Главная
страница 1страница 2страница 3 ... страница 8страница 9
Раздел 5. Строительство морских нефтегазовых сооружений

Глава 1. Требования к конструкции МНГС
138. Конструкции МНГС устойчивы к действующим на них нагрузкам в процессе транспортировки, установки на заданной точке и эксплуатации.

139. Размеры МНГС, количество скважин в кусте, расстояние между скважинами и их взаимное расположение определяется проектом.

140. Конструкция многоярусных МНГС обеспечивает расположение устьев эксплуатационных скважин и оборудования эксплуатационного комплекса на нижнем ярусе, а устьев бурящихся скважин на верхнем ярусе платформы.

141. МНГС оборудуется комплексом машин, механизмов и устройств (мостовые, стрелковые, консольно-поворотные краны и другое), обеспечивающих механизацию трудоемких процессов по перемещению грузов и оборудования в пределах МНГС.

142. Расположение технологических установок и оборудования на МНГС выполняется в соответствии с проектом.

143. Подвышечный портал размещается на МНГС так, чтобы обеспечивалась возможность обслуживания механизмов и оборудования. При этом предусматриваются удобные пути эвакуации обслуживающего персонала.

144. МНГС имеет не менее четырех посадочных площадок, расположенных с учетом возможности посадки и высадки людей с судов при ветре различного направления.

145. Конструкция МНГС не имеет консольные площадки, выступающие за габариты посадочных и причальных площадок.

146. Конструкция отбойных палов не передает нагрузки швартующихся судов посадочным площадкам МНГС.

Отбойные палы МНГС имеют амортизационные устройства, смягчающие удары, возникающие при швартовке судов обслуживания.

147. Конструкция швартовных устройств на МНГС обеспечивает швартовку судов обслуживания наибольшего водоизмещения, предусматриваемого при эксплуатации МНГС.

Размещение швартовных устройств на МНГС обеспечивает удобства обслуживания.

148. МНГС по периметру каждого яруса, имеет надежные ограждения, высотой не менее 1,2 м от пола с бортом внизу высотой 150 мм.

149. Проемы и отверстия, предусматриваемые в настилах МНГС, ограждаются или имеют люки.

150. Конструкция опорного блока МНГС имеет в верхней части места крепление вспомогательных понтонов для приведения металлоконструкции в вертикальное положение после спуска ее на воду.

151. Конструкция опорного блока имеет устройства для заполнения внутреннего объема нижних секций водой с целью перевода в вертикальное положение (в случае транспортировки их на плаву) и установки на грунт в заданной точке.

152. Водоотделяющие колонны скважин, монтируемые в заводских условиях или устанавливаемые в процессе строительства МНГС, имеют отклонения от вертикали не более 30º.

Проверка осуществляется центрируемыми наклономерами.

153. На всех ярусах МНГС предусматривается настил. В конструкции настила предусмотривается возможность сбора стекающих на настил жидкостей. Настил имеет отбортовку по всему периметру платформы, высотой 150 мм.

154. Настил подвышечной части портала выполняется из дерева, и имеет отвод стоков и блок промстоков.

155. Места сопряжения стволов бурящихся и эксплуатационных скважин, шурфовой трубы и кассет для утяжеленных бурильных труб с настилом площадки герметичные.

156. В настиле рабочей площадки у ротора предусматривается отверстие для шланга устройства против разбрызгивания бурового раствора. Отверстие закрывается съемной крышкой.

157. Металлоконструкции и блок - модули МНГС снабжаются устройствами для креплениях их к палубе краново-монтажного судна (далее - КМС) или буксируемого плавсредства.

158. Весовая характеристика блок - модулей устанавливается с учетом грузоподъемности КМС, предусмотренных для строительства МНГС.

159. В составе каждого блок - модуля предусматриваются технологические трубопроводы и коммуникации.

160. Трубопроводы блок - модулей имеют быстросъемные соединения.

161. Места стыковки отдельных блок - модулей исключают загрязнение моря, выбуренной породы, сыпучими материалами, нефтью и нефтепродуктами при эксплуатации МНГС.

162. Конструкция МНГС обеспечивает возможность демонтажа буровых блок - модулей верхнего строения платформы.

163. Конструкция блок - модулей МНГС легко монтируема (демонтируема), позволяет смену технологического оборудования с помощью грузоподъемных средств, размещенных на МНГС.

