемленные грузом съемные грузозахватные приспособления запрещается;

г) при подаче сигнала "стоп" любым лицом следует остановить лебедку (катушку) и после прекращения движения груза выяснить причину подачи сигнала;

д) высота подъема груза не должна превышать высоты стояка.

3.4.8. При работе на фрикционной катушке противовес якорного каната должен перемещаться в направляющей трубе или на натянутом вертикальном канате в безопасном для работы буровой бригады месте.

Длина направляющей трубы или каната должна быть больше, чем длина наматываемой части каната.

Передвижение противовеса по направляющей трубе или канату должно быть свободным.

Тормозные ленты должны быть отрегулированы так, чтобы исключить возможность самовключения катушки и самопроизвольного опускания поднятого груза.

3.4.9. Буровая установка должна быть укомплектована:

блокирующими устройствами по предупреждению включения ротора при поднятых клиньях;

отключателем привода лебедки при перегрузке талевой системы;

ограничителем высоты подъема талевого блока (противозатаскиватель). Противозатаскиватель талевого блока под кронблок должен устанавливаться так, чтобы после его срабатывания талевый блок останавливался от кронблока на расстоянии не менее 2 метров. Исправность противозатаскивателя проверяется ежесменно путем внешнего осмотра и на его срабатывание. Производство каких-либо работ, связанных с перемещением талевой системы без противозатаскивателя запрещается.

3.4.10. Шланг для нагнетания промывочной жидкости должен быть обмотан стальным мягким канатом с петлями через каждые 1,0 - 1,5 м по всей длине шланга.

Один конец каната следует крепить к ноге вышки, а другой к верхней горловине вертлюга.

3.4.11. Работы по установке ведущей трубы в шурф и УБТ (утяжеленных бурильных труб) за палец должны быть механизированы.

3.4.12. Ходовой и неподвижный конец талевого каната не должны касаться элементов вышки.

3.4.13. Буровая установка должна иметь щит с приборами контроля за работой механизмов и ведением технологических процессов. Приборы, установленные на щите, должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

3.4.14. Работы на приемном мосту буровой, по затаскиванию и выбросу труб, а также по ремонту буровых насосов должны быть механизированы. Для захвата подтаскиваемых в буровую бурильных и обсадных труб, а также других тяжестей должны применяться двурогие крюки или крюки с предохранительной защелкой.

3.4.15. Буровой насос должен иметь предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем на 10 процентов рабочее давление насоса при соответствующем диаметре цилиндровых втулок.

Примечание. В любом случае давление срабатывания предохранительного устройства должно быть в 1,5 раза меньше давления опрессовки нагнетательной линии.

3.4.16. Предохранительное устройство насоса должно монтироваться в обвязке насоса до места установки задвижки и иметь сливную трубу, прокладываться прямолинейно и надежно закрепляться.

Конструкция предохранительного устройства должна обеспечивать надежное срабатывание при установленном давлении независимо от длительности контакта с химически обработанным буровым раствором и при отрицательных температурах воздуха.

3.4.17. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать: возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины; полный слив жидкости и продувку нагнетательного трубопровода сжатым воздухом. Горизонтальная часть нагнетательного трубопровода должна иметь уклон 3 градуса в сторону насосного блока.

3.4.18. На нагнетательном трубопроводе насосов устанавливается пусковая задвижка с дистанционным управлением, позволяющая пускать буровые насосы без нагрузки с постепенным выводом их на рабочий режим.

Выкид от пусковой задвижки должен быть прямолинейным и надежно закреплен с уклоном в сторону слива. Пуск в ход насосов при закрытых пусковых задвижках запрещается.

3.4.19. На нагнетательном трубопроводе бурового насоса должен быть манометр, смонтированный на устройстве, гасящем колебания стрелки прибора и исключающем засорение его буровым раствором.

Если два и более насоса работают в один нагнетательный трубопровод, разрешается иметь для них в насосном помещении один общий манометр.

3.4.20. На буровых насосах должны устанавливаться компенсаторы давления, ограничивающие колебания давления в нагнетательном трубопроводе не более 12 процентов. Рабочее давление компенсатора по паспорту должно быть не менее максимального рабочего давления, создаваемого насосом.

3.4.21. Запрещается эксплуатация буровых насосов, оборудованных пневмокомпенсаторами с предварительным сжатием при давлении в компенсаторах ниже установленного паспортом.

3.4.22. При наполнении пневматических компенсаторов нейтральным газом должны быть приняты меры, исключающие возможность попадания в полость компенсаторов масел и других горючих веществ.

Перед разборкой компенсаторов из них должен быть выпущен газ и давление в компенсаторе снижено до атмосферного.

3.4.23. Пневматические компенсаторы должны иметь:

а) приспособления для проверки давления сжатия;

б) над вентилем для закачки и выпуска газа должен быть предохранительный колпак.

3.4.24. Задвижки с невыдвижными шпинделями на нагнетательном трубопроводе должны иметь указатели "Закрыто", "Открыто".

3.4.25. Нагнетательный трубопровод буровых насосов должен подвергаться гидравлическому испытанию на полуторакратное максимальное рабочее давление, предусмотренное геолого-техническим нарядом скважины. Испытания проводятся перед пуском в эксплуатацию насосов, а также после каждого ремонта обвязки. Результаты испытания оформляются актом (приложение 3).

Испытание нагнетательных линий буровыми насосами запрещается.

