Оставьте ссылку на эту страницу в соцсетях:

Поиск по базе документов:

 

Утверждены

Приказом Министерства

топлива и энергетики

Российской Федерации

от 12 июля 1996 г. N 178

 

Утверждаю

Член коллегии

Госгортехнадзора России,

Начальник Управления

по надзору в нефтяной и

газовой промышленности

Ю.А.ДАДОНОВ

12 июля 1996 года

 

Согласовано

Постановлением Президиума

Российского Совета профсоюза

работников нефтяной и газовой

отраслей промышленности

и строительства

от 12 июля 1996 г. N 4

 

ТИПОВЫЕ ИНСТРУКЦИИ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. - председатель комиссии, Лесничий В.Ф. - зам. председателя комиссии, Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. - члены комиссии.

Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны Научно - техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО "ЛУКОЙЛ". Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО "ЛУКОЙЛ" и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам.

Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций.

Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ.

Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководством по его эксплуатации.

Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года инструкции подлежат переизданию.

В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес Научно - технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ "Промышленная безопасность") по адресу:

103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5.

 

Список сокращений

 

    ВЧ     - военизированная часть по предупреждению возникновения

             и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

    ВГСС   - военизированная газоспасательная служба

    ГТН    - геолого - технический наряд

    ДГСД   - добровольная газоспасательная дружина

    КРС    - капитальный ремонт скважин

    КИП    - контрольно - измерительные приборы

    ЛООС   - лаборатория охраны окружающей среды

    ПРС    - подземный ремонт скважин

    ПЛА    - план ликвидации возможных аварий

    ПДК    - предельно допустимая концентрация

    ППР    - планово - предупредительный ремонт

    ПВР    - прострелочно - взрывные работы

    СЭС    - санитарно - эпидемиологическая станция

    СИЗ    - средства индивидуальной защиты

    СКЗ    - средства коллективной защиты

    СЗР    - средства защиты работающих

    НГДУ   - нефтегазодобывающее управление

    ФУМ    - фторопластовый уплотнительный материал

    УБР    - управление буровых работ

    СИЗОД  - средства индивидуальной защиты органов дыхания

    НКПВ   - нижний концентрационный предел воспламенения

    ПУЭ    - Правила устройства электроустановок

    ЦДС    - центрально - диспетчерская служба

    ПТЭ МГ - Правила технической эксплуатации магистральных

             газопроводов

    ГПУ    - газопромысловое управление

    УКПГ   - установка комплексной подготовки газа

    ИТР    - инженерно - технические работники

    ДИКТ   - диафрагменный измеритель критического течения

    НТС    - низкотемпературная сепарация

    УЭН    - установка электрическая насосная

    УГПН   - установка гидропоршневая

    УЭЦН   - установка электроцентробежная насосная

    НКТ    - насосно - компрессорные трубы

    ВМ     - взрывчатые материалы

    АВПД   - аномально высокие пластовые давления

    ПВА    - прострелочно - взрывной аппарат

 

1. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ

И ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

 

1.1. Общие требования

 

Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к конструкции основного и вспомогательного оборудования и технологии эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Правилами устройства электроустановок", "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" и другими соответствующими нормативно - техническими и руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

1.1.1. К эксплуатации и ремонту фонтанных и газлифтных скважин допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение, а также проверку знаний по безопасной эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин.

1.1.2. Персонал, допущенный к эксплуатации и ремонту скважин, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.

1.1.3. При эксплуатации и ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен знать правила безопасности при работе в среде, содержащей сероводород, и приемы оказания первой помощи пострадавшим. При заходе в рабочую зону обслуживающий персонал должен иметь:

- индивидуальные средства защиты органов дыхания (изолирующий аппарат);

- газосигнализатор сероводорода.

1.1.4. Работники, нарушившие требования настоящей Отраслевой инструкции, несут ответственность в установленном законом порядке.

 

1.2. Требования к оборудованию и приспособлениям

 

1.2.1. Оборудование устья скважины

 

1.2.1.1. Обсадные колонны нефтяных скважин должны быть обвязаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки.

1.2.1.2. Конструкция колонной головки должна обеспечивать возможность контроля давления в межтрубном пространстве обсадных колонн и закачки рабочего агента.

1.2.1.3. Устье фонтанной или газлифтной скважины оборудуется фонтанной арматурой и манифольдом, рабочее давление которых должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины, но не менее давления опрессовки колонны. Схема сборки арматуры и манифольда должна утверждаться в установленном порядке.

1.2.1.4. Конструкция трубной головки должна обеспечивать возможность подвески лифтовых труб, контроля давления и подачи рабочего агента в затрубное пространство (кольцевое) через боковые отводы головки.

1.2.1.5. Конструкция фонтанной арматуры должна предусматривать места для установки манометров и термометров.

1.2.1.6. Между манометром и фонтанной арматурой должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее установку и снятие манометра при наличии давления в арматуре.

1.2.1.7. На тройниках, крестовинах, катушках, корпусах запорных устройств фонтанной арматуры на видном месте должны быть рельефно обозначены величины рабочего давления и условного прохода, а при условии необходимости - направление потока.

1.2.1.8. На корпусе колонной головки должны быть два боковых отвода с запорными устройствами.

1.2.1.9. Конструкция уплотнения фланцевых, резьбовых и других соединений должна обеспечивать их герметичность при рабочих давлениях и температуре.

1.2.1.10. Конструкция манифольда должна позволять вести управление направлениями движения продукции пласта и рабочих агентов по всем гидравлическим каналам скважины, обеспечивать связь их с выкидным трубопроводом и свечой.

1.2.1.11. Конструкция фонтанной арматуры совместно с манифольдом должна позволять производить безопасную смену штуцера.

1.2.1.12. Маховики и штурвалы управления запорными устройствами должны соответствовать требованиям ГОСТ.

1.2.1.13. Запорные устройства фонтанной арматуры и манифольда должны иметь указатели положения затвора (открыт - закрыт).

1.2.1.14. Конструкция запорных устройств, находящихся под давлением, должна обеспечивать безопасное нагнетание уплотнительной пасты, смазки и смену сальниковых уплотнителей.

1.2.1.15. Нефте- и газопроводы, относящиеся к обустройству фонтанных и газлифтных скважин, должны сооружаться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой.

Фланцевые и муфтовые резьбовые соединения допускаются только в местах установки запорных устройств, обратных клапанов и другой арматуры.

1.2.1.16. Выкидные линии скважины, работающей с температурой рабочей жидкости 80 град. C и более, должны оборудоваться температурными компенсаторами.

1.2.1.17. Станцию управления фонтанной арматурой и клапанами - отсекателями следует устанавливать на расстоянии 30 - 35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять.

1.2.1.18. Воздуховоды, импульсные трубки управления, сигнальные кабельные линии, соединяющие станцию управления со скважиной, должны быть уложены в траншеи, герметизированы от попадания осадков и скопления агрессивных сред. На переувлажненных почвах прокладывать линии управления следует на стойках высотой 40 см от поверхности земли или зеркала воды.

 

1.2.2. Газораспределительная батарея

 

1.2.2.1. Газораспределительные батареи, размещенные в закрытых помещениях, должны оснащаться приборами и аппаратурой во взрывоопасном исполнении.

1.2.2.2. Помещение, где размещена газораспределительная батарея и где находится обслуживающий персонал, должно быть оборудовано принудительной приточно - вытяжной вентиляционной системой и оснащено газоанализатором с предупреждающей сигнализацией.

Помещение без постоянно обслуживающего персонала должно оборудоваться дверями, оснащенными блокирующими замками, открытие которых происходит только по истечении необходимого времени после включения принудительной вентиляции.

Время выдержки зависит от объема помещения, учитывая пятикратный обмен его от момента начала работы вентиляционной установки до момента снятия блокировки с замков дверей.

1.2.2.3. Ширина рабочего прохода для обслуживания приборов и другого оборудования газораспределительной батареи должна быть равна 0,75 м.

1.2.2.4. Трубопроводы газораспределительных батарей, проложенные понизу, должны размещаться в лотках и перекрываться ходовыми настилами.

1.2.2.5. Сосуды и аппараты газораспределительных батарей, работающие под давлением (емкости, холодильники, баки продувки и т.п.), должны изготавливаться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

1.2.2.6. На газопроводе, отходящем от газораспределительной батареи к скважине, должны устанавливаться запорная и разгрузочная задвижки, а также обратный клапан.

1.2.2.7. Разгрузочная линия от каплеотбойника и газопроводов, идущая к скважинам, должна оборудоваться свечой, стояк которой устанавливается от газораспределительной батареи на расстоянии 10 м и более. Стояк должен иметь обвалование.

 

1.2.3. Клапаны - отсекатели

 

1.2.3.1. Необходимость применения на фонтанных скважинах устьевых и скважинных клапанов - отсекателей обосновывается в проектных документах на обустройство скважин, утвержденных в установленном порядке.

1.2.3.2. Фонтанные скважины с дебитом жидкости 400 т/сут. нефти или 500 тыс. куб. м/сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта или железнодорожного полотна с пассажирским движением поездов, а также фонтанные скважины, в продукции которых содержится сероводород более 5% по объему в газовой фазе, независимо от их местоположения, оборудуются скважинными клапанами - отсекателями.

1.2.3.3. Клапаны - отсекатели, устанавливаемые на фонтанной арматуре или манифольде, должны обеспечивать четкое срабатывание в заданных параметрах и не иметь выступающих наружу корпуса подвижных деталей.

1.2.3.4. На корпусах клапанов - отсекателей на видном месте должны быть рельефно обозначены величины рабочего давления и условного прохода с указанием направления потока.

1.2.3.5. Станция управления фонтанной арматурой и клапанами - отсекателями (наземными и внутрискважинными) должна иметь надежное заземление и не создавать опасных ситуаций для обслуживающего персонала при пусконаладочных и профилактических работах.