164. Крепление металлоконструкций и блок - модулей МНГС к палубе КМС или буксируемого плавсредства легко демонтируется вручную.

165. Конструкция блок - модулей имеет устройства для строповки.

166. Места размещения устройств для крепления стропов на блок-модуле и длина стропов исключают возможность задевания стропами при их натяжении оборудования и коммуникаций, смонтированных в блок - модуле.



Глава 2. Строительство морских нефтегазовых сооружений
167. Владелец обеспечивает мероприятия для недопущения ослабления структурной прочности сооружений, используемых для морских нефтяных операций, при проведении работ:

подъем и крепление;

разгрузка и первичный сплав;

сборка на плаву;

буксировка;

запуск и вертикальный подъем;

погружение в воду;

установка опор;

структурную прочность и целостность всего сооружения в целом после заключительного монтажа.

168. Для доставки, сборки бурового или нефтепромыслового оборудования готовится план организации работ содержащий:

программу доставки;

метеопрогнозы;

метод (ы) обследования морского дна на месте расположение объекта;

тип, размер и вес грузов, планируемых к поставке на объект в ходе операций на море;

способ закрепления на якоре, или с помощью балласта;

обеспечение связью;

план ликвидации аварий.

169. Работа на высоте за бортом морского объекта предусматривает монтажные люльки, страховочные приспособления. Указанные работы проводят в спасательных жилетах, в светлое время суток, при благоприятных погодных условиях и наличии спасательного судна.

170. В конструкции верхней части опорного блока предусматриваются устройства для крепления стропов, подходы к ним. Стропы заводятся до начала работ по транспортировке опорного блока.

171. Система строповки опорного блока исключает необходимость перестроповки при установки его на точку строительства.

172. Присутствие людей на транспортируемом плавсредстве в процессе спуска опорного блока не допускается.

173. Опорный блок из транспортного горизонтального положения на плаву в вертикальное переводится после удаления судов обслуживания на безопасное расстояние, указанное в проекте МНГС.

Управление приемом балласта в секции ног блока дистанционное. Дистанционное управление осуществляется с борта КМС.

174. Верхние части опорных блоков МНГС относительно друг друга устанавливаются в одной горизонтальной плоскости.

175. Отцепка опорного блока производится после надежной установки его на точке строительства и обеспечения горизонтальности верхней его части.

176. Для демонтажа вспомогательных понтонов и монтажа несущей конструкции надводной части вдоль элементов верхней панели блока предусматриваются монтажные подходы с односторонним перильным ограждением высотой 1,4 м.

177. Закрепление опорного блока осуществляется КМС, оснащенным сваебойным оборудованием.

178. После установки опорных блоков на точке, проводится подводное обследование сооружения по выявлению возможных деформаций металлоконструкции.

179. Приемка МНГС производится приемочной комиссией после монтажа и испытания оборудования бурового и технологического комплекса, установленного на МНГС.

180. Применяемые технические средства, оборудование, конструкции, приборы, материалы имеют паспорта или сертификаты и отвечают условиям и целям работ.

181. Изменения и отклонения от проекта допускаются по согласованию с заказчиком и проектировщиком, а если изменения касаются вопросов противофонтанной безопасности. Принимаемые изменения не снижают надежность объекта и безопасность работ.

Глава 3. Погрузочно-разгрузочные работы
182. Эксплуатация и техническое обслуживание кранов, используемых на море для проведения вспомогательных работ на морских объектах и при проведении операций на море, осуществляется в соответствии с Требованиями промышленной безопасности к устройству и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 21 октября 2009 года № 245.

183. Владелец разрабатывает технологический регламент по проведению работ по подъему грузов. В регламенте рассматривается контроль состояния канатов и отбраковка, работа стропальщиков и их взаимодействие с оператором крана, использование методики цветных кодов при работе с канатами.

184. По окончании погрузо-разгрузочных работ стрелы кранов убираются или располагаются, вне зоны посадки вертолета.

185. Технологический регламент предусматривает безопасную транспортировку людей с борта судна на борт морского объекта (и обратно) с помощью крана и корзины.



Раздел 6. Строительство нефтяных и газовых скважин

Глава 1. Общие требования
186. В проекте разрабатывают мероприятия по безопасности, предупреждению открытого водопроявления и фонтанирования, охране от несанкционированного воздействия на объект.