3.4.26. Пневматическая система должна иметь обратные клапаны, реле (регулятор) давления, фильтры для очистки, масловлагоотделители и воздухосборники.

Воздухосборники должны быть оборудованы манометром и спускным краном и иметь предохранительный клапан. Давление настройки предохранительных клапанов должно быть равно рабочему давлению в сосуде или превышать его, но не более чем на 15 процентов.

3.4.27. Воздухосборник должен монтироваться в отдельном блоке привышечного помещения. Конструкция блока должна предусматривать защиту воздухосборника от атмосферных осадков и обеспечивать возможность осмотра, ремонта и очистки его с внутренней и наружной сторон.

Воздухосборник подвергается техническому освидетельствованию после первичного монтажа его в отдельном блоке и в последующем в сроки, определяемые Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Перемещение воздухосборника совместно с блоком на другой объект демонтажом воздухосборника не является и внеочередное освидетельствование в этом случае не проводится.

3.4.28. Применение резинотканевых шлангов на участке от компрессора до воздухосборника пневматической системы не допускается, если это не предусмотрено заводом-изготовителем.

3.4.29. Воздухопроводы пневматической системы должны прокладываться таким образом, чтобы не мешать обслуживающему персоналу и исключать возможность их повреждения. Провисание воздухопроводов не допускается.

3.4.30. Пневматическая система буровой установки (краны, трубопроводы, сосуды) после монтажа должна спрессовываться воздухом на давление, равное 1,25 от рабочего давления, но не менее чем на 3 кгс/кв.см выше рабочего давления.

Результаты испытания оформляются актом.

3.4.31. Площадка для установки свечей бурильных труб (подсвечник) при ручной установке их должна быть расположена на высоте не более 0,5 м от уровня пола.

Конструкция подсвечника должна обеспечивать свободное стекание бурового раствора из установленных на нем свечей бурильных труб.

3.4.32. Разница в длинах свечей бурильных труб допускается не более 0,75 м, причем свечи минимальной длины должны выступать над перилами стационарной люльки не менее чем на 0,5 м, а максимальной - не более чем на 1,25 м.

В случае невозможности выполнения этого требования вышка должна оборудоваться передвижной люлькой верхового рабочего. Перед пуском вновь смонтированной люльки необходимо провести эксплуатационные испытания.

3.4.33. На вышке в удобном месте должны быть устройства для надежного прикрепления подвесных буровых ключей.

3.4.34. Машинные ключи для бурильных и обсадных труб должны быть подвешены на металлических канатах в горизонтальном положении и уравновешены свободно двигающимися контргрузами. Подвесной канат не должен иметь дефектов.

3.4.35. Контргрузы машинных ключей должны располагаться под полом буровой или с наружной стороны вышки (за обшивкой). Они должны быть ограждены или перемещаться в направляющих.

3.4.36. Ротор должен быть зафиксирован от продольного перемещения. Запрещается вращать ротор при поднятых клиньях.

3.4.37. Оборудование для приготовления, утяжеления раствора и обработки его химическими реагентами должно быть обеспечено механизмами для подачи глины, утяжелителя и реагентов к месту загрузки.

3.4.38. Загрузочный люк оборудования, применяемого для приготовления, утяжеления и обработки раствора, должен быть закрыт металлической решеткой с отверстиями не более 15 x 15 см и иметь надежный запор.

Во время работы глиномешалки запрещается при помощи ломов и других предметов проталкивать глину, утяжелители и другие материалы в загрузочный люк.

3.4.39. При остановке глиномешалки для ремонта привод ее должен быть отключен, ремни передачи сняты со шкива, а на пусковом устройстве глиномешалки вывешен плакат "Не включать! Работают люди". Гидромониторы гидромешалки должны иметь безопасное соотношение плеч водила и сопла и иметь стопорное устройство для нерабочего состояния. Шарниры гидромонитора не должны иметь реактивного момента. Циркуляционная система оборудуется гидромониторами с ограничителями для движения, обеспечивающими вытекание струи жидкости на отметку не выше 600 мм от верхней кромки резервуаров.

3.4.40. Подачу жидкости во вспомогательный напорный трубопровод циркуляционной системы следует производить при открытых задвижках гидромониторов.

3.4.41. После монтажа вспомогательного напорного трубопровода циркуляционной системы он должен быть опрессован давлением, в 1,5 раза превышающим рабочее давление. Результаты опрессовки оформляются актом.

3.4.42. Напорный трубопровод циркуляционной системы должен быть снабжен предохранительным устройством, срабатывающим при превышении номинального давления не менее чем на 10 процентов.

3.4.43. Нагнетательный трубопровод буровых насосов и вспомогательный напорный трубопровод циркуляционной системы должны иметь устройство для продувки их сжатым воздухом во избежание образования ледяных пробок.

3.5. Спуско-подъемные операции

3.5.1. При подъеме инструмента следует наблюдать за показаниями индикатора веса. В случае появления затяжек не допускается расхаживание инструмента при нагрузках, превышающих максимально допустимую нагрузку на вышку и талевую систему.

3.5.2. При спуске бурильной колонны вспомогательный тормоз лебедки (гидродинамический или другого типа) должен включаться в работу по достижении веса колонны, указанного в характеристике буровой установки. Работа без вспомогательного тормоза при этом запрещается. Включение и выключение кулачковой муфты вспомогательного тормоза буровой лебедки на ходу запрещаются.

3.5.3. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).

