Главная
страница 1страница 2страница 3страница 4 ... страница 13страница 14
Раздел 4. Обустройство устья и эксплуатация скважин
Подраздел 1. Устьевая площадка
227. Требования безопасной эксплуатации объектов разработки НГМ обусловлены надежным состоянием скважин, оборудования устья, манифольда и работами, проводимыми на скважине.

228. Обустройство устьевой площадки (УП) скважин производится по проекту в соответствии с правилами, инструкциями и стандартами.

Тип и схема оборудования устья указывается в проекте обустройства и разработки месторождения для каждой скважины в соответствии с её назначением, а также нормами отвода земли для нефтяных и газовых скважин.

Минимальные безопасные расстояния размещения объектов обустройства указаны в Приложении 6 и нормах технологического проектирования.

229. Монтаж оборудования устья, фонтанной и запорной арматуры манифольда, наземных установок для замера, сепарации и подготовки продукции скважин, трубопроводов, производится с учетом состава пластового флюида, инфраструктуры месторождения, рельефа местности, транспортных и трубопроводных коммуникаций, границы селитебной территории, охранной и санитарно-защитной зоны, преобладающего направления ветра и требованиями по безопасному обслуживанию, тестированию и эксплуатации объектов.

230. После окончания монтажных работ на устьевой площадке производится испытание и опрессовка оборудования устья, наземного комплекса для добычи и учета продукции скважин, проверка технического состояния с составлением акта приемки и схемы, с указанием всех необходимых размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам.

Для участия в проверке привлекаются работники аварийно- спасательной противофонтанной службы.

231. Оборудование устья, трубопроводов, установок замера и сепарации продукции скважин должно обеспечивать полную герметичность и возможность безопасного отключения скважины в опасной и чрезвычайной ситуации, устойчивость от воздействия опасных и вредных веществ на проектируемый период эксплуатации, а также соответствовать требованиям промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда, охраны недр и окружающей среды, метрологии, лицензирования и технического регулирования.

Регулярная проверка технического состояния и осмотр производится по графику утвержденному организацией с регистрацией в специальном журнале по указанию руководителя объекта.

232. В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины при обустройстве и разработке месторождения предусматриваются:



  1. оборудование устья скважины по согласованной и утвержденной схеме;

  2. приустьевая площадка с твердым покрытием и уклоном для стока и сбора технологической жидкости;

  3. площадки для установки ремонтного агрегата, приемных мостков, емкостей и другого оборудования;

  4. места для крепления оттяжек вышки и фонтанной арматуры;

  5. фундаменты под станок-качалку, крепление арматуры и трубопроводов;

  6. площадки для станций управления скважиной и наземного комплекса учета и сепарации продукции скважины;

  7. площадки для электрических установок и оборудования;

  8. система сбора технологической жидкости с лотками, поддонами, дренажной емкости;

  9. устройство для запуска внутритрубных устройств очистки и диагностики состояния трубопроводов;

  10. устройство для ввода ингибиторов и других реагентов;

  11. устройство для мониторинга окружающей среды;

  12. блоки для закачки воды и газа;

  13. устройство для защиты от молний и статического электричества;

  14. ограждения и укрытия.

233. Техническая характеристика оборудования устья предусматривается с учетом превышения не менее чем на 10% максимального давления необходимого для глушения скважины, возможного изменения температурного режима и условий эксплуатации, коррозионного воздействия пластового флюида, очистки от отложений гидратов и парафина.

234 Обустройство УП и других объектов в опасной зоне производится с учетом классификации по взрывопожарной и пожарной опасности указанной в Приложении 7.

235. Регулирующая арматура (дроссели) и запорная арматура обеспечивается устройствами ручного и автоматического управления в соответствии с техническими условиями изготовителя, проектной документацией и обеспечивает возможность безопасной замены КИП, КИПиА без остановки скважины и наземного оборудования.

236. Фонтанные скважины с большим дебитом, высоким давлением, наличием сероводорода и вредных веществ оснащаются внутрискважинным оборудованием обеспечивающим безопасную остановку и закрытие скважины (клапан - отсекатель, циркуляционный клапан).

На выкидных линиях газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах устанавливается автоматический клапан-отсекатель.

При эксплуатации скважины производится проверка исправности клапанов - отсекателей по утвержденному графику с регистрацией в журнале.

237. Станция управления газлифтной скважиной устанавливается на безопасном расстоянии от устья, с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра, в специальном укрытии или помещении, обеспечивающем безопасную эксплуатацию и температурный режим.