 

1.2.4. Оборудование для производства канатных работ

на фонтанных и газлифтных скважинах

 

1.2.4.1. Кабина оператора (машиниста) лебедки должна располагаться с левой стороны барабана лебедки, смотровые окна кабины лебедки должны обеспечивать оператору хорошую видимость, иметь стеклоочистители, давать возможность наблюдения за работой кабельного ролика, расположенного на головке лубрикатора, и оттяжного ролика, закрепленного на фонтанной арматуре.

1.2.4.2. Попадание брызг жидкости на стекла кабины оператора при наматывании и сматывании кабеля (проволоки) с барабана лебедки недопустимо.

1.2.4.3. Барабан гидролебедки должен быть оборудован кабелеукладчиком, надежно работающим при производстве работ, связанных с нанесением ударов механическим и гидравлическим яссами.

1.2.4.4. Пульт управления лебедки должен иметь индикатор нагрузки на канат (проволоку), указатель глубины нахождения инструмента в скважине, тахометры, показывающие число оборотов барабана лебедки и двигателя внутреннего сгорания - силовой установки лебедки, манометра, показывающего давление масла в системе управления.

1.2.4.5. Выхлопная труба силового двигателя внутреннего сгорания лебедки должна быть обеспечена искрогасителем и располагаться таким образом, чтобы выхлопные газы не попадали в кабину оператора.

1.2.4.6. Превентор и лубрикатор должны иметь паспорт с указанием максимально допустимого давления.

1.2.4.7. В комплекс канатного инструмента должна входить монтажная мачта с грузоподъемным механизмом для производства работ на устье скважины. Монтажная мачта должна быть обеспечена системой крепления ее к корпусу фонтанной арматуры.

 

1.3. Требования безопасности при выполнении

технологических операций

 

1.3.1. Спуск и подъем лифтовой колонны, оборудованной пакером, должен проводиться со скоростью, не вызывающей интенсивного излива жидкости глушения через затрубное и трубное пространство.

1.3.2. Установка пакера и его срыв должны производиться только под наблюдением мастера, а при осложнении - под наблюдением мастера по сложным работам. После установки пакера компоновка опрессовывается и составляется акт.

1.3.3. Монтаж и спуск внутрискважинного оборудования, предусматривающего установку клапана - отсекателя, должен производиться специально обученной бригадой.

1.3.4. Фонтанная арматура и манифольд до установки на скважине должны быть опрессованы в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом.

Фонтанная арматура совместно с манифольдом после монтажа на скважине должны быть опрессованы на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

1.3.5. Фонтанная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться в полном соответствии требованиям технических условий на изготовление и поставку арматуры.

1.3.6. Выкидные линии фонтанной арматуры, расположенные на высоте, должны быть установлены на надежно укрепленные опоры, удерживающие их от падения при ремонтных работах.

1.3.7. Перед сменой штуцера или других работ на одной из струн (после перевода струн на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) необходимо снизить давление в струне за штуцером до атмосферного.

1.3.8. Обвязка скважины и аппаратуры, а также газопроводы, связанные со скважиной, должны, в случае необходимости, отогреваться только паром или горячей водой.

1.3.9. Трубопроводы, трапы, сепараторы, конденсатосборники должны продуваться через отводные линии на свечу. При продувке сосудов и трубопроводов жидкость из них должна поступать только в технологические емкости.

1.3.10. В процессе эксплуатации скважины работоспособность клапана - отсекателя должна периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода - изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

1.3.11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры и манифольда под давлением запрещается.

1.3.12. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с требованиями проекта и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием.

1.3.13. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна и устьевое оборудование должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление и проверены на плотность.

1.3.14. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть опрессованы давлением, на 25% превышающим максимальное рабочее давление.

1.3.15. Осмотр всех технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры проводится ежемесячно с записью результатов проверки, регистрируемых в вахтовом журнале.

Контроль за состоянием и работоспособностью системы пожаротушения, освещения, вентиляции, аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, системы связи и телемеханики проводится по утвержденному порядку.

1.3.16. Лебедка для производства канатных работ на фонтанных и газлифтных скважинах должна устанавливаться на расстоянии 20 - 25 м от устья скважины с таким расчетом, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел ролик с гидротрансформатором, прикрепленным к фонтанной елке.

1.3.17. Обслуживающему персоналу при работе лебедки находиться в зоне лебедка - устье скважины, вне кабины, строго запрещается.

1.3.18. При отсутствии или неисправности измерительных приборов на пульте оператора гидрофицированной лебедки проводить канатные работы на скважине запрещается.

1.3.19. Глубинные измерения и любые другие канатные работы в работающих фонтанных и газлифтных скважинах, не оборудованных лубрикатором, запрещается.

Лубрикатор должен быть только заводского изготовления, и его паспортные характеристики должны соответствовать параметрам фонтанной арматуры, установленной на скважине.

1.3.20. Демонтаж лубрикатора и его зарядка инструментами для производства канатных работ должны производиться при условии наличия на лубрикаторе манифольда с устройством для снижения давления в лубрикаторе до атмосферного.

1.3.21. Для производства канатных работ на фонтанной и газлифтной скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка, отвечающая требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а все работы, связанные со сменой канатного инструмента и приборов, должны вестись только с применением монтажной мачты или другого вспомогательного грузоподъемного механизма.

1.3.22. Все работы, связанные с ремонтом оборудования и его обслуживанием в помещении газораспределительной батареи, должны проводиться только при работающей вентиляционной системе.

Работы по смене оборудования под давлением вести запрещается.

 

2. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАЦИОНАРНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ

СТАНЦИЙ ДЛЯ ГАЗЛИФТА И ЗАКАЧКИ ГАЗА В ПЛАСТ

 

2.1. Общие положения

 

2.1.1. Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к конструкции основного и вспомогательного оборудования и технологии эксплуатации компрессорных станций для газлифта и закачки в пласт углеводородных газов с давлением до 50 МПа. По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Правилами устройства электроустановок", "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" и другими соответствующими нормативно - техническими и руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

Применение импортных комплектных компрессорных установок должно быть согласовано с Госгортехнадзором России, а их эксплуатация должна осуществляться в соответствии с технической документацией фирмы - поставщика.

2.1.2. Предприятием, эксплуатирующим установки, конструкция и размещение которых не позволяют привести их к требованиям настоящей Инструкции, разрабатываются дополнительные меры по повышению безопасности эксплуатации. Дополнительные мероприятия утверждаются главным инженером предприятия и согласовываются с организацией - автором проекта компрессорной установки, отраслевым проектным институтом, местными органами госгортехнадзора и соответствующими органами профсоюза.

2.1.3. Эксплуатация компрессорных установок должна осуществляться по инструкциям заводов - изготовителей и технологическим регламентам для данного производства.

2.1.4. Инструкции по эксплуатации компрессорных установок должны быть вывешены на рабочих местах, а также выданы под расписку обслуживающему персоналу.

2.1.5. Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего компрессорные установки, должна осуществляться не реже чем через 12 мес. Результаты проверки должны оформляться протоколом.

2.1.6. К самостоятельной работе по обслуживанию компрессорных установок, работающих на взрывоопасных и токсичных газах, допускаются лица не моложе 18 лет, признанные годными по состоянию здоровья, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания компрессорных установок.

2.1.7. Выбор типа исполнения и варианта размещения электродвигателей, пусковой аппаратуры, светильников искусственного освещения, средств автоматизации, силовой и осветительной сетей должен осуществляться в зависимости от класса помещения, категории и группы взрывоопасной среды и соответствовать требованиям действующих правил.

2.1.8. Для работы в колодцах, где возможно скопление газов, необходимо применение шланговых противогазов. При этом продолжительность непрерывной работы не должна превышать 15 мин. с последующим отдыхом на воздухе в течение 15 мин. Перед выдачей противогаза персонал должен быть обучен руководителем работ правильному их применению.

2.1.9. Руководитель работ (мастер, бригадир) обязан следить за тем, чтобы:

- средства индивидуальной защиты (СИЗ) и противогаз выдавались своевременно и имели соответствующие защитные свойства, тип и размер;

- СИЗ, противогаз и предохранительные приспособления были своевременно испытаны;

- рабочие использовали СИЗ и приспособления только по назначению.

2.1.10. Работа на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также использование неисправных СИЗ запрещается.

2.1.11. Запрещается допускать к работе лиц, находящихся в алкогольном и наркотическом опьянении, утомленном и болезненном состоянии.

2.1.12. Предприятие на основе настоящей Инструкции с учетом особенностей местных условий должно разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала.

2.1.13. Вступление персонала на дежурство и уход с дежурства должны производиться с соблюдением требований правил внутреннего распорядка. При вступлении на дежурство персонал обязан ознакомиться с записями в сменном журнале и проверить исправность обслуживаемых установок и относящегося к ним оборудования, а также исправность аварийного освещения и сигнализации для вызова администрации. В случае обнаружения неисправности принять меры к их устранению.

2.1.14. Прием и сдача дежурства должны оформляться начальником смены (старшим по смене) записью в журнале, подтвержденной подписью старшего по смене, с указанием результатов проверки установок и относящегося к ним оборудования. Рабочие места должны иметь плакаты и предупредительные знаки по технике безопасности согласно выполняемой работе.