3.5.4. Поверхность ротора и пол буровой вышки при спуско-подъемных операциях необходимо систематически очищать от попадающего бурового раствора.

3.5.5. Для раскрепления резьбовых соединений труб на буровой установке должен устанавливаться пневмораскрепитепь.

Работа пневмораскрепителя без поворотного направляющего ролика не допускается.

Тяговый канат должен крепиться к штоку пневмораскрепителя канатной втулкой, заплеткой или тремя зажимами. Крепление узлом запрещается.

3.5.6. Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. Раскрепление бурового инструмента путем отбивок ротором запрещается.

3.5.7. Для навинчивания и отвинчивания долот должны применяться специальные приспособления, изготовленные в виде вкладыша в ротор. Навинченное долото должно крепиться машинным ключом при застопоренном роторе.

Крепить и раскреплять долота при помощи ротора запрещается. При подтаскивании долот следует применять колпачки.

3.5.8. Запрещается работать неисправными машинными ключами, а также ключами, размер которых не соответствует диаметру бурильных или обсадных труб.

3.5.9. Машинный ключ должен иметь страховой канат. Страховые канаты должны быть надежно закреплены заплеткой или тремя зажимами. Расстояние между зажимами должно быть не менее шести диаметров каната.

Страховой канат должен быть длиннее натяжного (рабочего) на 15 - 20 см.

3.5.10. При перемещении подвесного бурового ключа к центру скважины его следует придерживать руками.

3.5.11. Запрещается свинчивать и развинчивать бурильные и обсадные трубы пеньковым или стальным канатом при помощи катушки буровой лебедки без применения кругового ключа или канатодержателя.

3.5.12. Расположение автоматического бурового ключа на рабочей площадке должно обеспечивать возможность проведения спуско-подъемных операций и с помощью машинных ключей.

3.5.13. Автоматический ключ должен управляться дистанционно со специального пульта, на котором указывается схема работы ключа.

3.5.14. Взаимное расположение автоматического ключа и пульта управления на рабочей площадке буровой должно обеспечивать удобство наблюдения за работой ключа.

3.5.15. При спуско-подъемных операциях запрещается:

находиться в радиусе (зоне) действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

пользоваться перевернутыми элеваторами при перемещении бурильных или обсадных труб в зоне рабочей площадки буровой и приемного моста;

подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений или отводного крючка;

находиться людям на столе ротора при работе талевой системы.

3.5.16. Подводить машинные или автоматические ключи к колонне бурильных или обсадных труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

3.5.17. Находящиеся на полатях крючки и другие приспособления для завода и установки свечей за палец должны привязываться пеньковым или оцинкованным канатом к элементам вышки.

Запрещается оставлять на полатях предметы не привязанными.

3.5.18. При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных и обсадных труб раскачивание талевой системы не допускается.

3.5.19. При отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока под кронблок, ограничителя нагрузки на вышку или талевую систему, неисправности оборудования, инструмента, а также при неполном составе вахты, скорости ветра более 15 м/сек и потери видимости при тумане и снегопаде проводить спуско-подъемные операции запрещается.

3.5.20. По окончании спуско-подъемных операций и при вынужденных остановках необходимо закрыть входной кран пневмолинии пульта АКБ, выпустить оставшийся сжатый воздух в пневмолинии за пультом и в пневмооборудовании ключа, а ручки управления ключом зафиксировать в нейтральном положении.

При длительных перерывах в работе с ключом производится дополнительное перекрытие подачи сжатого воздуха к пневмосистеме пульта путем перекрытия второго крана, расположенного на пневмолинии, с вывешиванием соответствующего предупредительного плаката.

3.5.21. Если автоматический буровой ключ не отведен в нейтральное положение, подъем или спуск очередной бурильной свечи запрещается.

3.5.22. Сборка УБТ и турбобуров должна проводиться с помощью хомутов и патрубков или специальных элеваторов. Применение хомутов при сборке УБТ и турбобуров на высоте более 1 м от стола ротора запрещается.

3.5.23. Элеватор должен иметь замок, исключающий самопроизвольное открывание его створок. Конструкция элеватора должна исключить возможность выпадения штропов из проушин или предусматривать применение для этой цели приспособления (шпильки и др.). Шпильки должны иметь длину, равную высоте элеватора, головки обтекаемой формы и привязываться к штропам.

3.5.24. Ведущая бурильная труба (квадрат), отсоединенная от колонны бурильных труб, должна устанавливаться в шурф. Верхняя часть шурфовой трубы должна возвышаться над уровнем пола на 50 - 80 см. Устанавливать ведущую трубу в шурф следует только с помощью специальных приспособлений (автозатаскивателя, желоб и др.). Запрещается затаскивать ведущую трубу в шурф вручную и при помощи шпилевой катушки.

Запрещается устанавливать ведущую трубу в шурф при нахождении на ней разъемных роторных вкладышей.

3.6. Крепление скважин

3.6.1. Перед спуском колонны обсадных труб в скважину необходима комиссионная проверка всего наземного оборудования. Обнаруженные неисправности должны быть устранены до спуска обсадной колонны.

3.6.2. Спуск обсадных колонн разрешается только при наличии у бурового мастера утвержденного плана этой операции.

3.6.3. Подача обсадных труб со стеллажей на мостки буровой установки должна производиться с помощью грузоподъемных механизмов. Допускается в исключительных случаях скатывание труб со стеллажей.