238. Оборудование устья, станок - качалка, наземное оборудование, трубопроводы, коммуникации, электропривод и пусковые устройства должны быть окрашены, иметь ограждения и знаки безопасности в соответствии с проектом и стандартами.

239 Оборудование устья, трубопроводы и коммуникации нагнетательной скважины должны соответствовать максимальному давлению и обеспечивать безопасность технологического процесса.

240. При кустовом размещении скважин УП проектируется с учетом безопасного обслуживания и подъезда технологического транспорта, механизации грузоподъемных работ.

241. Газоопасные и грузоподъемные работы на УП и в опасной зоне выполняются по наряду - допуску.

Подраздел 2. Испытание и освоение скважин
242. Производственные и технологические процессы при испытании и освоении выполняются в соответствии с проектом и условием надежного и безопасного управления скважиной, требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда, охраны недр и окружающей среды, действующими при проведении нефтяных операций в Республике Казахстан.

Сдача скважины буровой организацией и приемка ее заказчиком производится в соответствии с действующими правилами, после исследований качества и безопасности выполненных работ и оформляются актами, подписанным ответственными руководителями и исполнителями. Условия передачи скважины указываются в проекте и контрактных документах, согласно действующих правил.

243. Испытание и освоение скважины проводятся после оборудования устья по утвержденной схеме, компоновки внутрискважинного оборудования с колонной насосно - компрессорных труб, монтажа и опрессовки наземного оборудования, в соответствии с проектом и планом проведения работ.

После окончания подготовительных работ проводится проверка готовности скважины с составлением акта для получения разрешения на испытание в установленном порядке. В состав комиссии включаются ответственные работники организаций проводящих работы, представители заказчика, аварийно- спасательной противофонтанной службы и органов государственного контроля (по согласованию).

244. В случаях установления негерметичности устья, эксплуатационной и промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного давления, несоответствия интервалов цементирования принимаются меры по устранению дефектов до начала работ.

245. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия по промышленной, пожарной и экологической безопасности, по предотвращению не контролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, по охране труда, охране недр и окружающей среды, а также составляется акт готовности скважины к перфорации и выдача письменного разрешения руководителем работ, представителями заказчика, аварийно-спасательной противофонтанной службы.

246. В комплексе работ по испытанию и освоению скважин обеспечивается учет и сбор пластового флюида (нефть, конденсат, вода) в специальные емкости.

Сжигание углеводородного газа на факеле допускается в течение срока, согласованного с соответствующими уполномоченными органами в установленном порядке. При наличии сероводорода и других вредных и опасных компонентов, в обязательном порядке проводится их нейтрализация с последующей утилизацией отходов. Выпуск сероводородсодержащих газов и вредных компонентов в атмосферу не допускается.

247. В ПЛВА при испытании и освоении скважин предусматриваются мероприятия и безопасные действия персонала в случае возникновения опасных и аварийных ситуаций связанных с технологией работ, возможной утечкой пластового флюида и отрицательного воздействия на окружающую среду, производственный персонал и население в опасной зоне.

248. В случае отклонения от проектных решений, возможность проведения испытания и освоения определяется после дополнительных согласований с заказчиком, проектной организацией, аварийно-спасательной противофонтанной службой, органами государственного контроля, при условии разработки и выполнения специальных мероприятий по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды, позволяющих обеспечить, надежное управление скважиной, включая её глушение и ликвидацию, а также безопасность персонала.



Подраздел 3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
249. Конструкция скважины, колонной головки, фонтанной арматуры, колонны НКТ, внутрискважинного и наземного оборудования, схемы монтажа должны обеспечивать оптимальные и безопасные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность проведения технологических операций, глубинных исследований, отбора проб, контроля устьевого давления и температуры в соответствии с проектом и действующими нормативными документами по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды, в том числе при необходимости ликвидации опасной или аварийной ситуации.

250. Перед вводом в эксплуатацию проверяется готовность скважины, наличие документации на передачу скважины в эксплуатацию, проектной документации, инструкций по профессиям и видам работ, квалификации персонала, производственной и технологической инфраструктуры, декларирования безопасности, системы производственного контроля, наличие разрешения органов государственного контроля.

На каждую скважину составляется фактическая схема оборудования устья, компоновки внутрискважинного оборудования, установки и обвязки наземного оборудования, с указанием размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам, нестандартных элементов обвязки, охранной и санитарно- защитной зоны, подъездных путей. К схеме прилагается перечень (спецификация) элементов обвязки и оборудования скважины с указанием данных технического паспорта, года выпуска, даты установки и срока эксплуатации, акты испытания на герметичность. Указанная документация составляется при участии представителя аварийно-спасательной противофонтанной службы.