187. Строительство скважин включает основные этапы, производственные и технологические процессы, выполняемые при соблюдении Требований безопасности:

1) подготовка и выдача технического задания на проектирование;

2) разработка, экспертиза, согласование и утверждение проектной документации;

3) оформление отвода земли, топографо-геодезические изыскательские работы, регистрация объекта;

4) строительно-монтажные работы по буровой установке, зданиям и сооружениям, пуско - наладочные работы;

5) бурение, крепление и испытание скважин;

6) передача скважин в эксплуатацию, консервацию или ликвидацию, рекультивация территории.

188. Строительство скважин на морских сооружениях, допускается при наличии согласованной и утвержденной проектной документации, прошедшей экспертизу промышленной безопасности, разрешительных документов на недропользование и производство работ, декларации безопасности, укомплектованной буровой бригады и руководителя.

189. Местоположение скважины и размещения комплекса буровой установки и морских сооружений определяется с учетом рельефа местности, согласно проекта, составлением акта с указанием абсцисс и географических координат.

190. Ввод в эксплуатацию буровой установки производится после завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, выполнения пуско-наладочных работ, проведения пусковой конференции и инструктажа c буровой бригадой, по решению приёмочной комиссии организации с участием представителей территориального подразделения уполномоченного органа и оформлением пусковой документации.

191. На этапах строительства скважин осуществляется ведение производственной, технологической и технической документации, регистрация работ в журналах и актах по форме, установленной в организации.



Глава 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

Параграф 1. Общие требования
192. Бурение скважин на МНГС производится по техническому проекту. Один экземпляр проекта находится на МНГС.

193. При бурении разведочных (поисковых) скважин производится прогнозирование пластового давления.

194. Проект на бурение куста наклонно-направленных скважин предусматривает нумерацию всех скважин, размещение устьев скважин на платформе, привязку их к проектным положениям забоев, очерёдность бурения.

195. По окончания строительства МНГС бурение скважин допускается после уточнения местоположения и ориентации платформы маркшейдерской службой и внесения корректив в проектные параметры наклонных скважин в случае выявления существенных отклонений в фактическом местоположении или ориентации платформы.

196. При необходимости бурения скважин на МНГС, не предусмотренной ранее проектом, проводка ее осуществляется по проекту, рассмотренному и утвержденному в установленном порядке.

197. Испытание вышек на статические нагрузки на МНГС допускается по технологическому регламенту.

198. При сварочных работах над устьем пробуриваемых, эксплуатирующихся нефтяных и газовых скважин у МНГС дежурит пожарное судно.

199. Не допускается одновременное бурение и эксплуатация скважин с одноярусных платформ.



Параграф 2. Спускоподъемные операции
200. При проведении спускоподъемных операций (далее – СПО) разрабатывается план организации работы:

подачу бурильных труб с мостков на пол буровой (и обратно);

подачу бурильных свечей с подсвечника (и обратно);

крепление и раскрепление резьбовых соединений с помощью пневматических и механических ключей;

осуществление СПО в условиях ограниченной видимости, при сильном ветре или морозе и неблагоприятных погодных условиях.

201. Установки для бурения/ремонта скважин оборудуются предохранительным устройством, предотвращающим затаскивание талевого блока на кронблок (противозатаскиватель) и ограничителем нагрузки на вышку или талевую систему. Проверка противозатаскивателя проводися еженедельно и перед началом спускоподъемных операций.

202. Для предупреждения газо- нефте- водо проявления (далее – ГНВП) подъем колонны бурильных труб производится с доливом в соответствии с технологическими регламентами.

203. Свечи бурильных труб, устанавливаемые на подсвечник вышки, оборудованы устройством от падения. При разнице в длине свечей более 0,75 метров используется передвижная люлька верхового рабочего. Работа верхового рабочего без страховочного монтажного пояса не допускается.

204. Профилактический осмотр подъемного оборудования (талевого блока, крюко-блока, вертлюга, стропов, талевого каната, элеваторов, спайдеров) проводится, не менее одного раза в месяц, согласно руководству по эксплуатации изготовителя. Результаты проверок заносятся в журнал.

205. Талевый канат периодически протягивается в зависимости от количества СПО и нагрузки на крюк. Периодичность переоснащения талевого каната обеспечивает безопасность работы талевой системы.



Параграф 3. Системы аварийного отключения
206. На буровых установках устанавливаются системы аварийного отключения электрооборудования, с размещением у пульта бурильщика или у станции оператора по обслуживанию скважины, а в жилых помещениях у аварийных выходов.