3.6.4. Запрещается рабочим находиться у нижнего конца обсадной трубы или сбоку на козырьке приемного моста при затаскивании трубы в буровую, а также на пути движения трубы при скатывании последней со стеллажей.

3.6.5. Во избежание удара обсадной трубы о ротор при ее подъеме с мостков использовать в качестве амортизатора канат в "воротах буровой".

3.6.6. Свинчивание обсадных труб производить механическими ключами. Допускается свинчивание стальным канатом диаметром не менее 12 мм через катушку-лебедку, при этом должны быть приняты меры, предотвращающие попадание рук рабочих между обсадной трубой и канатом.

3.6.7. В случае невыхода шаблона из обсадной трубы запрещается заглядывать в нижний торец последней.

3.6.8. До начала работ по цементированию скважины около буровой должна быть подготовлена площадка для цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и другого необходимого оборудования.

3.6.9. Цементировочная головка до ее установки на колонну должна быть опрессована на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании скважин, но не более пробного давления, указанного в паспорте колонной головки.

3.6.10. Все линии от цементировочных агрегатов к головке до начала цементирования опрессовываются на полуторакратное максимальное давление, ожидаемое в данной скважине. Давление опрессовки выдерживается в течение трех минут.

3.6.11. Предохранительный клапан цементировочного агрегата должен срабатывать при превышении номинального давления не менее чем на 3,5 процента.

3.6.12. Скважину разрешается цементировать при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.

3.6.13. Цементирование скважин должно производиться в дневное время. При вынужденном цементировании в вечернее или ночное время площадка для цементировочных агрегатов должна иметь освещенность не менее 25 лк. Каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.

3.6.14. Во время цементирования скважины запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.

3.6.15. В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности их отъезда в сторону в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:

от устья скважины до блок-манифольдов - не менее 10 м от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 м, между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м.

3.6.16. Ремонт шнеков и других вращающихся элементов цементосмесительных агрегатов, а также очистка их смесительных коробок должны производиться при остановленном двигателе, запрещается в это время находиться в кабине водителю и кому-либо из обслуживающего персонала.

3.7. Испытание колонн на герметичность

3.7.1. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой: заполнением их от устья до 20 - 25 метров водой, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

3.7.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой давлением с предварительной заменой бурового раствора на воду.

Эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня воды на 1500 - 2000 м в зависимости от пластового давления в продуктивных горизонтах.

3.7.3. При испытании колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 процентов возможное давление, возникающее при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов в процессе опробования и эксплуатации скважин.

3.7.4. Кондуктор и промежуточные колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10 - 20 м выше башмака.

3.8. Освоение и испытание скважин после бурения

3.8.1. Испытание поисково-разведочных и эксплуатационных скважин после бурения производится с целью определения характера насыщения, коллекторских свойств пластов и оценки промышленных запасов нефти и газа.

3.8.2. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты, если техническое состояние их отвечает следующим требованиям:

высота подъема цементного раствора за колоннами отвечает проекту и требованиям охраны недр;

эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой и является герметичной;

устье скважины и наземные коммуникации оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

установлена емкость для сбора флюида, а при необходимости - сепаратор. Применение гибких рукавов в обвязке устья, сепаратора и емкостей запрещается.

3.8.3. Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина должна быть заполнена буровым раствором с плотностью соответствующей плотности раствора в процессе бурения и исключающей фонтанирование скважины.

3.8.4. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины, не допуская его снижения.

3.8.5. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на пробное давление, а после установки - давление опрессовки эксплуатационной колонны.

3.8.6. Комплекс работ по освоению скважин должен обеспечивать качественное вскрытие пластов, сохранение или повышение проницаемости призабойной зоны, проведение гидродинамических исследований и охрану недр и окружающей среды.

3.8.7. Вызов флюида из пласта производится путем:

создания необходимых депрессий, которые достигаются заменой бурового раствора на раствор меньшей плотности или техническую воду, при этом разница в плотности заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/куб.см;

использования пенных систем.

3.8.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха разрешается при совместной прокачке воды, а также при снижении уровня с помощью пусковых муфт.

3.8.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, опрессованных на давление:

опрессовки эксплуатационной колонны в разведочных скважинах;

на 10% превышающее ожидаемое на устье в эксплуатационных скважинах.

3.8.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается главным инженером и главным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком.

3.8.11. Мастерами по освоению ежедневно составляется рапорт о выполненных работах.

IV. ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

4.1. Общие положения

4.1.1. Объекты добычи нефти и газа должны быть классифицированы по категориям взрывопожароопасности.

4.1.2. Устья действующих и бездействующих скважин должны быть герметизированы и иметь номер скважины. Устья законсервированных и ликвидированных скважин должны быть оборудованы в соответствии с техническим нормативным правовым актом.

4.1.3. Находящиеся в консервации эксплуатационные (нефтяные, газовые), водозаборные, нагнетательные и другие скважины, которые могут быть затоплены, должны иметь ограждение и обозначение.

4.2. Проектирование обустройства нефтяных и газовых месторождений

4.2.1. Проект обустройства нефтяного и газового месторождения должен пройти независимую экспертизу и обеспечить современную технологию и защиту обслуживающего персонала и населения от последствий аварий.

Проектом должны предусматриваться:

4.2.1.1. Максимальная автоматизация объектов, исключающая необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающая полноту информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом.

4.2.1.2. Система неразрушающего и дистанционного контроля несущих конструкций и антикоррозионной защиты оборудования и трубопроводов.