251. При эксплуатации скважины с аномальной температурой на устье применяется соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса, оборудования и обслуживающего персонала.

252. Эксплуатация скважин производится в соответствии с технологическим регламентом и проектом разработки НГМ.

253. При кустовом расположении скважин, оборудование, трубопроводы станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады располагаются по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию не разрешается.

254. Оборудование устья с устройством шахты производится по схемам, согласованным с аварийно-спасательной противофонтанной службой, органами государственного контроля (по согласованию), при необходимости учета конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента по их эксплуатации.

255. Испытание на герметичность скважин и опрессовка оборудования, трубопроводов производится в соответствии с технической эксплуатационной документацией изготовителя и специальной инструкцией организации, с учетом характеристики пластового флюида, горно-геологических условий, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

256. Устранение неисправностей на действующей скважине при возникновении опасной или аварийной ситуации, производится в соответствии с ПЛВА, специально обученным персоналом, а также при участии аварийно-спасательной противофонтанной службы в случае опасности возникновения ГНВП или открытого фонтана.

257. Станция управления газлифтной скважины устанавливается с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра, на безопасном расстоянии от устья в специальном помещении, надежно укрепляется и заземляется. Температура в помещении обеспечивается в соответствии с проектом и документацией изготовителя.

Трубопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой прокладываются на эстакадах.

258. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в соответствии с проектом и планом, утвержденным и согласованным в установленном порядке.

259. Для обвязки скважины, оборудования и аппаратуры, а также для трубопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации, применяются бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры. Тип, марка труб и технология сварки должны соответствовать характеристике пластового флюида и условиям эксплуатации скважины.

260. Газораспределительные установки должны иметь системы индивидуального автоматического замера давления и расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

261 При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе снижается до атмосферного, а подогрев этих участков осуществляется паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода. Указанные работы относятся к опасным и регламентируются в специальной инструкции и ПЛВА.

262. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:



  1. ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры, предохранительных устройств и КИПиА, с записью результатов в журнале;

  2. контроль работоспособности систем противоаварийной, противо-фонтанной и противопожарной защиты, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.



Подраздел 4. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
263. Перед вводом скважины в эксплуатацию выполняются требования и условия указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил, с учетом конкретных условий объекта нефтегазодобычи, конструкции штангового насоса и станка-качалки.

264. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и устройством для герметизации штока в соответствии с проектом, схемой обвязки, действующими правилами и документацией изготовителя.

265. Схема оборудования устья скважины должна позволять производить смену герметика полированного штока и замену манометров при наличии давления в скважине, а также замер устьевого давления и температуры, в соответствии с инструкцией по безопасности и ПЛВА.

Станок-качалка, оборудование и обвязка устья, площадка для обслуживания, электропривод и пусковое устройство должны быть окрашены, иметь ограждения и предупредительные знаки безопасности, установленные в соответствии со стандартами и специальной инструкцией.

Для обслуживания станка-качалки устраивается площадка с ограждением, в соответствии с документацией изготовителя и схемой обвязки устья.

266. Системы замера давления, дебита, технологических параметров пуска и остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт с регистрацией на диаграмме или в журнале.

267. Оборудование станка-качалки обеспечивается устройствами заземления, защиты от молний, статического электричества в соответствии с технической и эксплуатационной документацией изготовителя, согласно проекта и схемы обвязки.

Заземляющие проводники, в месте соединения с кондуктором, устанавливаются на глубину, не менее 0,5 м.

Применение для заземления стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

Подраздел 5. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми, погружными электрическими насосами
268. При эксплуатации скважины с применением центробежных, диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются требования и условия указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил, а также дополнительные требования по электрической безопасности в соответствии с действующими правилами, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, которые указываются в проектной документации.

269. Оборудование устья скважины должно соответствовать безопасным условиям эксплуатации, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность проведения глубинных исследований и ремонтных работ.

Проходное отверстие для электрического кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное и безопасное уплотнение.

270. Сборка электронасосов, монтаж и демонтаж наземного электрооборудования, обслуживание и ремонт, проводится электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию.

271. Электрический кабель прокладывается по эстакаде от станции управления или электрощита к устью скважины. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах, с надежным и безопасным креплением из диэлектрического материала.

272. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страхуется тросом соответствующим максимальной динамической нагрузке и запасом прочности в соответствии с документацией изготовителя.

273. При свинчивании и развинчивании труб, электрический кабель отводится и крепится на безопасном расстоянии от рабочего места в соответствии с производственной инструкцией.

274. Скорость безопасного спуска (подъема) погружного оборудования в скважину указывается в регламенте или плане работ, с учетом состояния и профиля ствола скважины.