207. Дизельные двигатели, установленные в опасных зонах, оснащаются устройством для автоматического отключения двигателя в случае превышения им допустимого количества оборотов.



Параграф 4. Предупреждение встречи стволов скважин
208. Проектом бурения куста наклонно-направленных скважин предусматривается очередность бурения скважин, определяемая глубинами зарезки наклонных стволов, - от минимальной до максимальной.

209. На участке искривления зона вокруг ствола скважины с радиусом 3,5 м и менее опасна с точки зрения встречи стволов.

При появлении признаков вхождения в опасную зону прекратить бурение и все дальнейшие работы производятся под руководством ответственного лица контроля по разработанному плану.

210. Разрешение на бурение каждой последующей скважины выдается главным геологом, осуществляющим контроль ведения буровых работ после построения уточненных горизонтальных и вертикальных проекций ранее пробуренных скважин.

Перед бурением новых скважин на кусте, устанавливаются на устья расположенных пробуренных скважин устанавливаются приборы (шумомеры) для фиксации контактов долота и бурильного инструмента с обсадными колоннами.

Параграф 5. Предупреждение нефтегазовых выбросов

и открытого фонтанирования
211. Устье скважины оборудуется установленной проектом превенторной установкой в соответствии с конструкцией скважины и видом проводимой работы.

212. На МНГС имеется паспорт на устанавливаемое противовыбросовое оборудование (далее - ПВО), руководство по его эксплуатации, типовая схема обвязки ПВО.

213. До цементирования кондуктора и установки ПВО для предотвращения неконтролируемого выброса метанового газа при бурении на малых глубинах используется устьевой отклонитель.

214. ПВО определятся Проектом бурения скважины с учетом расчётных или ожидаемых пластовых условий, как аномально низкое или высокое пластовое давление, наличие сероводорода.

215. ПВО состоит из комплектующих:

1) наземное ПВО: из двух превенторов с трубными плашками, одного универсального превентора, одного превентора с глухими (срезающими) плашками и двух гидравлических задвижек, направляющей трубы с обратным и шаровым клапаном;

2) в случае если применяется бурильная колонна из труб разного наружного диаметра: дополнительно к вышеперечисленному оборудованию добавляются превенторы с различным диаметром трубных плашек, вмонтированных в полости одного превентора или из двух плашечных превенторов одного для самой большой и одного для самой малой бурильной колонны;

3) подводное ПВО: дополнительно к вышеуказанному имеет двойное управление, в том числе автоматическое;

4) для скважин бурящихся в сложных геологических условиях (H2S и аномально высокое пластовое давление) предусматривается превентор со срезающими плашками.

216. ПВО обвязывается с линиями глушения и дросселирования, с опрессовкой на рабочее давление. Штурвалы ручного закрытия плашечных превенторов установленные под полом буровой оборудуются отбойными металлическими щитами.

217. Опрессовка обсадных труб до спуска в скважину к обсадным колоннам с ПВО и его манифольдом производится на ожидаемое давление при закрытии устья скважины при открытом фонтанировании с коэффициентом 1,1.

Другие условия испытания обсадных колонн и цементного кольца в процессе строительства скважин обеспечиваются согласно технологическому регламенту по испытанию скважин на герметичность.

Результаты опрессовки оформляются актом.

218. ПВО проверяется визуально (внешний осмотр) и функционально (закрытие - открытие) после завершения каждой СПО. Проверка производится не реже одного раза в сутки. Результаты проверки заносятся в вахтовый журнал.

219. Эксплуатационная колонна перед перфорацией оборудуется крестовиной фонтанной арматуры и превенторной установкой с глухими плашками.

При оборудовании устья скважины применение колонных головок и элементов обвязки на сварке не допускается.

220. Прочность промежуточных колонн и установленных на них превенторных установок обеспечивает закрытие устья скважины при открытом фонтанировании.

221. На МНГС предусматривается площадка для хранения и осмотра противовыбросового оборудования, хранения запорной арматуры и инструмента, оснащенная грузоподъемным средством.

222. Для фиксации противовыбросового оборудования на устье скважины применяются съемные стяжные винты.

Фиксация противовыбросового оборудования на устье распорками и на сварке не допускается.

223. Крепление линии манифольда противовыбросового оборудования к опорам и стойкам производится хомутами на болтах (без применения сварки). Расстояние между опорами не более 4 м.