4.2.1.3. Многоуровневая система блокировок сигнализации и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций.

4.2.1.4. Составление плана действия персонала в аварийной ситуации на каждом объекте.

4.2.1.5. Герметизированная система сбора и транспортирования с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов.

4.2.1.6. Резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов, обеспечивающие локализацию аварий, пожара, загазованности и восстановление устойчивой работы объектов.

4.2.1.7. Проектирование и строительство резервуаров для нефти, нефтепродуктов и конденсата должно проводиться в соответствии с действующими нормами с выполнением расчетов на теплоизлучение в случае их загорания.

4.2.1.8. Выкидные линии скважин, нефтегазосборные коллекторы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, конденсата до дожимных насосных установок, установок подготовки нефти, компрессорных станций проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями действующих норм с учетом перспективного развития месторождения.

4.3. Фонтанная эксплуатация скважин

4.3.1. Обсадные колонны нефтяных и газовых скважин должны быть обвязаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, принимаемое по установленной норме. Опрессовка колонной головки на пробное давление должна производиться до установки на устье. Результаты испытаний оформляются актами.

4.3.2. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Результаты опрессовки оформляются актом.

4.3.3. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на давление, допускаемое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

4.3.4. Эксплуатация фонтанной скважины должна осуществляться только после установки фонтанной арматуры, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при работе скважин.

4.3.5. Фонтанная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться с колонным комплектом крепежных и уплотнительных элементов, предусмотренных техническими условиями заводов-изготовителей.

4.3.6. Для контроля за буферным давлением и давлением в затрубном пространстве на арматуре фонтанных скважин должны устанавливаться трехходовые краны для монтажа переносных и стационарных манометров.

4.3.7. Снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовика.

4.3.8. Выкидные нефтепроводы от фонтанных скважин должны прокладываться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой. Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры.

4.3.9. Под выкидными нефтепроводами от фонтанных скважин, расположенных на высоте, должны быть установлены надежные опоры, предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта, а также вибрацию от ударов струи.

4.3.10. Замерзшие обвязки фонтанных арматур, аппаратов, а также выкидных нефтелиний, находящихся под давлением, должны отогреваться паром или горячей водой.

4.3.11. В случае производства технологических операций, требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

4.3.12. При эксплуатации скважин с температурой на устье свыше 200 °C должна применяться соответствующая фонтанная арматура по конструкции и термостойкости, обеспечивающая безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

4.3.13. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочей среды 80 °C и более, должны устанавливаться температурные компенсаторы.

4.3.14. Устье фонтанных скважин должно быть оборудовано приспособлениями, позволяющими вести контроль за межколонным давлением и выполнять другие технологические операции.

4.3.15. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и смена деталей фонтанной арматуры под давлением запрещается.

4.4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами

4.4.1. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключить соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.

4.4.2. Для обслуживания электропривода и тормоза станка-качалки устанавливается площадка с ограждением.

4.4.3. Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать продукцию скважины, производить контроль за давлением в трубном и затрубном пространстве, а также приспособлениями, обеспечивающими проведение технологических обработок штангового оборудования.

4.4.4. Верхний торец сальникового устройства не должен возвышаться над рабочей площадкой более чем на 1,25 м.

4.4.5. При набивке уплотнения сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом. Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.

4.4.6. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 0,2 м.

4.4.7. Противовес станка-качалки может устанавливаться на балансире только после соединения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком.

4.4.8. Противовесы балансира станка-качалки должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.

4.4.9. Соединение подвески с сальниковым штоком должно осуществляться с помощью специального приспособления.

4.4.10. Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы шкива.

4.4.11. При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма на сальниковый шток устанавливается зажим, а шатун надежно крепится к стойке или раме станка-качалки.

4.4.12. Перед пуском в работу станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор не заторможен, ограждение установлено, снят зажим с сальникового штока, а в опасной зоне отсутствуют люди.

4.4.13. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться плакат "Не включать! Работают люди".

4.4.14. На скважинах с автоматическим и дистанционным пуском станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический". Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

4.5. Эксплуатация скважин установками центробежных, диафрагменных, винтовых погружных насосов

4.5.1. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных, диафрагменных и винтовых электронасосов, осмотр и наладку его должен производить электротехнический персонал. Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) разрешается только пуск и остановка погружных центробежных, диафрагменных и винтовых насосов.

4.5.2. На выкидных нефтелиниях скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, диафрагменными, винтовыми насосами, устанавливается обратный клапан. Допускается установка обратного клапана в насосно-компрессорных трубах над насосом.

4.5.3. При длительных перерывах в работе напряжение должно быть снято со всей установки погружного центробежного, диафрагменного или винтового насоса.

4.5.4. Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и обеспечивать пропуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан, глушение скважины и проведение исследовательских работ.

4.5.5. Проходное отверстие для силового кабеля в фонтанной арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

4.5.6. Силовой кабель должен иметь соответствующую изоляцию, обеспечивающую защиту от поражения электрическим током и заземление.

4.5.7. Система замера дебита скважины, пуска, остановки должна иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

4.5.8. Станции управления работой погружных центробежных, винтовых и диафрагменных насосов должны комплектоваться приборами контроля за нагрузкой электродвигателя, а также контролем за изоляцией системы "двигатель - силовой кабель".