275. Эксплуатационная колонна перед спуском погружного электро-насоса, а также при смене насоса проверяется шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации и планом работ.

276. Перед извлечением погружного электронасоса из скважины выполняются мероприятия по отключению электрического кабеля, снятию электрических предохранительных устройств и установки таблички «Не включать! Работают люди».

При этом соблюдаются условия исключающие возможность повреждения электрического кабеля и обеспечивающие его безопасное состояние.

277. Объект и рабочие места комплектуются диэлектрическими средствами защиты в соответствии с правилами электрической безопасности и эксплуатации электроустановок.



Подраздел 6. Эксплуатация скважин гидропоршневыми

и струйными насосами
278. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и струйных насосов перед началом работ выполняются условия и требования указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил и дополнительное обустройство в соответствии с проектом или планом работ для данной скважины, технической и эксплуатационной документацией изготовителя и инструкциями по промышленной и взрывопожарной безопасности.

279. В помещении технологического блока обеспечиваются следующие условия микроклимата:

1) постоянная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая восьми-кратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

2) температура в блоках не ниже 5°C, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

280. При использовании в качестве технологической жидкости углеводородной продукции скважины предусматриваются системы контроля загазованности, противопожарной защиты и автоматического объемного газового пожаротушения.

281. Перед входом в помещение технологического блока необходимо выполнить следующие требования:

1) проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;


  1. включить освещение;

  2. переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

282. При возникновении в блоке пожарной опасности необходимо вывести персонал из помещения, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.

283. Перед спуском пакера и внутрискважинного оборудования производится шаблонирование, промывка и опрессовка эксплуатационной колонны совместно с оборудованием устья.

284. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого скважин-ного оборудования производится с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

285. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить по плану работ или наряду-допуску с использованием грузоподъемного механизма при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции по безопасности на проведение работ данного вида.

286. Каждая нагнетательная линия оборудуется манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

287. Насосные установки оборудованы электроконтактными манометрами и предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана соединяется с приемной линией насоса и надежно закрепляется.

288. Техническое состояние системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя.

289. Насосная установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях приема, нагнетания и перепуска рабочей жидкости насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

290. При остановке насоса давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.

291. Система замера давления, дебита скважин, и технологических параметров работы насосов обеспечивается выходом на диспетчерский пункт с регистрирующими КИПиА.

292. При отклонении от регламента и в случае опасной ситуации, персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА для данного объекта.

Подраздел 7. Эксплуатация нагнетательных скважин
293. При строительстве и вводе в действие нагнетательной скважины выполняются требования специальных правил и мероприятия по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды в соответствии с проектом, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

294. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие элементы) предусматривает возможность безопасного выполнения следующих условий:

  1. закачка рабочего агента в пласт при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме;

  2. надежное разобщение пластов и объектов закачки;

  3. производство исследований и выполнение мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта;

  4. проведение ремонтных и аварийных работ.

295. Конструкция и состояние забойной части нагнетательных скважин должно обеспечивать максимальную открытость фильтрующей поверхности пластов (пласта) в которые производится нагнетание агента для создания безопасных технологических условий и режима работы скважины.

296. Режим эксплуатации нагнетательных скважин определяется в технологическом регламенте и проекте.

297. Оборудование и обвязка устья нагнетательной скважины выбирается в зависимости от максимального прогнозируемого давления для объекта нагнетания, характеристики пластового флюида и нагнетательного агента, на основании расчетов выполненных при разработке проекта.



При оборудовании устья скважины предусматриваются в необходимом количестве дроссельные устройства с автоматическим и ручным управлением для регулирования давления и объема закачиваемого агента, КИПиА обеспечивающими их безопасную замену без остановки технологического процесса и регулярный контроль за скважиной.

298. Нагнетательные скважины в зависимости от физико-химических свойств закачиваемого агента оборудуются соответствующей компоновкой колонны насосно-компрессорных труб, пакерующим устройством, и скважинным оборудованием, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.



Перед пуском скважины и закачкой агента в пласт, оборудование устья, обсадная колонна, компоновка НКТ с пакером, наземное оборудование и трубопроводы испытываются на герметичность методом опрессовки на максимальное давление, предусмотренное проектом, регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, в соответствии с действующими нормативными документами. Методы испытания и давление опрессовки указываются в проекте и технологическом регламенте.

299. В процессе эксплуатации НГМ необходимо вести постоянное наблюдение за нагнетаемым давлением и объемом закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины с документальной регистрацией.