224. На МНГС обеспечивается постоянная высота линий манифольда превенторов, определяемая из условия установки последнего фланца колонной головки на высоте 0,5 м от настила.

225. Манифольд ПВО размещается на верхнем ярусе.

226. Группа задвижек на линиях манифольда противовыбросового оборудования и сам манифольд располагают в легкодоступных местах, обеспечивающих удобство их обслуживания и замены.

227. Коммуникации управления противовыбросовым оборудованием располагаются на МНГС таким образом, чтобы исключалось возможность их повреждения.

228. Дистанционное управление превенторами осуществляется с поста бурильщика и пульта, устанавливаемого на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и расположенного в удобном и доступном месте на пути эвакуации персонала к спасательным средствам.

229. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются на расстоянии не менее одного метра с наружной стороны контура подвышечного портала.

230. В процессе подъема инструмента обеспечивается долив бурового раствора в скважину и количественный контроль над заполнением скважины, с целью подержания постоянного уровня бурового раствора.

231. При бурении нефтегазонасыщенных пластов под ведущей трубой устанавливается шаровый кран.

232. При начале газонефтепроявлений, открытого фонтанирования скважины принимаются меры по срочному закрытию превенторов, вызову пожарных и спасательных судов и АСС по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов, отключению электрооборудования и огнедействующих аппаратов в загазованной зоне, приведению в действие систем орошения скважин и лафетных стволов.



Параграф 6. Буровые растворы
233. В организации разрабатывают технологические регламенты по обработке, производству и циркуляции бурового раствора, позволяющие иметь стабильный буровой раствор, соответствующий по своим химическим свойствам ожидаемым поверхностным и пластовым условиям.

234. Система циркуляции бурового раствора замкнутая, со сбором сточных вод и бурового шлама.

235. Дегазатор бурового раствора, устанавливается в системе циркуляции бурового раствора до начала бурения и используется при бурении скважины.

236. Обеспечивается соответствующее контрольно-измерительное оборудование для замера параметров бурового раствора на протяжении всего периода бурения. Анализы бурового раствора проводятся в соответствии с существующими методиками и технологическими регламентами.

237. На площадке буровой установки устанавливается соответствующее оборудование для мониторинга бурового раствора с индикаторами объема бурового раствора, для определения изменения объема раствора с системами визуальной и звуковой сигнализации, газоанализаторами для контроля за содержанием газов растворенных в буровом растворе при бурении, оснащенное визуальныой и звуковой системами сигнализации.

238. Участки циркуляционной системы, с имеющейся вероятностью скопления газа в опасных концентрациях, снабжаются вентиляцией и оснащаются газо-измерительными устройствами.

239. При ожидании присутствия сероводорода (H2S), технология бурения предусматривает использование ингибиторов, поглотителей, дегазаторов, химических реагентов и устройств для снижения воздействие H2S на оборудование.

240. При использовании ингибированных, эмульсионных растворов на нефтяной основе принимаются меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Суммарная концентрация углеводородов в воздухе рабочей зоны не должна превышать 300 мг/ м3



Параграф 7. Крепление скважин
241. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводят по плану организации работ, разработанному в соответствии с проектом на строительство скважины и фактическим состоянием ствола скважины.

242. Прочность промежуточных колонн и установленных превенторов обеспечивает закрытие устья скважины при открытом фонтанировании с учетом заполнения скважины пластовым флюидом. Пластовое давление и плотность пластового флюида при фонтанировании обосновывается проектом.

243. Спуск обсадной колонны в скважину осуществляться одной секцией и одного размера.

244. После спуска обсадной колонны и установки ПВО, колонна опрессовывается на ожидаемое давление при ГНВП с учетом дополнительного давления на его ликвидацию в соответствии с требованиями проекта на строительство скважины.

245. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на платформе буровой установки.

Параграф 8. Бурение двумя буровыми установками
246. На МНГС допускается устанавливать не более двух буровых установок.

247. Бурение скважины второй буровой установкой допускается после спуска кондуктора и оборудования превентором устья скважины, бурящейся другой буровой установкой.

248. При бурении двумя буровыми установками куст наклонно-направленных скважин разбит на две группы, в каждой из которых обеспечивается очередность бурения, оговоренная пунктом 208 настоящих Требований.

249. При бурении двумя буровыми установками параллельное бурение со сходным отклонением забоев от вертикали по азимуту менее 20º не допускается.