4.5.9. Ствол скважины, в которую электропогружной центробежный, винтовой или диафрагменный насос спускается впервые, или при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями Инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

4.6. Испытание и исследование скважин

4.6.1. Газовые, нефтяные и газоконденсатные скважины должны испытываться по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия. В плане должен быть указан допустимый предел снижения давления, гарантирующий от смятия эксплуатационную колонну.

4.6.2. Испытание скважины должно производиться в дневное время под руководством ответственного лица из числа специалистов и с соблюдением действующих инструкций.

4.6.3. Перед началом работ по испытанию скважины должно быть проверено наличие акта об опрессовке на прочность и герметичность фонтанной арматуры.

4.6.4. На центральной задвижке фонтанной арматуры должен быть установлен штурвал со штоком длиной не менее 10 м, направленный в сторону, противоположную направлению струи. Штурвал должен быть защищен навесом, а подход к нему - свободен. Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели "Открыто", "Закрыто".

4.6.5. Для испытания скважины, оборудованной фонтанной арматурой тройникового типа, должна прокладываться от нижней струны арматуры линия, предназначенная для установки диафрагменного измерителя критического течения (прувера), а от верхней струны - продувочная линия. Если фонтанная арматура крестового типа, то от одной струны должна быть проложена пруверная линия, а от другой - продувочная. Пруверная и продувочная линии должны быть опрессованы на полуторакратное максимальное давление, ожидаемое при испытании скважин. Результаты опрессовки оформляются актом.

4.6.6. Пруверная линия должна быть укреплена не менее чем на двух опорах, одна из которых устанавливается на конце линии у прувера.

4.6.7. Пруверная линия должна состоять из одной насосно-компрессорной трубы длиной 6 - 8 м и диаметром не менее диаметра арматуры. Труба должна быть прямолинейной и установлена строго горизонтально.

4.6.8. Манометры для измерения давлений в прувере и затрубном пространстве должны быть регистрирующими, установлены на общем щите, вынесенном в безопасное и удобное для наблюдения место.

4.6.9. Для смены диафрагм и наблюдения за показаниями термометра около прувера должна быть сооружена площадка с лестницей.

4.6.10. Продувочная линия должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со штуцером. Продувочные линии должны быть надежно укреплены хомутами к якорям.

4.6.11. Фонтанная арматура в случаях, когда ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность ее раскачивания, должна быть укреплена анкерными болтами и оттяжками. При отсутствии вышки оттяжки должны крепиться к специальным якорям, заглубленным в грунт.

4.6.12. На время испытания на всех дорогах, проходящих вблизи скважины или идущих к ней, на расстоянии не менее 250 м (в зависимости от направления и силы ветра) должны быть выставлены посты и установлены предупредительные знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня.

4.6.13. При продувке скважины и производстве замеров двигатели автомобилей, тракторов и другой техники, находящихся возле скважины, должны быть заглушены, а топки котлов потушены.

4.6.14. Открывать и закрывать задвижки фонтанной арматуры должны двое рабочих под непосредственным руководством ответственного работника из числа специалистов. Задвижки на пруверной и продувочной линиях следует открывать плавно и медленно.

4.6.15. Перед открытием задвижки на одной из струн все работающие, кроме находящихся у задвижек, должны быть удалены от устья скважины, пруверной и продувочной линий на безопасное расстояние.

4.6.16. Снимать показания термометра разрешается только после полного открытия задвижки на пруверной линии.

4.6.17. Перед началом исследования следует открыть все задвижки на арматуре выше трубной головки, за исключением крайних задвижек на струнах.

4.6.18. Для замеров и продувки следует пользоваться только крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью. При смене диафрагм следует открывать задвижку на продувочной линии и одновременно закрывать задвижку на пруверной линии. Работа через не полностью открытую задвижку запрещается.

4.6.19. Запрещается подходить к пруверу со стороны диафрагмы во время истечения струи газа, а также при внезапном прекращении ее.

4.6.20. Манометры должны устанавливаться на стальных трехходовых кранах или на игольчатых вентилях.

4.6.21. Шланговый кабель эхолота должен подключаться к электросети посредством штепсельного соединения.

4.6.22. До присоединения регистратора эхолота к электросети его следует заземлить. В качестве заземляющего проводника должна быть использована отдельная жила гибкого медного кабеля сечением не менее 1,5 кв.мм, присоединяемого к заземляющему устройству.

4.6.23. Перед эхометрированием необходимо снизить давление в эксплуатационной колонне до атмосферного.

4.6.24. Запрещается работа с эхолотом от электросети напряжением 220 В во влажных местах и в сырую погоду без диэлектрических бот или галош.

4.6.25. При подключении волномера, эхолота к устьевой арматуре запрещается производить монтаж в случае, если:

неисправно, либо загрязнено твердыми нефтяными отложениями место подключения волномера;

не полностью закрыто либо неисправно (пропускает газ) крановое (вентильное устройство), разъединяющее затрубное пространство скважины с атмосферой;

повреждены или не полностью закручены резьбовые соединения волномера;

не отстегнуты ремни крепления сильфона.

4.6.26. Перед началом работ волномер должен быть опрессован на полуторакратное рабочее давление.

4.6.27. Наружный диаметр уплотнительного резинового кольца волномера после его установки в канавку должен превышать диаметр цилиндра на 0,4 - 1,0 мм.

4.6.28. Сдвиг втулок при создании импульса необходимо производить жесткой тягой-толкателем длиной 1,5 м; тяга-толкатель перед производством импульса должна быть надежно прикреплена к ручке волномера.