2.1.15. Каждая компрессорная установка должна иметь следующую документацию:

- описание конструкции и руководство по обслуживанию;

- чертежи общего вида и основных узлов оборудования;

- паспорта сосудов, подлежащих регистрации в органах госгортехнадзора;

- паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту вентиляционных установок;

- журналы ревизии КИП, средств автоматики и блокировки;

- журнал осмотра, проверки состояния и ремонта трубопроводов;

- схемы коммуникационных линий трубопроводов и размещения арматуры;

- схемы газовых линий в обвязке установок;

- схемы устройств и систем ручного и автоматического управления, контроля, сигнализации, блокировки и аварийной остановки;

- инструкции предприятия по безопасности труда;

- план ликвидации аварий (ПЛА);

- графики планово - предупредительных осмотров и ремонтов оборудования.

На фронтальной части каждой установки должна быть прикреплена металлическая табличка со следующими данными:

- наименование завода - изготовителя;

- заводской номер установки;

- год выпуска;

- рабочее давление и температура рабочего агента;

- пробное гидравлическое давление;

- поверхность нагрева.

2.1.16. В помещениях компрессорных установок запрещается размещать аппаратуру и оборудование, технологически и конструктивно не связанные с компрессорами.

2.1.17. Помещение, в котором размещено компрессорное оборудование, должно соответствовать требованиям действующих СНиП и "Санитарным нормам проектирования промышленных предприятий".

2.1.18. При применении подъемно - транспортных средств и механизмов необходимо соблюдать меры, обеспечивающие их безопасную эксплуатацию во взрыво- и пожароопасных помещениях.

2.1.19. Электрические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и на наружных установках, должны иметь исполнение, соответствующее категориям и группам применяемых сред в соответствии с правилами.

 

2.2. Основные требования к оборудованию

 

2.2.1. Компрессорные установки

 

2.2.1.1. Передача движения от двигателя к компрессорам, работающим на взрывоопасных газах, может осуществляться через муфту, редуктор и в виде исключения через клиноременное устройство. Применение плоскоременных передач не допускается. Допускается непосредственная посадка ротора электродвигателя на вал компрессора, при этом уровень защиты электродвигателя должен соответствовать нормам.

2.2.1.2. Если компримируемый газ является одновременно токсичным и взрывоопасным, то компрессорная установка должна удовлетворять требованиям, предъявляемым к компрессорным установкам, работающим как на токсичном, так и на взрывоопасном газе.

2.2.1.3. Не разрешается применять компрессорную установку для сжатия газа, отличающегося от того, который был предусмотрен проектом, без согласования с заводом - изготовителем и организацией - исполнителем технического проекта установки.

2.2.1.4. Компрессорные установки должны иметь устройства для предотвращения попадания смазочных масел на пол.

2.2.1.5. Размещение оборудования компрессорных установок, щитов управления и приборов должно обеспечивать безопасность и удобство их обслуживания, эксплуатации и ремонта в производственных условиях.

2.2.1.6. В компрессорных установках, работающих на взрывоопасных газах, при применении рычагов, цепных колес, кулачков и шарнирных соединений для привода арматуры должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие надежную защиту от искрения в трущихся частях и при ударах.

2.2.1.7. В компрессорных установках должен быть предусмотрен отвод газа из сальников, фонарей, бака системы промывки сальников, успокоительного бака на сливе конденсата (воды) и масла от продувок, маслоотстойника в соответствии с требованиями, изложенными в п. 2.2.1.13 настоящей Инструкции. Указанные узлы должны быть герметичными.

2.2.1.8. Узлы компрессорной установки, в которых могут скапливаться конденсат и масло, должны продуваться в бак продувок для отделения конденсата и масла от газа.

Бак продувок должен быть соединен со всасывающей линией I ступени и атмосферой в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и иметь устройство, препятствующее одновременному соединению бака с газовой коммуникацией и атмосферой.

2.2.1.9. Компрессорные установки должны иметь на линии всасывания I ступени сдвоенную запорную арматуру с воздушником.

Компрессорные установки должны иметь сдвоенную запорную арматуру с воздушником на выходной линии газа после последней ступени, из которой предусмотрен отбор газа.

2.2.1.10. Бак продувок высокого давления, сообщенный постоянно с линией всасывания I ступени, должен быть снабжен предохранительным клапаном, рассчитанным в соответствии с требованиями настоящей Инструкции, со сбросом газа в атмосферу.

2.2.1.11. Трубопровод продувки аппаратов должен рассчитываться до запорного органа включительно на рабочее давление ступени; за запорным органом до бака продувок - газодинамическим расчетом, а при условии прохода газа через все полностью открытые продувочные запорные органы и за баком продувок - на давление предохранительного клапана, установленного на баке продувок.

2.2.1.12. В компрессорных установках должен обеспечиваться аварийный сброс давления (газа) в атмосферу или факельную систему через запорную арматуру и глушитель (или без него) с нагнетательной линии последней ступени. Компрессорные установки, работающие с отбором газа после какой-либо промежуточной ступени с разрывом внутрикомпрессорной коммуникации, должны иметь аварийный сброс из линии нагнетания этой ступени. Запорная арматура должна устанавливаться до глушителя.

2.2.1.13. Во всех случаях сброс газа из баков продувок, предохранительных клапанов, установленных на баках продувок, и других узлов компрессорной установки, а также сброс газов, отводимых из сальников, должен осуществляться в специально закрытую систему с давлением не более 500 мм вод. ст., позволяющую осуществить возврат продуктов обратно в производство или на факел.

2.2.1.14. При продувке компрессорной установки инертным газом сброс газовой смеси в атмосферу должен осуществляться в соответствии с требованиями, изложенными в п. 2.2.1.13 настоящей Инструкции.

 

2.2.2. Арматура и трубопроводы

 

2.2.2.1. Подземная и канальные прокладки газопроводов в помещении компрессорной установки не допускаются.

2.2.2.2. На трубопроводах, подводящих и отводящих газ от компрессорной установки, должна быть установлена запорная арматура. Запорные устройства должны быть снабжены приводами с ручным и дистанционным управлением, позволяющими быстро прекратить подачу газовых смесей.

Первой со стороны компрессора должна устанавливаться арматура с дистанционным управлением, второй - с ручным управлением.

Арматура на линиях аварийного сброса давления должна иметь, кроме ручного, обязательно дистанционное управление. При этом из двух стоящих последовательно вентилей дистанционное управление должен иметь второй (по ходу газа) вентиль.

 

2.2.3.  Сосуды и аппараты компрессорных станций,

работающие под давлением

 

2.2.3.1. Сосуды и аппараты компрессорных станций, работающие под давлением (емкости, холодильники, баки продувки и т.п.), должны изготавливаться в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

2.2.3.2. Сосуды и аппараты компрессорных установок должны иметь штуцеры, позволяющие присоединить линии воды, пара или инертного газа для промывки и продувки.

2.2.3.3. Между сосудом и предохранительным клапаном не должно быть запорного устройства.

2.2.3.4. Сосуды и аппараты компрессорных установок после изготовления и ремонта необходимо испытать в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением". Испытание цилиндров компрессоров после изготовления и ремонта должно осуществляться в соответствии с требованиями завода - изготовителя или ведомственных нормативных документов.

2.2.3.5. Сосуды и аппараты компрессорных установок перед пуском после монтажа и капитального ремонта, после гидравлического испытания должны подвергаться испытанию на герметичность. Испытание на герметичность проводится инертным газом или воздухом под давлением по собранным участкам коммуникаций и аппаратуры. При этом герметичность всех разъемных соединений проводится с помощью мыльного раствора или другими надежными способами. При обнаружении пропусков давление должно быть снято и неисправности устранены.

2.2.3.6. Допускается испытание на герметичность совмещать с испытанием компрессорной установки под нагрузкой инертным газом или воздухом при условии достижения во всех элементах коммуникаций полного рабочего давления.

2.2.3.7. При достижении в испытываемом сосуде и аппарате рабочего давления подачу инертного газа или сжатого воздуха прекращают, устанавливают наблюдение за падением давления в течение не менее 4 ч при периодической проверке и не менее 24 ч для вновь устанавливаемого оборудования.

Результаты испытания на герметичность считаются удовлетворительными, если падение давления за 1 ч не превышает 0,2% для вновь устанавливаемых сосудов и аппаратов и 0,5% - для сосудов и аппаратов, подвергаемых повторному испытанию.

 

2.2.4. Предохранительные устройства

 

2.2.4.1. Каждая ступень компрессора должна снабжаться предохранительным клапаном.

2.2.4.2. Предохранительный клапан должен устанавливаться в местах с наименьшей пульсацией давления газа с учетом теплового эффекта при дросселировании. Если газ при дросселировании охлаждается до низких (минусовых) температур, его нужно отводить к предохранительному клапану до охлаждения в холодильнике.

2.2.4.3. Предохранительные клапаны и компрессорные установки должны быть рассчитаны и тарированы на предельно допустимое превышение рабочего давления в ступени с избыточным давлением до 3 кгс/кв. см включительно не более чем на 0,5 кгс/кв. см; с давлением от 3 до 60 кгс/кв. см не более чем на 15%; с давлением свыше 60 кгс/кв. см не более чем на 10%.

Пропускная способность предохранительного клапана при этом давлении не должна быть меньше производительности компрессора.

2.2.4.4. Компрессорные установки должны быть снабжены обратными клапанами, устанавливаемыми на линии нагнетания последней ступени до запорной арматуры.

 

2.2.5. Контрольно - измерительные приборы

 

2.2.5.1. Компрессорные установки и другие узлы компрессорных станций должны быть снабжены необходимыми контрольно - измерительными приборами (манометры, термометры, расходомеры и др.), обеспечивающими их безаварийную работу.

2.2.5.2. Шкалы приборов должны быть четкими и хорошо видными. Должно быть обеспечено освещение приборов и удобство наблюдения за ними.

2.2.5.3. Манометры следует выбирать по ГОСТ 2405-88.

На циферблате манометра должна быть нанесена красная черта через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению.