250. При бурении куста скважин двумя буровыми установками допускается соединение их циркуляционных систем при условии, что полезный объем каждой циркуляционной системы соответствует требованиям пункта 268 настоящих Требований.

251. При расхождении прихваченного инструмента, тампонаже, перфорации, освоении или перемещении подвышечного портала на одной из скважин работы на другой бурящейся скважине прекращаются с принятием мер против возможных осложнений, прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту на другой скважине.

252. В случае нефтегазопроявлений на одной их бурящихся скважин, ликвидация которых производится с применением противовыбросового оборудования, все работы на другой буровой установке прекращаются с принятием мер против возможных осложнений.

Глава 3. Буровое оборудование

Параграф 1. Вышка и подвышечный портал (постамент)
253. Конструкция вышки обеспечивает надежность ее крепления к порталу (постаменту) и эксплуатацию без оттяжек.

254. Внутри вышки устанавливаются два стояка манифольда буровых насосов.

255. Буровая установка оснащается комплексом механизмов автоматического спуска и подъема. Балкон вышки оборудуется устройством для срочной эвакуации рабочего и переговорным устройством, устройством на пульте управления бурильщика по предупреждению случайного включения лебедки, автоматического ключа бурильщика и ротора при поднятых клиньях.

256. Подвышечный портал (постамент) обеспечивает возможность фиксированной установки ротора, обеспечивающей установленную технологическим регламентом высоту его над настилом рабочей площадки.

257. Высота подвышечного портала обеспечивает безопасность и удобство работ по обслуживанию и эксплуатации противовыбросового оборудования, установленного в соответствии с проектом.

258. Противовес якорного каната, контргрузы машинных ключей, шурфовые направления для ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб размещаются таким образом, чтобы не мешать производству работ над порталом (постаментом). Противовес и контргрузы имеют защитные ограждения.

259. Подвышечный портал (постамент) оборудуется переходными площадками и трапами к оборудованию циркуляционной системы, приемному мосту и аварийным выходам.

Под порталом предусматриваются переходные площадки с перилами для удобства монтажа и обслуживания противовыбросового оборудования.

260. Для монтажа, демонтажа и ремонта растворопроводов подвышечный портал (постамент) оборудуется пешеходной дорожкой с перильными ограждениями.

261. Подвышечный портал снабжается грузоподъемным устройством для перемещения и монтажа противовыбросового оборудования.

262. При многорядном бурении куста скважин в конструкции подвышечного портала предусматриваются устройства, обеспечивающие его перемещение по направляющим в продольном и поперечном направлениях.

263. Направляющие перемещения подвышечного портала оборудуются на концах упорами и конечными выключателями.

264. Система гидроуправления перемещением подвышечного портала в продольном и поперечном направлениях имеет блокировку, исключающую возможность одновременного включения перемещения портала в обоих направлениях.

265. Размещение пультов управления перемещения подвышечного портала обеспечивает удобство их обслуживания и обзор за процессом перемещения.



Параграф 2. Стеллажи и приемный мост
266. При укладке труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 м для обеспечения безопасного ведения работ предусматривается:

1) фиксируемая лестница для подъема на штабели труб;

2) металлические стойки стеллажей, предохраняющие трубы от раскатывания;

3) ограждения стеллажей по длине труб, предохраняющие падение работающего на штабеле труб;

4) не менее двух проходов на приемный мост с торцевых сторон стеллажей.

267. Трубы со стеллажей подаются на приемный мост с помощью стреловых кранов, установленных на платформе. Скатывание труб со стеллажей на приемный мост не допускается.



Параграф 3. Циркуляционная система
268. Циркуляционные системы буровых установок на МНГС имеют полезный объем в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1




Глубина бурения,

м


Тип буровой установки

Полезный объем циркуляционной системы, м 3

2500

3000


4000

5000


6500

8000


БУ-2500

БУ-3000


БУ-4000

БУ-5000


БУ-6500

БУ-8000


90

120


150

180


240

300

При бурении скважин предусматривается однократный от объема скважины запас промывочной жидкости, участвующий в циркуляции, запас глинопорошка, химреагентов и утяжелителя; время создания этого запаса и его объем предусматривается в проекте на строительство скважины и указано в геолого-техническом наряде и технологическом регламенте.