300. При закачке в пласты сточных вод и других коррозийно-агрессивных агентов, для защиты трубопроводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии, применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и другие мероприятия, при наличии разрешительных документов органов государственного контроля.

Характеристика и кондиция закачиваемого агента должны соответствовать проектным решениям и условиям безопасности.

301. Эксплуатация скважин, в которых произошел аварийный прорыв газа по пласту, или по межтрубному и заколонному пространству не разрешается и производится остановка скважины по ПЛВА. Последующие работы выполняются по специальному плану согласованному с аварийно-спасательной противофонтанной службой.

После устранения нарушений производится проверка технического состояния скважины, с составлением акта. Дальнейшая эксплуатация производится при наличии разрешения выданного в установленном порядке по указанию руководителя объекта.

302. Оборудование устья нагнетательной скважины, наземное и внутрискважинное оборудование в процессе эксплуатации должно соответствовать проекту, при разработке которого учитывается состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное давление нагнетания, технический регламент эксплуатации месторождения или отдельного участка.

303. Нагнетательный агент должен иметь заключение токсикологической экспертизы и не оказывать вредного воздействия на продуктивные пласты и окружающую среду.

304. При остановке скважины или отдельного оборудования, аппаратов, трубопроводов, при отрицательных температурах необходимо принимать меры исключающие замерзание и застывание жидкости, очистку и продувку безопасными методами, с регистрацией выполненных работ в журнале.

305. Для безопасной эксплуатации нагнетательных скважин проводится разработка отдельного ПЛВА и декларирование безопасности объекта с учетом специфики и повышенной опасности работ.



Подраздел 8. Исследование скважин
306. При исследовании скважин выполняются требования правил и инструкций действующих на объекте разработки НГМ, технической и эксплуатационной документации изготовителя исследовательского оборудования, инструментов, приборов, а также инструкций организации выполняющей исследовательские работы которые ведутся по согласованному плану, утвержденному руководством нефтегазодобывающей организации.

307. Периодичность и объем исследований скважин устанавливаются на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения и указывается в комплексном плане (графике) эксплуатации НГМ, который направляется руководителям объектов для исполнения.

308. В соответствии с планом работ проводится проверка технического состояния исследовательского оборудования и аппаратуры, опрессовка лубрикатора до и после установки на устье на максимальное давление при исследовании, с учетом запаса прочности, по результатам составляются соответствующие акты и проводится исследование скважины.

309. Исследование скважин с наличием сероводорода и опасных факторов производится после выполнения требований специальной инструкции и выполнению мероприятий безопасности, предусмотренных в проекте или плане работ, а также проверки и составления акта готовности скважины, получения соответствующего разрешения в установленном порядке.

310. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительные приборы и устройства, позволяющие безопасно отбирать пробы добываемой продукции, спускать глубинные приборы в скважину, измерять и регистрировать дебиты пластового флюида, давления на устье и забое, положение динамического уровня в скважине и другие параметры.

311. Исследование скважин, не оборудованных техническими средствами безопасного отбора проб, замера дебита и других параметров, не допускается.

312. Контрольно-измерительные приборы и устройства для исследования технологических параметров должны проходить регулярную метрологическую поверку и тарировку в соответствии с требованиями стандартов и документацией изготовителя.

Подраздел 9. Интенсификация скважин
313. Интенсификация скважин с целью повышения нефтегазоотдачи пластов проводится по специальному проекту или плану работ, согласованному и утвержденному в установленном порядке, в соответствии с действующими правилами, инструкциями и нормативными документами по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды.

314. В проекте (плане) указываются подготовительные, основные и заключительные работы, технологическая часть, спецификация и схемы размещения оборудования, перечень и количество используемых материалов и химических реагентов с указанием предельно-допустимой концентрации и класса опасности, меры безопасности, руководитель и исполнители работ.

Схема оборудования устья с целью предупреждения неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов разрабатывается с учетом используемого метода интенсификации пласта и согласовывается с аварийно-спасательной противофонтанной службой.

315. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичным устьевым оборудованием и обсадными колоннами, заколонными перетоками и межколонным давлением не разрешается.

316. Оборудование, трубопроводная система от скважины и предохранительных устройств надежно закрепляются и выводятся на безопасное расстояние в соответствии со схемой обвязки и действующими правилами безопасности и опрессовываются на давление с коэффициентом 1,5 больше максимального рабочего давления, с составлением акта.

При гидравлических испытаниях персонал удаляется в безопасную зону или защитное укрытие.

На период обработки скважины и интенсификации притока устанавливаются и обозначается опасная зона в радиусе не менее 50 м.

317. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с проектом и технологическим регламентом, утвержденным и согласованным в установленном порядке.

318. В системе сбора продукции скважин предусматривается использование газообразных продуктов технологического процесса, меры по нейтрализации и утилизации продуктов горения без выброса вредных веществ в атмосферу. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе.

319. Устье скважины на период инициирования и процесса горения оборудуется фонтанной арматурой с дистанционной управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя, и герметизацию устья в период нагнетания воздуха. Оборудование скважины должно соответствовать температурному режиму процесса горения.

На территории скважины на период инициирования и процесса внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.

Установка различного оборудования, емкостей, КИПиА не предусмотренных схемой в пределах опасной зоны не допускается.

320. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.

Электронагреватель оснащается устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

321. При тепловой обработке пласта на линии подачи топлива парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

Территория площадки скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, ограждается и обозначается предупредительными знаками.

322. Закачка теплоносителя в пласт проводится после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.

323. После тепловой обработки скважины проверяются трубопроводы, соединительные устройства, и оборудование. Техническое состояние арматуры, защитное покрытие восстанавливают с целью предупреждения коррозии.

324. При обработке пласта горячими нефтепродуктами установка для подогрева располагается не ближе 25 м от емкости для хранения и закачки. На оборудовании и территории устанавливаются ограждения опасных участков и знаки безопасности.

325. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева и закачки нефтепродукта, должно иметь взрывозащищенное исполнение, в соответствии с классификацией опасной зоны, правилами и стандартами, указанные в проектной документации,

326. Емкость с горячим нефтепродуктом размещается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра. На месте работ устанавливается указатель направления ветра с освещением.

327. Забойные электронагреватели для обработки пласта должны иметь взрывозащищенное исполнение. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока проводится в электроцехе или специальном оборудованном помещении.

Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой на скважине не допускается.

328. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем производится механизированным способом при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.

Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.

Электрический кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей на безопасное расстояние.

329. При термогазохимической обработке пласта с применением пороховых и взрывчатых материалов в проекте (плане) работ указываются дополнительные меры безопасности в соответствии со специальными правилами. Условия проведения подготовительных, основных и заключительных работ, хранения и транспортировки взрывчатых материалов выполняются по требованиям безопасности при взрывных работах, а также учитываются при разработке ПЛВА и декларировании безопасности.

330. При гидроразрыве пласта для обеспечения безопасного состояния обсадной колонны применяются пакерные устройства.

331. При проведении гидрокислотных разрывов пласта необходимо применять ингибиторы коррозии.

От воздействия кислоты и вредных веществ персонал обеспечивается специальными средствами индивидуальной защиты, ведется контроль вредных веществ в воздухе рабочей зоны.



Подраздел 10. Замерные установки продукции скважин
332. Проектирование замерных установок для объектов разработки НГМ производится с учетом физико-химических свойств продукции и производительности скважин. Как правило, используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

333. Технические характеристики АГЗУ указываются в проекте и должны соответствовать конкретным условиям работы и безопасной эксплуатации НГМ, согласно документации изготовителя и инструкции нефтегазодобываю-щей организации.

Для месторождений с наличием сероводорода предусматривается антикоррозионное исполнение и ингибирование продукции скважин, нейтрализация и утилизация вредных веществ.

334. Площадка для АГЗУ располагается с учетом преобладающего направления ветра, должна иметь твердое покрытие высотой 15 см от планировочной отметки и уклон 0,003 для отвода метеосадков.

На площадке и наружной стене помещения устанавливаются предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, загазованности, ветроуказатель с освещением.

335. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков газосигнализаторов должны соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей, которые могут образоваться на рабочих местах, концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин (Приложения 7, 8).

336. Щитовое помещение и замерно-переключающую установку (ЗПУ) размещают, по оси на расстоянии не менее 10 м.

Щитовое помещение устанавливается с наветренной стороны, при этом его дверь должна быть обращена к входу в помещение ЗПУ, которое размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.

337. Производственные помещения с опасностью выделения газов и паров нефти, обеспечиваются приточной и вытяжной вентиляцией, механической вентиляцией и отоплением в соответствии с санитарными нормами и правилами.

В помещениях, где возможно выделение сероводорода устанавливается вентиляционная система, сблокированная со стационарными газоанализаторами.

В помещении ЗПУ производительность общеобменной вентиляции составляет 10 – кратный, а при работе с сероводородсодержащей продукцией, 12 – кратный воздухообмен в час.

Вентиляционная система обеспечивается устройствами исключающими рециркуляцию воздушного потока в помещении.