2.2.5.4. Каждая ступень компрессоров с давлением газа выше 100 кгс/кв. см должна быть снабжена двумя манометрами, установленными до холодильника и после. При кожухотрубчатых холодильниках с потоком газа между трубками манометр должен быть установлен до холодильника.

2.2.5.5. Контрольно - измерительные электроприборы нормального исполнения должны устанавливаться в изолированных от взрывоопасной среды помещениях. Допускается установка таких приборов во взрывоопасных помещениях и наружных установках внутри герметичных щитов, продуваемых воздухом или инертным газом под избыточным давлением с выбросом его в атмосферу, или при включении контактов электроконтактных приборов и аппаратуры в искробезопасные цепи.

2.2.5.6. Полностью автоматизированные компрессорные установки, работающие на взрывоопасных и токсичных газах, должны иметь приборы, сигнализирующие о появлении механических неисправностей и отключающие устройства.

 

2.2.6. Требования к продувке инертным газом

 

2.2.6.1. Компрессорные установки должны быть обеспечены продувочным инертным газом.

2.2.6.2. Количество инертного газа для каждой продувки, определяемое числом машин, подлежащих одновременной продувке, их емкостью и длительностью продувки, должно быть достаточным для снижения концентрации сжимаемого газа в установке до санитарных норм.

2.2.6.3. Содержание кислорода в инертном газе и степень его осушки должны соответствовать требованиям, устанавливаемым отраслевыми нормами или регламентом для данного производства.

2.2.6.4. Продолжительность продувки оборудования компрессорной установки инертным газом должна быть указана в инструкции завода - изготовителя и обеспечивать продувку застойных участков трубопроводов и емкостей на тупиках.

2.2.6.5. Давление продувочного инертного газа должно быть выше атмосферного, но не более давления, указанного в технологических регламентах для арматуры, аппаратов, цилиндров и трубопроводов на линии всасывания I ступени компрессорной установки.

2.2.6.6. Если давление продувочного инертного газа превышает давление на линии всасывания I ступени компрессорной установки, на линии подвода продувочного газа должны быть установлены следующие устройства (последовательно, считая по ходу продувочного газа): ручной запорный вентиль, редукционный вентиль с ручным приводом, предохранительный клапан, обратный клапан, съемный участок газопровода и ручной запорный вентиль.

Если давление продувочного инертного газа равно давлению на линии всасывания I ступени компрессорной установки или меньше, на линии подвода продувочного газа должны быть установлены (последовательно, считая по ходу продувочного газа): ручной запорный вентиль, обратный клапан, съемный участок газопровода и ручной запорный вентиль.

После продувки съемный участок трубопровода должен быть снят, а на арматуре установлены заглушки.

2.2.6.7. Продувка компрессорной установки инертным газом может осуществляться от основного двигателя или от валоповоротного устройства в соответствии с инструкцией по эксплуатации компрессорной установки.

 

2.2.7. Система автоматизации

 

2.2.7.1. Автоматизированные компрессорные установки должны быть снабжены также устройствами для ручного управления.

2.2.7.2. Системы автоматизации компрессорных установок должны иметь кнопки "Стоп", позволяющие осуществлять остановку компрессора как с местного щита компрессора, так и с центрального пункта управления.

2.2.7.3. Автоматические устройства (блокировки) не должны допускать включение двигателя компрессора:

а) при давлении во всасывающей линии компрессора, работающего на взрывоопасном газе, ниже заданного;

б) при давлении в магистрали охлаждающей воды ниже допустимого при открытом сливе и при расходе воды ниже допустимого при закрытых системах;

в) при давлении масла ниже допустимого в системе циркуляционной смазки (в компрессорных установках, сжимающих токсичные газы, также при снижении давления масла в системе промывки сальников);

г) при зацеплении валоповоротного механизма с валом компрессора;

д) без предварительной продувки воздухом кожуха двигателя компрессора в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

е) без предварительного пуска электродвигателей приводов лубрикаторов системы смазки цилиндров и сальников;

ж) при давлении воздуха в системе устройств вентиляционной обдувки ниже допустимого.

2.2.7.4. Автоматические устройства (блокировки) должны останавливать двигатель компрессора:

а) при падении давления во всасывающей линии компрессора ниже заданного минимума;

б) при повышении давления сжатия на выходе из компрессора выше допустимого;

в) при падении давления в магистрали охлаждающей воды ниже допустимого при открытом сливе и снижении расхода для закрытых систем охлаждения;

г) при падении давления масла ниже допустимого в системе циркуляционной смазки (в компрессорных установках, сжимающих токсичные газы, также при снижении давления масла в системе промывки сальников);

д) при повышении температуры коренных подшипников для компрессоров с поршневым усилием более 10 тс выше значения, установленного паспортом;

е) при понижении давления воздуха в системе устройств вентиляционной обдувки ниже допустимого;

ж) при выключении электродвигателя лубрикаторов системы смазки цилиндров и сальников.

 

2.2.8.  Требования к уровню шумов и вибрации

 

2.2.8.1. Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин, приведенных ниже:

 

    Число колебаний             < 200        200 - 400     > 400

    фундамента в мин.

 

    Допустимая амплитуда     0,25; 0,30 <*>     0,20        0,15

    колебаний фундамента

    по его верхней грани, мм

--------------------------------

<*> Для фундаментов высотой более 5 м (от его подошвы).

 

2.2.8.2. Допустимые максимальные амплитуды вибраций основных трубопроводов и межступенчатых аппаратов составляют 0,20 мм при частоте до 40 Гц.

Амплитуды колебаний собственно компрессора должны ограничиваться теми же пределами, что амплитуды колебаний фундамента, указанные в п. 2.2.8.1 настоящей Инструкции.

Параметры вибраций, возбуждаемых работающими компрессорами, на постоянных рабочих местах в помещениях компрессорных установок должны быть не более значений, допустимых "Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий".

2.2.8.3. Уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе компрессоров не должен превышать 85 дБ.

 

2.3. Эксплуатация и ремонт

 

2.3.1. Перед пуском компрессора с местного щита управления машинист обязан дать предупредительный сигнал начальнику смены или оператору о пуске компрессора и только после получения ответного сигнала, подтверждающего готовность технологической линии и разрешающего пуск компрессора, можно включать его главный двигатель.

Непосредственно перед пуском компрессора должен быть включен предупредительный сигнал для обслуживающего персонала.

2.3.2. Аварийная остановка должна быть осуществлена немедленно без разгрузки компрессора.

Неработающая компрессорная установка должна быть отключена от цеховых газовых коллекторов и давление с нее снято. После аварийной остановки компрессора необходимо немедленно перекрыть задвижки на линиях, соединяющих его с цеховыми коллекторами, и сбросить давление во всей газовой системе установки.

2.3.3. При длительных остановках компрессора и остановках на ремонт отключение его трубопроводов от цеховых коллекторов выполняют с помощью двух запорных вентилей с открытием воздушников между ними. Если на линии всасывания предусмотрен гидрозатвор, отключение от коллектора осуществляется гидрозатвором.

2.3.4. Компрессор должен быть немедленно остановлен в случае:

а) отказа средств защиты компрессора (блокировки), перечисленных в п. 2.2.7.3 настоящей Инструкции;

б) нарушения уплотнений и утечки газа;

в) появления посторонних стуков и ударов в компрессоре и в двигателе или обнаружения их неисправности, которая может привести к аварии;

г) перегрузки главного двигателя (высокая температура обмоток двигателя);

д) выхода из строя контрольно - измерительных приборов компрессорной установки, в случаях невозможности замены их на работающей установке;

е) отсутствия освещения;

ж) пожара.

2.3.5. Остановка компрессорной установки на ремонт или на длительное время должна осуществляться после продувки ее оборудования инертным газом, затем воздухом.

2.3.6. Компрессорные установки, работающие на взрывоопасном газе, необходимо продувать инертным газом перед пуском:

а) после ремонта;

б) после вскрытия для осмотра или ремонта хотя бы одного узла, работающего в среде взрывоопасного газа;

в) после длительной остановки.

2.3.7. Все контрольно - измерительные приборы должны систематически проверяться по специальной инструкции и графику, утвержденным главным инженером предприятия.

2.3.8. Проверка и обслуживание манометров должны соответствовать требованиям инструкций и правил Государственного комитета стандартов. Проверку манометров с их опломбированием или клеймением надо выполнять не реже одного раза в 12 месяцев, кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев предприятие должно проводить дополнительную проверку рабочих манометров с помощью контрольного манометра с записью результатов в журнал контрольных проверок.

При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку осуществлять проверенным рабочим манометром. Манометры не допускаются к применению в случаях, когда:

а) отсутствует пломба или клеймо;

б) просрочен срок проверки манометра;

в) стрелка манометра при его выключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допустимой погрешности для данного манометра;

г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут повлиять на правильность его показаний.

2.3.9. Запрещается поручать машинистам во время их дежурства выполнение работ, не связанных с обслуживанием компрессорной установки. Допускается во время кратковременной отлучки машиниста поручать обслуживание компрессорной установки другому лицу, имеющему соответствующие права.

2.3.10. Вход в компрессорную посторонним лицам запрещается. Снаружи у входной двери в помещение компрессорной должна быть вывешена предупредительная надпись "Вход посторонним воспрещен".

2.3.11. Компрессорная должна быть обеспечена надежной связью и сигнализацией с технологически связанными цехами и отделениями, а при необходимости - устройством кодовой сигнализации.

2.3.12. Для компрессорных установок, работающих на взрывоопасных газах, должны быть разработаны планы ликвидации возможных аварий. Обслуживающий персонал должен быть обучен правильным действиям по предупреждению и ликвидации аварийной ситуации.

2.3.13. На рабочем месте необходимо вывесить инструкции по эксплуатации компрессорной установки, технике безопасности и противопожарной профилактике.