4.6.29. При создании импульса необходимо находиться в безопасной зоне с тыльной стороны волномера, за угловым вентилем.

4.6.30. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых соединений волномера. При износе и повреждении резьбовых соединений его эксплуатация запрещается.

4.6.31. Пороховая хлопуша эхолота должна иметь сетку-пламегаситель, установленную между патрончиком с ударником и отверстием для подключения к скважине.

4.6.32. В помещении, где производится зарядка гильз эхолота, запрещается курить, применять открытый огонь и находиться лицам, непосредственно не связанным с этой работой.

4.6.33. Перед началом динамометрирования включенный в подвеску динамограф следует прикрепить к канатной подвеске цепочкой динамографа.

4.6.34. При исследовании фонтанных, насосных и компрессорных скважин лебедку для глубинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать глубинные приборы при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время подъема глубинного прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

4.6.35. Глубинные измерения в работающих фонтанных, насосных и компрессорных скважинах допускаются только с применением специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимся сальником, манометром, отводом с трехходовым краном или заменяющим его устройством. Перед эксплуатацией каждый лубрикатор должен быть опрессован на полуторакратное рабочее давление и по результатам опрессовки составлен акт.

4.6.36. Для глубинных измерений в фонтанных, насосных и компрессорных скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка, отвечающая требованиям п. 1.8 настоящих Правил.

4.6.37. В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе.

4.6.38. При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

4.6.39. При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается подходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками.

4.7. Эксплуатация нагнетательных скважин

4.7.1. Арматура устья нагнетательных скважин должна выбираться в зависимости от максимального ожидаемого давления нагнетания.

4.7.2. Все нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и при необходимости пакером, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на него закачиваемого агента.

4.7.3. Арматура до установки на устье нагнетательной скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье опрессовочным давлением, допустимым для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

4.7.4. Устьевая арматура нагнетательных скважин должна позволять производить их глушение и исследование, а также вести контроль за давлениями: буферным, линейным, в затрубном и межколонном пространствах.

4.7.5. С целью исключения замерзания воды в арматуре нагнетательных скважин и системе нагнетания необходимо предусмотреть при длительных простоях полную замену рабочего агента на незамерзающую жидкость.

4.8. Работы по депарафинизации скважин, труб и оборудования

4.8.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок перед депарафинизацией труб в скважине должны быть:

оборудованы предохранительным и обратным клапанами;

опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления, но не выше давления, указанного в паспорте установки.

4.8.2. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с наветренной стороны.

4.8.3. Выхлопная труба от двигателя теплогенерирующей установки должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попадали в кабину.

4.8.4. При тепловой обработке выкидных нефтелиний от скважин не допускается применение резиновых шлангов для подачи теплоносителя.

4.8.5. При пропаривании выкидной линии запрещается нахождение людей у устья скважины и у линии.

4.8.6. Шланг для подачи пара при депарафинизации насосно-компрессорных труб, уложенных в стеллаж, должен быть оборудован специальным наконечником.

4.8.7. Розжиг парового котла, а также котла для нагрева нефти должен производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации установки.

4.8.8. Запрещается во время работы парогенераторной установки поручать обслуживающему персоналу выполнение работ, не относящихся к обслуживанию установки.

4.8.9. Депарафинизация подземного оборудования с помощью скребков должна осуществляться с применением лубрикаторов, установленных на фонтанной арматуре.

4.8.10. Спуск скребка осуществлять лебедкой с ручным или механизированным приводом.

4.8.11. Проволока, на которой производится спуск скребка, должна пропускаться через ролик, укрепленный на лубрикаторе.

4.8.12. При работе с лубрикатором должны выполняться требования пп. 4.6.34 - 4.6.39 настоящих Правил.

4.8.13. До закачки растворителей парафина в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое давление. На линии должен быть установлен обратный клапан.

4.8.14. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки растворителей в скважину. При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку растворителей парафина, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.

4.8.15. Сосуды для хранения и транспортирования растворителей парафина и запорные устройства к ним должны быть герметичными.

4.8.16. На месте работы с растворителями парафина должен быть необходимый запас воды.

4.8.17. После окончания работ по закачке растворителей парафина в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

4.9. Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти

4.9.1. Общие требования

4.9.1.1. Работы по нагнетанию в скважину кислот, химреагентов, газа, пара и других агентов с целью воздействия на призабойную зону и увеличения нефтеотдачи пласта проводятся по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего управления. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования и спецтехники, технология ведения процесса, мероприятия, обеспечивающие безопасность ведения работ, ответственный руководитель работ.

4.9.1.2. Технологические обработки скважин (закачка химреагентов, ПАВ, пара, горячей нефти и нефтепродуктов, воды и др.) в целях предотвращения отложения солей и парафина в оборудовании скважин проводятся в соответствии с инструкциями по безопасности труда для этих работ.

4.9.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

4.9.1.4. При гидравлических испытаниях оборудования и нагнетательной системы обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны.

4.9.1.5. Перед началом работ по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Отогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

4.9.1.6. Ведение работ по обработке призабойной зоны и интенсификации притока в скважинах с негерметичными колонными и заколонными перетоками запрещается.