338. АГЗУ обеспечивается молниезащитой и заземлением в соответствии с проектом, документацией изготовителя и правилами электробезопасности

339. Отопление помещения ЗПУ предусматривается в проекте в соответствии с санитарными и строительными нормами и правилами безопасности.

340. В помещениях АГЗУ, ЗПУ не допускается хранить опасные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.

341. В местах постоянного перехода людей над трубопроводами устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение, шириной не менее 0,65 м, с перилами высотой не менее 1,0 м.

342. Организация рабочего места и размещение производственного оборудования АГЗУ производится в соответствии с проектом, требованиями правил и стандартов по безопасности и охране труда, санитарно-гигиенических нормативов.

Размещение производственного оборудования, приборов, средств автоматики и их взаимное расположение в помещении АГЗУ, ЗПУ и электрощитовом помещении должно обеспечивать свободный доступ и безопасное обслуживание.

Освещенность помещения ЗПУ и электрощитового помещения составляет не менее 30 Лк, КИП не менее 50 Лк.

343. Перед входом в помещение ЗПУ необходимо обеспечить вентиляцию и проверку воздуха в рабочей зоне, осмотреть фланцевые соединения обратных клапанов и проверить аварийную ёмкость.

344. Перед началом работ необходимо произвести внешний осмотр помещения ЗПУ и электрощитового помещения; проверить визуально состояние заземления аппаратуры; проверить работу вентиляции помещения ЗПУ и открыть жалюзийные решетки, расположенные в верхней и нижней частях.

345. Обслуживающий персонал входит в помещение ЗПУ и приступает к работе только после 20- минутной работы вентиляции.

Работы производятся при условии соответствия ПДК, ПДВК, а на объектах с опасностью выделения сероводорода в присутствии второго работника (дублера) имеющего при себе СИЗ ОД и находящегося с наружной стороны помещения.

Вентиляция должна работать непрерывно в течение всего времени пребывания персонала в помещении.

346. При направлении работников на объект назначается ответственный за производство работ, а при выполнении газоопасных работ оформляется наряд - допуск, в котором указываются фамилии ответственного руководителя работ и исполнителей, а также дата, время, место и характер работы, мероприятия по безопасности и контролю воздуха рабочей зоны.

Ремонтные работы производятся, как правило, в дневное время.

При необходимости, работы в ночное время выполняются по специальному плану, в котором предусмотриваются дополнительные меры безопасности.

План утверждается в соответствии с положением организации и инструкцией по газоопасным работам.

347. При отключении электроэнергии, обнаружении неисправности вентиляции и оборудования персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА с использованием СИЗ ОД и контроль загазованности воздуха рабочей зоны.

Первоочередные действия при обнаружении утечки и разлива нефти, пропуска газа производятся по ПЛВА по указанию руководителя объекта или специально назначенного работника.

В условиях загазованности или превышении ПДК, ПДВК к ликвидации опасной и аварийной ситуации привлекаются формирования аварийно-спасательной службы, выполняющие работы по специальному плану.

К опасным и аварийным относятся следующие ситуации:



  1. неисправность системы противоаварийной и противопожарной защиты;

  2. превышение давления выше допустимого;

  3. неисправность запорной арматуры;

  4. наличие в элементах гидроциклонного сепаратора, фланцевых соединениях трещин, пропусков или потения сварных швов;

  5. неисправность КИП и КИПиА;

  6. неисправность предохранительного клапана;

  7. неисправность расходомеров;

  8. нарушение заземления оборудования и помещения;

  9. нарушение взрывозащитных оболочек электрооборудования (снятых стеклянных колпаках светильников, нарушения трубной электропроводки);

  10. окончание срока очередного освидетельствования гидроци-клонного сепаратора, предохранительного клапана и манометров, сосудов работающих под давлением.

При обнаружении неисправностей технологического оборудования необходимо выполнить действия указанные в ПЛВА.

Остановка замерной установки производится по указанию руководителя объекта организации в соответствии с технологическим регламентом и ПЛВА.



Подраздел 11. Сепарационные установки
348. При проектировании, размещении и эксплуатации сепарационных установок (СУ) учитываются характеристики месторождения и продукции скважин, рельеф местности, преобладающее направление ветра и климатические условия, инфраструктура объектов разработки НГМ, требования взрывопожаробезопасности, охраны труда и окружающей среды.

Для сепарации продукции скважин применяются, как правило, блочные автоматизированные установки.

349. В составе СУ, в зависимости от принятой технологии добычи и подготовки нефти, газа и газоконденсата предусматриваются: блок распределения потока пластового флюида, блок сепараторов, блок предварительного отбора газа (депульсатор), выносной каплеуловитель, газосборная система, факельная система аварийного сжигания газа, емкости для сбора продукции скважин.