 

3. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ

ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

 

3.1. Общие требования

 

3.1.1. Требования безопасности, изложенные в настоящей Инструкции, обязательны к выполнению персоналом, занятым эксплуатацией и ремонтом скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, предназначенными для подъема жидкости из нефтяных скважин.

По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться действующими правилами.

3.1.2. К эксплуатации и ремонту скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, а также усвоившие требования, изложенные в настоящей Инструкции.

3.1.3. К обслуживанию электрооборудования скважинных штанговых насосных установок допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемых станций управления, трансформаторных подстанций, инструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний в соответствии с правилами, и имеющий документ о присвоении квалификационной группы по электробезопасности.

Неэлектротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему I квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка скважинной штанговой насосной установки.

3.1.4. Монтаж, демонтаж, регулирование, обслуживание и ремонт наземного оборудования скважинных штанговых насосных установок должен производиться специализированной бригадой. Осмотр, ремонт и наладка электрооборудования осуществляется только силами электротехнического персонала.

3.1.5. Персонал, допущенный к эксплуатации и ремонту скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.

3.1.6. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, необходимо пользоваться специальными нормативными документами.

3.1.7. Весь обслуживающий персонал нефтепромысла должен владеть приемами оказания первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев и иметь радио- или телефонную связь с диспетчерской службой.

3.1.8. При спуско - подъемных операциях на скважине обслуживающий персонал должен владеть приемами и навыками в работе по предупреждению открытого фонтанирования скважин.

3.1.9. Запрещается прикасаться к токоведущим кабелям, проводам и электромоторам, находящимся под нагрузкой.

3.1.10. Работники, нарушившие требования настоящей Инструкции, несут ответственность в установленном законом порядке.

 

3.2. Требования к оборудованию и приспособлениям

 

3.2.1. В обвязке устья скважины должны быть предусмотрены места, оборудованные трехходовыми кранами для установки манометров с целью замера величины давления в трубном, затрубном и заколонном пространстве скважины.

3.2.2. Конструкция устьевого оборудования должна обеспечивать возможность снижения давления из затрубного и трубного пространства, а также закачку в скважину технологических жидкостей для глушения и других воздействий на скважинное оборудование.

3.2.3. Все открытые движущиеся составные части механизмов наземного оборудования должны иметь ограждения.

3.2.4. Головка балансира должна иметь надежное стопорение в рабочем положении, и при освобождении стопорного устройства должен быть обеспечен плавный поворот головки.

3.2.5. Подвеска устьевого штока должна обеспечивать удобное и безопасное присоединение и отсоединение станка - качалки с устьевым штоком. Соединение подвески с устьевым штоком должно осуществляться при помощи специального приспособления или применением средств механизации, размещенных на агрегате для обслуживания и ремонта станков - качалок.

3.2.6. Тормозное устройство должно обеспечивать надежное торможение и фиксацию кривошипов станка - качалки в любом положении после остановки двигателя.

3.2.7. При замене пальцев кривошипов шатуны надлежит надежно закрепить к стойке станка - качалки.

3.2.8. Осмотр, замер и смазку отдельных узлов и деталей станка - качалки необходимо выполнять только после остановки и фиксации его положения тормозом.

3.2.9. Станок - качалка, роторный привод штанг винтового насоса и силовые двигатели их монтируются и демонтируются только под руководством опытного бригадира или мастера с применением монтажных приспособлений и грузоподъемных механизмов.

3.2.10. Уровень шума работающего станка - качалки или роторного привода винтового насоса не должен превышать 85 дБ.

3.2.11. К эксплуатации допускается оборудование, опробованное и принятое к серийному производству. Устьевое оборудование штанговых насосных установок должно оборудоваться устьевым сальником с самоустанавливающейся головкой.

 

3.3. Требования при подготовительных работах

 

3.3.1. Территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снежных заносов и льда.

3.3.2. Площадка для установки передвижных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типов агрегатов, характера выполняемых работ и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

3.3.3. Полы, мостки, лестницы должны сооружаться таким образом, чтобы на их поверхностях не создавались условия для образования луж от атмосферных осадков и разлива жидкости, а их поверхность, предназначенная для передвижения обслуживающего персонала, в любой ситуации не создавала условия для возможности скольжения подошв обуви.

3.3.4. Трубы, штанги и другое технологическое оборудование должны укладываться на специально отведенные для этой цели стеллажи (мостки), обеспечивающие свободное перемещение обслуживающего персонала.

3.3.5. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными подписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными в установленном порядке.

3.3.6. Бригады по обслуживанию и ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным руководством предприятия перечнем.

3.3.7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать установленным нормам.

3.3.8. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-88.

3.3.9. 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!"

 

3.4. Требования при выполнении технологических

операций

 

Монтаж, спуск и подъем внутрискважинного оборудования

 

3.4.1. При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен располагаться на высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки.

3.4.2. Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната, в целях предотвращения его скручивания.

3.4.3. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должно быть установлено противовыбросное оборудование.

3.4.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания штанг и труб должны быть установлены на штангу или трубу и сниматься с последних только после полной остановки механизма.

3.4.5. При отвинчивании полированного штока и соединения его со штанговой колонной устьевой сальник должен крепиться к штанговому элеватору.

3.4.6. В случае заклинивания плунжера штангового или ротора винтового насосов насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

3.4.7. Запрещается на рабочей площадке во время спускоподъемных операций иметь элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб.

3.4.8. Перед началом спускоподъемных операций необходимо проверить исправность всего применяемого инструмента, включая замки элеватора. Применение элеваторов с неисправным замком запрещается.

3.4.9. Запрещается для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску.

3.4.10. Отвинченную трубу и штангу следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.

3.4.11. При подъеме труб и штанг из скважины не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб (штанг).

3.4.12. При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать только по сигналу оператора.

3.4.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять их подвешенными на талевой системе при перерывах в работе, независимо от их продолжительности.

3.4.14. В процессе подъема внутрискважинного оборудования не допускается превышение нагрузки над его весом более чем на 20%.

3.4.15. Запрещается проведение спускоподъемных операций при скорости ветра, превышающей 11 м/с, во время ливня, сильного снегопада и видимости менее 50 м.

 

3.5. Эксплуатация скважин

 

3.5.1. Устье скважины должно оборудоваться устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские и другие работы, связанные с глушением скважины.

3.5.2. На устье скважины должны быть установлены устройства, обеспечивающие монтаж и демонтаж контрольно - измерительных приборов со снятием давления в их камерах.

3.5.3. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки для его обслуживания не более чем на 1 м.

3.5.4. При набивке уплотнителя устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке (валу) специальным зажимом.

Устьевой сальник скважины с возможным фонтанным проявлением должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.

3.5.5. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и верхней плоскостью грундбуксы должно быть не менее 20 см.

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

3.5.7. Балансирные противовесы станков - качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и иметь надежный механизм крепления.

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

3.5.9. Запрещается проворачивать шкив редуктора и электромотора вручную и использовать их для торможения.

3.5.10. Перед пуском станка - качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка не заторможен, заграждения установлены, на движущихся частях нет посторонних предметов и в опасной зоне нет людей.

3.5.11. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства, на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: "Внимание! Пуск автоматический!" Такая же надпись должна быть и на устье скважины.

3.5.12. Нахождение обслуживающего персонала под балансиром станка - качалки запрещается.

 

3.6. Защитное заземление и измерение сопротивления

изоляции электрооборудования

 

3.6.1. В качестве заземлителя для электрооборудования штанговых насосных установок должны использоваться кондуктор и техническая колонна скважины.

Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой насосной установки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в различных местах к кондуктору (технической колонне) и раме насосной установки. Сечение каждого проводника должно быть не менее 48 кв. мм. Заземляющие проводники должны быть заглублены в грунт не менее чем на 0,5 м.

В качестве заземляющих проводников может быть использована сталь любого профиля. Применение для этой цели стального каната недопустимо.

3.6.2. При установке электродвигателя на заземленной раме и обеспечении надежного контакта между ними дополнительного заземления электродвигателя не требуется.

В случае установки электродвигателя на поворотных салазках он должен заземляться гибким стальным проводником сечением не менее 35 кв. мм.

3.6.3. Применение изолирующей подставки или диэлектрического коврика перед пусковым устройством штанговой насосной установки не обязательно, если выполнены требования, изложенные в пункте 3.6.2, а также соблюдаются следующие условия:

- площадка для обслуживания электропривода штанговой насосной установки и пускового устройства должна быть общей и иметь металлический пол или неметаллический, но имеющий металлическое основание; при этом пол или основание приваривается к заземленной раме станка - качалки не менее чем в четырех местах;

- корпус пускового устройства при установке его на деревянной или другой опоре соединен с металлическим полом с помощью стального проводника сечением не менее 35 кв. мм, а в варианте монтажа на металлической опоре последняя приваривается к полу не менее чем в двух местах с учетом строгого соблюдения надежного контакта корпуса с металлической конструкцией.

3.6.4. Отдельно стоящая станция управления электропривода должна быть подсоединена к заземляющему контуру.

Заземляющий проводник должен быть стальным, сечением не менее 48 кв. мм, заглубленным в грунт на глубину не менее 0,5 м.

3.6.5. Измерение сопротивления заземлителей, а также удельного сопротивления грунта должно производиться, как правило, в период наименьшей проводимости почвы: летом - в период наибольшего просыхания и зимой - при наибольшем промерзании грунта.

3.6.6. Каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должно иметь паспорт, содержащий схему заземления, его основные технические данные, данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства, о характере произведенных ремонтов и измерениях, внесенных в устройство заземления.

3.6.7. Измерение сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки может производиться только тогда, когда эта часть полностью изолирована.

3.6.8. Перед началом работы с мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, производящих работу на части электроустановки, к которой присоединен мегомметр.