269. Циркуляционная система на портале буровой установки снабжается:

1) системой контроля уровня бурового раствора в приемных емкостях, показывающий прибор, который устанавливается в поле зрения бурильщика;

2) системой постоянного контроля о наличии газа в буровом растворе, выходящим из скважины; сигнализация о появлении газа устанавливается на посту бурильщика и центральном посту управления;

3) системой дегазации бурового раствора, включаемой при первых признаках появления газа в буровом растворе.

270. Уклон растворопровода циркуляционной системы обеспечивает поток бурового раствора самотеком от устья скважины в сторону очистных устройств.

271. Линия нагнетания бурового раствора, стояк, шланг и ведущая труба испытываются опрессовкой на максимально допустимое рабочее давление насоса. Буровой насос имеет автоматическое устройство отключения двигателя насоса и предохранительное устройство сброса давления, срабатывающие при возрастании давления нагнетания, превышающем на 10-15 % рабочее давление.

Параграф 4. Пневмотранспорт сыпучих материалов
272. Соединения участков трубопроводов пневмотранспортной системы, подвергающихся частой разборке, быстроразъемные, герметичные и обеспечивают удобство и безопасность работ при их монтаже, демонтаже и эксплуатации. Эти соединения находятся в легко доступных местах.

273. Места установки запорной арматуры на трубопроводах пневмотранспортной системы, расположенных на высоте, оборудуются площадками обслуживания с перильными ограждениями и трапами (лестницами).

274. Днища бункеров хранения, бункер - весов и разгрузочных бункеров оборудуются аэрирующими устройствами.

275. На бункерах хранения, бункер - весах и разгрузочных бункерах предусматриваются быстрооткрывающиеся люки-лазы.

276. Крышка люка-лаза имеет уплотнения и фиксирующие устройства в открытом положении.

277. Для обслуживания, ремонта и эксплуатации бункеров хранения, бункер - весов и разгрузочных бункеров устанавливаются трапы, ведущие от люка-лаза к днищу бункера.

278. На трубопроводах пневмотранспортной системы указывается направление движения продукта или воздуха.

279. На трубопроводах пневмотранспортной системы в местах возможных отложений порошкообразного материала и образования пробок устанавливаются продувочные клапаны с подводом сжатого воздуха.

Внутри корпуса продувочного клапана устанавливается аэрирующее устройство.

280. Системы трубопроводов подачи цемента и отвода отработанного воздуха имеют возможность продувки воздухом после завершения работ во избежание попадания цемента в буровой раствор для предотвращения закупоривания трубопроводов.

281. Вывод отработанного воздуха от циклонов производится с одной из противоположных сторон МНГС в зависимости от направления ветра под настил нижнего яруса.

282. Компрессорная установка системы пневмотранспорта снабжается системой автоматики, обеспечивающей защиту компрессора от аварии, отключение электродвигателя и одновременную подачу светового и звукового сигналов.




<< предыдущая страница   следующая страница >>
Смотрите также:
Требования промышленной безопасности при нефтегазодобыче на море Раздел Общие положения
2032.3kb.
9 стр.
Требования промышленной безопасности в коксохимическом производстве Общие положения
713.63kb.
4 стр.
Правила промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений в Республике Казахстан Раздел Общие положения Подраздел Область применения
3279.64kb.
14 стр.
Требования промышленной безопасности при производстве свинца и цинка Глава Общие положения
601.17kb.
7 стр.
Требования промышленной безопасности при производстве бериллия, его соединений и изделий из них Глава Общие требования
413.92kb.
2 стр.
Инструкция №9 по технике безопасности при обращении с пиротехническими изделиями Основным документом, устанавливающим общие требования безопасности для пиротехнических изделий, является гост р 51270-99 «Изделия пиротехнические
27.56kb.
1 стр.
Положение о добровольной пожарной дружине ддт «Парк «Усадьба Трубецких в Хамовниках» Общие положения
67.13kb.
1 стр.
Общие требования к размещению и креплению грузов в вагонах
578.93kb.
4 стр.
Инструкция о мерах пожарной безопасности Общие требования пожарной безопасности
140.58kb.
1 стр.
Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов дата введения 01. 01. 2001 г. 1 Общие положения
2621.5kb.
11 стр.
Требования пожарной безопасности для ннгасу общие требования
1036.42kb.
5 стр.
Кодекс Республики Казахстан от 9 июля 2003 года n 481 Общая часть Раздел Общие положения Глава Основные положения
1461.47kb.
7 стр.