4.9.1.7. Насосные агрегаты необходимо устанавливать не менее чем на 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие агрегаты, применяемые для выполнения технологического процесса (компрессор, парогенераторная установка ППУ и др.) должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

4.9.1.8. Технология проведения работ и исполнение агрегатов должны предусматривать меры по исключению возможности образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

4.9.1.9. Устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин должны быть герметизированы, должна обеспечиваться закрытая система сбора нефти и газа и отвод отсепарированного газа.

4.9.1.10. Управление насосным агрегатом должно осуществляться со специального пульта, оборудованного контрольно-измерительными приборами и средствами регистрации расхода и давления.

4.9.1.11. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть выведена на прием насоса.

4.9.1.12. Выхлопные трубы агрегатов должны быть снабжены искрогасителями.

4.9.2. Закачка химреагентов

4.9.2.1. Работы по закачке химреагентов должны выполняться в очках и спецодежде, стойких к воздействию химреагентов и в соответствии с требованиями Инструкции по применению данного реагента.

4.9.2.2. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:

- запас чистой пресной воды;

- нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

4.9.2.3. Остатки химреагентов должны собираться и доставляться в специально отведенное место, оборудованное для утилизации и уничтожения.

4.9.2.4. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательная система агрегата должна прокачиваться объемом инертной жидкости, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

4.9.3. Обработка скважин кислотами

4.9.3.1. Кислотная обработка скважин должна осуществляться подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия.

4.9.3.2. Емкость для хранения кислоты на базовых складах должна быть снабжена поплавковыми уровнемерами и переливными трубками для отвода избытка кислоты.

4.9.3.3. Емкости базисных складов должны быть оборудованы перекачивающими средствами для слива кислоты из цистерн и налива ее в передвижные емкости (автоцистерны).

4.9.3.4. На базовых складах кислота должна храниться в стандартных емкостях с антикоррозийным покрытием.

4.9.3.5. Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые можно снимать только во время ремонта.

4.9.3.6. Слив кислоты с емкостей (автоцистерн) должен быть механизирован.

4.9.3.7. Сосуды для хранения и транспортирования кислот и замерные устройства к ним должны быть кислотостойкими и герметичными.

4.9.3.8. На крыше мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров; у отверстий должны иметься козырьки или защитные решетки.

4.9.3.9. При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник разрешается подавать кислоту в бутылях. Для налива кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами в корзинах или специальных деревянных ящиках.

4.9.3.10. Для закачки раствора кислоты в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. На линии должен быть установлен обратный клапан.

4.9.3.11. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки раствора кислоты в скважину.

При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.

4.9.3.12. На месте работы с кислотами должен быть необходимый запас воды и других нейтрализующих средств в зависимости от вида применяемых кислот.

4.9.3.13. Запрещается производить закачку кислоты при силе ветра более 12 м/с при тумане и в темное время суток.

4.9.3.14. После окончания работ по закачке кислоты в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

4.9.4. Тепловая обработка

4.9.4.1. Парогенераторные и водогрейные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

4.9.4.2. При прокладке трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации должны соблюдаться требования Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

4.9.4.3. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

4.9.4.4. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.

4.9.4.5. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при погасании пламени в топке, а также при прекращении подачи воды.

4.9.4.6. Тепловая обработка призабойной зоны скважин производится после установки термостойкого пакера при давлении теплоносителя, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.

4.9.4.7. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от пребывания людей и техники.

При закачке теплоносителя (если установлен пакер) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.

4.9.4.8. При температуре теплоносителя более 200 °C колонна насосно-компрессорных труб должна иметь теплоизоляцию.

4.9.4.9. В необходимых случаях на устье скважины должно быть устройство, компенсирующее удлинение колонны насосно-компрессорных труб от температуры.

4.9.5. Обработка горячими нефтью, нефтепродуктами, паром

4.9.5.1. Агрегаты для подогрева нефти, нефтепродуктов и пара должны располагаться не ближе 25 м от устья скважин с подветренной стороны.

4.9.5.2. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, участвующих в технологических обработках скважин, должны быть оборудованы искрогасителями.

4.9.5.3. Агрегаты должны соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления, не имеющими сварных швов и элементов не заводского исполнения.

4.9.5.4. На нагнетательных линиях агрегатов для технологических обработок скважин должны быть установлены манометры, предохранительные и обратные клапаны.

4.9.5.5. Перед началом работ нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы давлением, равным полуторакратному от максимального рабочего в процессе обработки, но не превышающего допустимое, указанное в паспорте агрегата.

4.9.5.6. Во время опрессовки коммуникаций и при закачке горячих агентов запрещается нахождение рабочих в опасной зоне (ближе 10 м).

4.9.5.7. Розжиг топлива на агрегатах АДПМ и ППУ производить только после долива скважины до устья и восстановления устойчивой циркуляции, т.е. при поглощении жидкости скважиной и создании противодавления нагнетательной линии 20 - 30 кгс/кв.см.

4.9.5.8. Во время проведения процессов технологических обработок скважин необходимо постоянно вести контроль за давлением, температурой и расходом технологического агента, а также состоянием напорных трубопроводов и коммуникаций.

4.9.5.9. При отклонении от номинальных параметров или выявлении неисправностей необходимо остановить работы, снизить давление в напорном трубопроводе до атмосферного, выяснить причины отложений, неисправностей и после их устранения возобновить работы.

4.9.6. Гидравлический разрыв пласта

4.9.6.1. Гидравлический разрыв пласта производится под руководством ответственного специалиста по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия.

4.9.6.2. При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны.

4.9.6.3. Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 |

Архів документів Папярэдні | Наступны