3.6.9. Измерение мегомметром и снятие остаточного заряда, а также оперативное включение силовых двигателей следует проводить в диэлектрических перчатках.

 

4. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ

УСТАНОВКАМИ БЕСШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

 

4.1. Общие требования

 

Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к конструкции основного и вспомогательного оборудования и технологии эксплуатации скважин, оборудованных бесштанговыми насосными установками с приводом от погружного (скважинного) электродвигателя - центробежных (УЭЦН), электровинтовых (УЭВН), диафрагменных (УЭДН) (далее в тексте в случаях, относящихся ко всем типам электронасосных установок, используется термин УЭН) и гидроприводных насосных установок с приводом от наземного источника силовой (рабочей) жидкости - гидропоршневых (ГПН) и струйных (СН) (далее в тексте в случаях, относящихся ко всем типам гидропоршневых установок, используется термин УГПН).

По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться действующими правилами и другими соответствующими нормативно - техническими и руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

4.1.1. К эксплуатации и ремонту скважин, оборудованных УЭН и УГПН, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ, связанных с эксплуатацией скважин, оборудованных установками бесштанговых насосов, а также в соответствии с требованиями настоящей Инструкции.

4.1.2. К обслуживанию электрооборудования УЭН и УГПН допускается технический персонал, знающий схемы применяемых станций управления, инструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

4.1.3. Монтаж и демонтаж узлов погружного агрегата, а также наземного электрооборудования УЭН, осмотр, ремонт и наладку его должен производить электротехнический персонал.

Неэлектротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему I квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка насосных установок.

4.1.4. Персонал, допущенный к эксплуатации и ремонту скважин, оборудованных УЭН и УГПН, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.

4.1.5. При эксплуатации и ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен знать правила безопасности при работе в среде, содержащей сероводород, и приемы оказания первой помощи пострадавшим. При заходе в рабочую зону обслуживающий персонал должен иметь:

- индивидуальные средства защиты органов дыхания (изолирующий аппарат);

- газосигнализатор сероводорода.

4.1.6. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и пробных ее пусках.

4.1.7. При спуско - подъемных операциях, в случае признаков фонтанирования скважин, рубить кабель допускается только после снятия напряжения и с соблюдением мер безопасности по предотвращению травмирования глаз, лица.

4.1.8. Работники, нарушившие требования настоящей Инструкции, несут ответственность в установленном законом порядке.

 

4.2. Установки электропогружных насосов

 

4.2.1. Требования к оборудованию и приспособлениям

 

4.2.1.1. В обвязке устья скважины должны быть предусмотрены места для установки манометров с целью контроля давления в трубном и затрубном пространстве скважины. В случае регулирования подачи штуцером или регулирующим вентилем манометры должны устанавливаться до и после него.

4.2.1.2. Конструкция устьевого оборудования должна обеспечивать возможность сброса давления из затрубного пространства, а также закачку жидкости для глушения скважины.

4.2.1.3. Обвязка устья скважины должна позволять регулирование подачи УЭЦН с помощью устьевой арматуры и соответствовать предусмотренной проектом схеме обвязки.

4.2.1.4. Колонна подъемных труб должна быть снабжена устройством для обеспечения циркуляции технологической жидкости при глушении скважин - обратным клапаном.

4.2.1.5. При установке электрооборудования на открытой местности оно должно быть ограждено. Если площадка с оборудованием находится на высоте более 0,7 м от поверхности земли, площадка должна иметь лестницу. Расстояние от пола рабочей площадки до земли должно отвечать требованиям технической документации на монтаж соответствующего оборудования.

4.2.1.6. Все открытые движущиеся составные части механизмов кабеленаматывателя и кабелеукладчика, могущие служить причиной травмирования обслуживающего персонала, должны иметь ограждения.

4.2.1.7. При управлении кабеленаматывателем с устья скважины его реверсивный переключатель должен быть во взрывозащищенном исполнении.

4.2.1.8. Конструкция пульта управления кабеленаматывателя должна исключать случайное или самопроизвольное его включение.

4.2.1.9. Корпуса станции управления, трансформатора (автотрансформатора), кабеленаматывателя, а также броня кабеля (и металлическая подставка для укладки излишек кабеля) должны быть заземлены подсоединением к заземляющему контору.

В качестве заземлителя должен быть использован кондуктор или техническая колонна скважины.

Заземляющий проводник должен быть стальным, сечением не менее 48 кв. мм, привариваться к кондуктору (технической колонне) не менее чем в двух местах и заглубляться в землю не менее чем на 0,5 м.

4.2.1.10. Хомуты - элеваторы должны быть заводского исполнения с маркировкой грузоподъемности и диаметра.

4.2.1.11. Пульт управления КМУ следует устанавливать и крепить на рабочей площадке в зоне, обеспечивающей обзорность свинчивания (развинчивания) НКТ.

4.2.1.12. Кнопки включения (отключения) электродвигателя КМУ должны быть размещены в корпусе пульта управления таким образом, чтобы исключить возможность включения при случайном соприкосновении с ними.

4.2.1.13. Во избежание ошибочного включения располагать кнопки КМУ и кабеленаматывателя вместе на одном столике (щите) запрещается.

4.2.1.14. Каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должно иметь паспорт, содержащий схему заземления, его основные технические данные, данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства, о характере произведенных ремонтов и изменениях, внесенных в устройство заземления.

 

4.2.2. Требования при подготовительных работах

 

4.2.2.1. Все работы, связанные с разгерметизацией устья скважины, должны производиться только после снижения давления в ней до атмосферного. Перед снятием оборудования устья скважина должна быть заглушена жидкостью, исключающей поступление пластового флюида в скважину в ходе спуско - подъемных операций.

4.2.2.2. В ходе погрузочно - разгрузочных работ с оборудованием запрещается стоять в радиусе действия стрелы подъемного устройства, а также против кабельного барабана.

4.2.2.3. Запрещается подвешивать направляющий ролик на пеньковой веревке или канатной петле.

4.2.2.4. К ноге спуско - подъемного сооружения должен быть прикреплен металлический крючок для отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании НКТ.

4.2.2.5. При работе на кусте скважин, оборудованных УЭН, кабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования для подземного ремонта скважин, должны быть обесточены, сняты со стоек и закрыты кожухами (деревянными, металлическими), обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала.

 

4.2.3. Требования к выполнению технологических

операций

 

4.2.3.1. При монтаже и демонтаже погружного агрегата лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора подземного ремонта скважин.

4.2.3.2. Перед соединением кабеля с двигателем необходимо убедиться в том, что другой конец кабеля не соединен со станцией управления.

4.2.3.3. Под кабель, идущий от кабеленаматывателя к устью скважины, необходимо установить подставки. Кабель не должен соприкасаться с поверхностью земли и не должен задевать элементы спускоподъемного сооружения.

4.2.3.4. Во время спуско - подъемных операций проводить какие-либо работы на кабеле запрещается.

4.2.3.5. Остановка барабана должна проводиться только отключением электродвигателя. Запрещается тормозить барабан руками, доской или трубой.

4.2.3.6. Запрещается намотка (размотка) и укладка кабеля на барабан кабеленаматывателя вручную.

4.2.3.7. При работе с КМУ спуско - подъемные операции при малом весе НКТ в скважине (примерно 200 - 250 м) следует проводить с применением подкладных вилок.

4.2.3.8. При эксплуатации скважин с затрубным давлением кабель в месте выхода из устьевого оборудования должен быть надежно герметизирован. Для этого необходимо использовать уплотнительные элементы из нефтегазостойких материалов.

4.2.3.9. Кабель от устья скважины до станции управления должен быть проведен по специальным опорам высотой не менее 0,5 м от земли и расстоянием между ними не более 3 м. Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах, предназначенных для установки подъемного агрегата, запрещается.

На трассе кабеля должен быть установлен предупреждающий знак "Осторожно! Электрическое напряжение".

4.2.3.10. Во избежание прохода газа по кабелю в помещение КТППН или станцию управления, кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое соединение с кабелем, идущим в станцию управления или КТППН. Такое соединение может производиться в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 15 м от станции управления или КТППН на высоте не менее 0,8 м от поверхности земли. Металлический корпус коробки необходимо заземлить.

 

4.2.4. Измерение сопротивления изоляции

электрооборудования

 

4.2.4.1. Измерение сопротивления заземлителей, а также удельного сопротивления грунта должно производиться, как правило, в периоды наименьшей проводимости почвы: летом - при наибольшем просыхании или зимой - при наибольшем промерзании почвы.

4.2.4.2. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только тогда, когда эта часть отключена со всех сторон.

4.2.4.3. Перед началом работы с мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, производящих работу на части электроустановки, к которой присоединен мегомметр.

4.2.4.4. Измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение до 2,5 кВт должно проводить обученное лицо из числа электротехнического персонала с квалификационной группой по электробезопасности не ниже III.

4.2.4.5. В процессе измерения сопротивления изоляции кабеля прикасаться к нему и кабеленаматывателю запрещается.

4.2.4.6. После измерения сопротивления изоляции необходимо снять остаточный заряд с обмотки погружного электродвигателя и жил кабеля на землю.

4.2.4.7. Измерение мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.

 

4.2.5. Эксплуатация скважин

 

4.2.5.1. К работе со станцией управления допускаются только представители базы (цеха) по прокату и ремонту УЭЦН. После настройки релейной защиты станция управления должна быть закрыта и опломбирована.

4.2.5.2. Все работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и реле, смене предохранителей, выявлению и устранению неисправностей в станции управления, а также переключению отпаек автотрансформаторов (трансформаторов) должны проводиться только при выключенной установке бригадой электромонтеров не менее двух человек с квалификационной группой по электробезопасности старшего не ниже IV, другого - не ниже III.