350. Установка, пуск и эксплуатация СУ работающих под давлением производится в соответствии с требованиями безопасности, документацией изготовителя, технологическим регламентом и инструкцией организации.

СУ обеспечиваются техническим паспортом и схемой, на которой указываются расстояния, места расположения предохранительных клапанов, запорной и регулирующей арматуры, КИПиА, дренажной системы.

351. Системы контроля и управления процессом сепарации предусматриваются в герметичном, взрывозащищенном исполнении и рассчитывается на применение в условиях вибрации, образования гидратов, отложений парафина, солей и других веществ или устанавливаются в условиях исключающих прямой контакт с пластовым флюидом.

Для технологической среды с наличием сероводорода и агрессивных веществ применяются сепараторы в антикоррозионном исполнении.

352. Техническое освидетельствование гидроциклонного сепаратора производится перед пуском в эксплуатацию, после реконструкции и производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией внутреннего пространства.

353. Сепараторы обеспечиваются КИП для контроля давления во внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством для продувки паром или инертным газом, а также слива жидкости.

354. Предохранительные устройства регулярно проверяются по графику в соответствии с документацией изготовителя. При обнаружении неисправности выполняются действия предусмотренные ПЛВА. Не допускается установка перед предохранительными устройствами запорной арматуры, а также эксплуатация сепараторов при неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты.



Подраздел 12. Установки предварительного сброса пластовых вод
355. На объектах разработки НГМ для предварительного разделения продукции скважин проектируются и эксплуатируются установки и оборудование для отделения воды в соответствии с требованиями безопасности нормами проектирования и обеспечивают:

  1. подготовку продукции скважин (нефтяной эмульсии) к разделению перед поступлением в отстойные аппараты;

  2. сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

  3. предварительное обезвоживание нефти.

356. Размещение оборудования установки предварительного сброса пластовых вод (УПС) производится в соответствии с проектом, правилами и нормативами.

357. Оборудование, аппаратура и трубопроводы УПС обеспечиваются антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией в соответствии с проектом и нормами.

358. Для безопасной эксплуатации УПС непосредственно на НГМ, защита оборудования, аппаратов от превышения давления предусматривается установкой системы предохранительных клапанов в соответствии с технической эксплуатационной документацией изготовителя и нормами проектирования.

359. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению предусматривается подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

360. Предварительное обезвоживание нефти осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.



Подраздел 13. Дожимные насосные станции
361. Для безопасной эксплуатации на дожимных насосных станциях (ДНС) в зависимости от схемы разработки месторождения, необходимо предусматривать:

  1. компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в технологическом модуле;

  2. сепарацию нефти с предварительным отбором газа;

  3. учет нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и участкам;

  4. предварительное обезвоживание продукции скважин и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах, обеспечивающих закачку в продуктивные пласты без дополнительной обработки.

362. Состав ДНС и характеристика оборудования определяется в соответствии с нормами проектирования и характеристикой пластового флюида.

363. Горизонтальные технологические емкости и резервуары должны соответствовать рабочему давлению сепарации и требованиям безопасности.

364. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.

365. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов трубопроводов.

366. ДНС предусматривается в блочном, взрывопожаробезопасном исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.

367. Отвод газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях для аварийного сжигания осуществляться на факельную установку.




<< предыдущая страница   следующая страница >>
Смотрите также:
Правила промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений в Республике Казахстан Раздел Общие положения Подраздел Область применения
3279.64kb.
14 стр.
Закон Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года №314-іі «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах»
54.61kb.
1 стр.
Требования промышленной безопасности при нефтегазодобыче на море Раздел Общие положения
2032.3kb.
9 стр.
Прогноз крупнЫх месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России
606.48kb.
3 стр.
Требования промышленной безопасности в коксохимическом производстве Общие положения
713.63kb.
4 стр.
Серия 03 Документы межотраслевого применения по вопросам промышленной безопасности и охраны недр
1325.52kb.
17 стр.
Факультеты и кафедры
88.08kb.
1 стр.
Закон Республики Казахстан от 19 июня 1995 года №2337 о правовом положении иностранцев Раздел I. Общие положения Статья 1
166.04kb.
1 стр.
Интенсификация процессов очистки продукции скважин от сероводорода и меркаптанов
277.06kb.
1 стр.
Кодекс Республики Казахстан от 9 июля 2003 года n 481 Общая часть Раздел Общие положения Глава Основные положения
1461.47kb.
7 стр.
Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов
431.01kb.
3 стр.
Эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов
331.68kb.
1 стр.