4.2.5.3. Все работы с подключенной к сети станцией управления следует проводить в диэлектрических перчатках.

4.2.5.4. Запуск объемных насосов УЭДН, УЭВН "на закрытую задвижку" запрещается. Для проверки наличия подачи по перепаду давления должен быть использован штуцер или регулирующий вентиль.

4.2.5.5. Перед заменой (установкой) штуцера в рабочем отводе давление должно быть снижено до атмосферного через патрубок с задвижкой (вентилем). При этом насосная установка должна быть отключена либо продукция скважины должна быть направлена через запасной отвод в коллектор, емкость или затрубное пространство скважины.

4.2.5.6. При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть осуществлено только после снижения давления в затрубном пространстве до атмосферного.

 

4.2.6. Подъем и демонтаж погружного агрегата

 

4.2.6.1. Перед подъемом погружного агрегата кабель должен быть отсоединен от станции управления.

4.2.6.2. Разбирать уплотнение кабеля в устьевой арматуре следует только после снижения давления в затрубном пространстве до атмосферного.

4.2.6.3. На скважинах, из продукции которых возможно выделение сероводорода с концентрацией выше ПДК, разборку устьевой арматуры и слив жидкости из НКТ следует проводить после полной замены скважинной жидкости на нефть или воду соответствующей плотности.

4.2.6.4. Перед отсоединением кабеля от погружного электродвигателя кабель должен быть ослаблен и свободно лежать на подставках.

 

4.3. Установки гидроприводных насосов

 

4.3.1. Требования к оборудованию

 

4.3.1.1. В обвязке устья скважин должны быть предусмотрены места для установки манометров с целью контроля давления в трубном и затрубном пространстве скважины.

4.3.1.2. Конструкция устьевого оборудования и манифольда должна обеспечивать возможность сброса давления из трубного и затрубного пространства, а также закачку жидкости для глушения скважины.

4.3.1.3. При установке электрооборудования на открытой местности оно должно быть ограждено. Если площадка с оборудованием находится на высоте более 0,7 м от поверхности земли, площадка должна иметь лестницу. Расстояние от пола рабочей площадки до земли должно быть не менее 200 мм.

4.3.1.4. Силовые насосы УГПН должны быть оборудованы электроконтактными и показывающими манометрами.

4.3.1.5. Силовые насосы УГПН должны быть снабжены предохранительным клапаном, оттарированным на максимальное рабочее давление. Жидкость из предохранительного клапана должна отводиться на прием насоса или в сепаратор. На линии отвода жидкости от предохранительного клапана не должно быть запорной арматуры.

4.3.1.6. Все оборудование и трубопроводы рабочей жидкости должны быть опрессованы давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Опрессовка проводится с выдержкой в течение 20 минут. Течь и потение не допускается.

Оборудование устья УГПН со сбрасываемым погружным агрегатом должно включать мачту с лебедкой (или полиспатом) для спуско - подъемных операций.

4.3.1.7. Закрытые помещения технологических блоков установки, где установлены насосы, сепараторы, емкости и другое оборудование, содержащее жидкости и газообразные углеводороды, должны:

- быть оборудованы принудительной вентиляцией, обеспечивающей восьмикратный воздухообмен по полному, внутреннему объему помещения в течение часа;

- иметь не менее двух выходов;

- в период работы обслуживающего персонала иметь температуру в блоках не ниже 5 град. C, уровень шума не более 85 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с;

- оснащаться приборами и аппаратурой во взрывобезопасном исполнении;

- быть оборудованы системой автоматического объемного газового пожаротушения.

4.3.1.8. Технологические блоки установки, размещенные в закрытых помещениях, должны оснащаться приборами и аппаратурой во взрывобезопасном исполнении.

Помещения, где постоянно находится обслуживающий персонал, должны быть оборудованы принудительной приточно - вытяжной вентиляционной системой и оснащены газоанализаторами с предупреждающей сигнализацией.

Помещения без постоянно обслуживающего персонала должны оборудоваться дверями, оснащенными блокирующими замками, открытие которых происходит только по истечении необходимого времени после включения принудительной вентиляции. Время выдержки зависит от объема помещения, учитывая пятикратный обмен его от момента начала работы вентиляционной установки до момента снятия блокировки с замков дверей.

4.3.1.9. Ширина рабочего прохода для обслуживания насосов, приборов и другого оборудования должна быть равна 0,75 м.

4.3.1.10. Трубопроводы, проложенные понизу, должны размещаться в лотках и перекрываться ходовыми настилами.

4.3.1.11. Каждая нагнетательная линия групповой УГПН должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

4.3.1.12. Расстояние между помещениями насосной, замерной емкостью и устьем скважины должно удовлетворять требованиям пожарной безопасности и обеспечивать удобство эксплуатации оборудования установки.

4.3.1.13. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения.

4.3.1.14. При индивидуальной насосной для каждой скважины помещение для силового насоса должно располагаться с учетом направления господствующих ветров.

 

4.3.2. Требования к выполнению технологических

операций

 

4.3.2.1. Спуск и извлечение гидроприводного насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

4.3.2.2. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить при помощи грузоподъемного механизма и мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением руководства на проведение работ данного вида.

4.3.2.3. При установке и снятии лубрикатора с гидроприводным насосом следует принять меры предосторожности для предупреждения его выпадания из лубрикатора.

4.3.2.4. Перед открытием оборудования устья или снятием лубрикатора следует снизить давление в них до атмосферного.

4.3.2.5. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

- проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

- включить освещение;

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

4.3.2.6. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения. После выхода необходимо переключить систему пожаротушения на автоматический пуск.

4.3.2.7. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.

4.3.2.8. Гидропоршневая установка должна пускаться в работу после проверки исправности электроконтактного манометра при открытых запорных устройствах на линиях всасывания и нагнетания силового насоса и на перепускной линии. Давление в напорной системе должно создаваться после установления нормальной работы наземного оборудования.

4.3.2.9. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

4.3.2.10. До извлечения гидропоршневого насоса из скважины давление в головке устьевой арматуры должно быть снижено до атмосферного.

4.3.2.11. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

4.3.2.12. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности систем автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

 

5. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ

И ТЕКУЩЕМ РЕМОНТАХ СКВАЖИН

 

5.1. Общие требования

 

5.1.1. К ремонту скважин допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при капитальном и текущем ремонтах скважин. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучение и проверку знаний в соответствии с требованиями, изложенными в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также прошедшие специальную подготовку в учебном центре предприятия.

5.1.2. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному руководством предприятия.

В плане необходимо предусматривать все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.

5.1.3. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

5.1.4. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

5.1.5. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями.

5.1.6. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным предприятием перечнем.

5.1.7. Освещенность рабочих мест должна соответствовать нормам.

5.1.8. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-88 (углеводороды предельные C1 - C10 в пересчете на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5 - 3 мг/куб. м).

5.1.9. Администрация предприятия на основе настоящей Инструкции должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригады.

 

5.2. Требования к оборудованию и приспособлениям

5.2.1. Оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 и разделу 1.5 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

5.2.2. Требования безопасности при эксплуатации оборудования должны быть установлены в эксплуатационных документах.

5.2.3. Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорт заводов - изготовителей, в который вносятся данные об их эксплуатации и ремонте.

5.2.4. Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, крон - блок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должны отвечать требованиям соответствующих ГОСТ, ТУ.

5.2.5. Все открытые составные части механизмов должны иметь ограждения.

5.2.6. Передвижные агрегаты для текущего и капитального ремонта скважин должны быть оснащены механизмами для свинчивания и развинчивания труб и штанг и малогабаритными превентерами.

5.2.7. Агрегаты должны быть оборудованы световой или звуковой сигнализацией.

5.2.8. Органы управления спуско - подъемными операциями агрегата должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно - измерительными приборами, расположенном в безопасном месте, обеспечивающем видимость вышки, мачты, гидравлических домкратов, лебедки и других механизмов, установленных на агрегате. Стекло кабины машиниста агрегата должно быть оснащено стеклоочистителем.

5.2.9. Агрегат (подъемник) должен иметь систему ограничителя подъема талевого блока, освещения вышки, рабочей площадки и мостков, выполненную во взрывоопасном исполнении, а также систему гидро- или пневмоусиления для управления фрикционной муфтой включения барабана лебедки, усиления тормоза, переключения скоростей.

5.2.10. Затворы элеваторов должны быть оснащены предохранительными устройствами для предотвращения самооткрывания.

5.2.11. На оборудовании для подключения электропитания должны быть предусмотрены штепсельные розетки и возможность осуществления подключения к общей системе заземления.

 

5.3. Требования при переезде и подготовительных

работах

 

5.3.1. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки пути следования, назначить ответственного за передвижением по намеченной трассе и, при необходимости, принять меры по очистке снега или неровностей.

5.3.2. Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортное положение и закреплены.

5.3.3. Переезд через замерзшие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление пути, допускающих к переезду виды транспорта и скорости движения, при отсутствии тумана, поземки, снегопада.

5.3.4. Движение по снежной целине разрешается только по уточненной и обозначенной знаками трассе.

5.3.5. При движении по дорогам (магистралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.

5.3.6. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить техническое состояние агрегата, уделить при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлениям для укладки оборудования и труб, креплению оттяжных канатов и наличию защитных ограждений.

5.3.7. При установке агрегата на скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работой талевой системой и работающими на устье скважины.

5.3.8. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно устья скважины. Талевая система должна быть оборудована индикатором веса, который перед началом работ проверяется и тарируется.

5.3.9. Стеллажи для труб, штанг и другого оборудования должны устанавливаться с уклоном, не превышающим 1:25.

5.3.10. Рубку стальных канатов следует производить только используя специальные приспособления, при наличии защитных очков.

5.3.11. При текущем ремонте скважин перед разборкой арматуры необходимо:

- фонтанную скважину, не оборудованную внутрискважинным клапаном - отсекателем и пакером, заглушить жидкостью глушения;

- перед глушением фонтанной скважины, оборудованной клапаном - отсекателем и пакером, произвести работы по извлечению клапана - отсекателя и открытию циркуляционного клапана;

- скважину с механизированной добычей, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, остановить, давление на устье снизить до атмосферного и выдержать в течение 5 часов для восстановления уровня;

- скважину, эксплуатирующую горизонты с пластовым давлением ниже 0,6 от гидростатического давления, забойными клапанами - отсекателями не оборудуют и не заполняют жидкостью глушения.

Во всех случаях после остановки скважины необходимо убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.

5.3.12. При капитальном ремонте скважины перед разборкой арматуры необходимо скважину заполнить жидкостью глушения и убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в скважину.

5.3.13. Перед ремонтом скважины, оборудованной станком - качалкой, кривошипы и противовесы необходимо зафиксировать тормозом в нижнем положении, головка балансира при этом находится в верхней мертвой точке и, в зависимости от ее конструктивного исполнения, последняя должна быть откинута на балансир либо отвернута в сторону для свободного хода талевого блока ремонтного агрегата.

Все манипуляции с подготовкой станка - качалки к ремонту на скважине должны проводиться техническими средствами, исключающими подъем рабочего на балансир.

5.3.14. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружной электронасосной установкой, силовой кабель должен быть обесточен и отключен от системы электропитания, проверена надежность крепления и работоспособность оттяжного кабельного ролика.

5.3.15. Нагнетательный трубопровод линии глушения должен быть испытан жидкостью на прочность и плотность давлением, равным полуторократному значению ожидаемого давления. Обнаруженные дефекты устраняются только после снижения давления в обвязке скважины до атмосферного.

5.3.16. В период спуска и подъема труб и внутрискважинного оборудования все устьевые задвижки и задвижка на посадочном узле герметизации устья скважины должны быть полностью открыты.

 

5.4. Требования при спуско - подъемных операциях

 

5.4.1. При использовании механизма для свинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен располагаться на высоте 0,5 м от пола рабочей площадки.

5.4.2. Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната, с целью предотвращения его скручивания.

5.4.3. Устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием (превентором).

5.4.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг должны быть установлены на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма.

5.4.5. При отвинчивании полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен быть прикреплен к штанговому элеватору.

5.4.6. В случае заклинивания плунжера штангового скважинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

5.4.7. Запрещается иметь на рабочей площадке во время спуско - подъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб и штанг.

5.4.8. Перед началом спуско - подъемных операций следует проверить исправность замка элеватора. Применение элеватора с неисправным замком запрещается.

5.4.9. Для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску запрещается.

5.4.10. Отвинченную трубу следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.

5.4.11. При подъеме труб и штанг не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб и штанг.

5.4.12. При спуско - подъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

5.4.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе, независимо от их продолжительности.

5.4.14. Если во время спуско - подъемных операций наблюдается газовыделение, интенсивный перелив или уход жидкости, то спуско - подъемные операции должны быть прекращены, устье скважины загерметизировано и проведено повторное глушение скважины.

5.4.15. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым внутренним каналом не должна превышать 0,25 м/с.

5.4.16. В процессе подъема внутрискважинного оборудования нагрузка на крюке подъемного агрегата не должна превышать веса инструмента более 20%.

5.4.17. Не допускается нанесение ударов по муфте труб с целью ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.

5.4.18. При укладке труб на мостки свободный конец их с резьбой должен быть защищен предохранительным кольцом и установлен на салазки (тележку, лоток).

5.4.19. При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую площадку. Жидкость, вытекающая из поднимаемых труб, должна направляться в специальную емкость, а в затрубное пространство производиться постоянный долив жидкости глушения.

5.4.20. При перерывах в работе при спуско - подъемных операциях устье скважин должно герметизироваться.

5.4.21. Работы по спуску и подъему оборудования из скважины при скорости ветра 11 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и видимости менее 50 м запрещены.

5.4.22. В начале подъема лифтовой колонны строго следить за показанием индикатора веса. При превышении нагрузки выше веса скважинного оборудования необходимо лифтовую колонну вернуть в исходное положение и проверить положение цангового захвата замка - разъединителя колонны лифтовых труб. Подъем скважинного оборудования разрешается производить только после полной уверенности в том, что замок разъединителя колонны не находится в зацеплении с оборудованием пакера.

5.4.23. Демонтаж устьевого оборудования скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, оборудованных забойными клапанами - отсекателями, производится только после полного прекращения выделения газа из затрубного пространства скважины и проверки положения уровня жидкости в скважине (положение уровня должно быть неизменным).

5.4.24. Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов проводятся в строгом соответствии с действующими правилами. Планы работ согласуются военизированной частью по предупреждению возникновения ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и утверждаются главным инженером нефтегазодобывающего предприятия.

 

5.5. Требования при работе с солевыми растворами

 

5.5.1. При работе с солевыми растворами, в особенности при их приготовлении, необходимо соблюдать правила гигиены. Солевые растворы на основе хлоридов и бромидов нетоксичны, но при длительном воздействии на кожные покровы могут вызывать раздражение.

5.5.2. Работающий персонал, связанный с затариванием и приготовлением растворов, должен быть обеспечен средствами защиты.

5.5.3. При попадании на кожу необходимо промывание водой с мылом, после чего кожу желательно осушить и смазать рыбьим жиром или смесью ланолина с вазелином.

5.5.4. При попадании используемых растворов и реагентов в глаза - немедленное промывание водой не менее 15 минут, после чего закапать рыбий жир и затем 30% раствор альбуцида. При неприятных ощущениях обратиться к врачу - окулисту.

5.5.5. Одежду, облитую рабочим раствором реагентов, составом, необходимо снять для предупреждения раздражения кожи и выстирать в горячей воде с мылом.

5.5.6. С целью охраны окружающей среды остатки используемых химических реагентов и растворов, образующихся при промывке загрязненного оборудования, промывке скважины, смене раствора и т.д. следует утилизировать в специально отведенных местах: емкостях или амбарах, местах захоронения.

5.5.7. Категорически запрещается закачка используемых хим. реагентов в нефтесборные коллекторы, их слив на почву, в реки или водоемы.

 

5.6. Требования при сложных и ловильных работах

 

5.6.1. Сложные и ловильные работы в скважине должны проводиться по утвержденному плану под непосредственным руководством инженера или мастера по сложным работам и при участии мастера капитального ремонта скважин.

5.6.2. Перед производством сложных, ловильных и других работ, связанных с приложением повышенных нагрузок на подъемное оборудование, необходимо произвести осмотр его талевой системы и тормоза лебедки. Индикатор веса должен быть протарирован.

5.6.3. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть дополнительно проинструктированы по безопасному ведению запланированной работы.

5.6.4. Во время производства работ, связанных с повышенными нагрузками, рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место.

5.6.5. Нагрузки на крюке грузоподъемного агрегата не должны превышать грузоподъемность установленного оборудования. При необходимости создания усилий, превышающих допустимые технические возможности грузоподъемного агрегата, работы разрешается вести только гидравлическими домкратами.

5.6.6. Одновременную натяжку труб при помощи домкратов и лебедки производить строго запрещено.

5.6.7. Запрещается производить работы по ремонту ловильного инструмента над устьем скважины.

 

5.7. Электробезопасность

 

5.7.1. На электрическом щите скважины должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов и бытовых помещений ремонтной бригады.

5.7.2. Передвижное распределительное устройство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее чем 25 м от устья скважины на подготовительной площадке.

5.7.3. Измерение сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки может производиться только после полного снятия напряжения.

5.7.4. Перед началом работы мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, связанных с обслуживанием и производством работ на частях электроустановки, к которой подсоединен мегомметр.

5.7.5. При обслуживании электрооборудования обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками, как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства должны быть использованы диэлектрические боты.

5.7.6. Измерительные работы мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.

 

Перечень

документации, необходимой на скважине

при капитальном ремонте

 

1. Геолого - технический план.

2. Акт приема скважины в капитальный ремонт.

3. Схема обвязки устья скважины.

4. Пусковой паспорт готовности скважины к ремонту.

5. Акты опрессовки факельной и задавочной линий.

6. Акты опрессовки превентора.

7. Акты опрессовки обратных клапанов.

8. Тарировочная таблица на ГИВ.

9. Журнал осмотра оборудования, инструмента и предохранительных средств.

10. Вахтовый журнал бригады.

11. Журнал проверки состояния техники безопасности.

12. Инструкции по технике безопасности по видам работ и профессиям для членов бригады, пожарной безопасности и оказания первой помощи пострадавшим.

13. Удостоверения по технике безопасности.

14. План ликвидации возможных нефтегазопроявлений при капитальном ремонте скважин.

15. Графики проведения пробных тренировок по сигналу "выброс" и журнал учета результатов проведения учебных тревог.

16. Акт о сдаче скважины из капитального ремонта в эксплуатацию.

17. Перечень необходимого оборудования, инструментов и приспособлений при капитальном ремонте скважины, утвержденный руководством предприятия.

 

 

                                                         Утверждаю

 

                                                   Главный инженер

                                     нефтепромыслового предприятия

 

                               ПЛАН

          КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ________________________

          _____________________________________________

          ПО СКВАЖИНЕ N _______________________________

          _______________________________ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

              1. Конструкция и техническое состояние

                             скважины

 

    1.1. Кондуктор ____ мм, глубина спуска ____ м, Нцем ____ м.

    1.2. Эксплуатационная колонна ____ мм, глубина спуска _____ м,

Нцем ____ м.

    1.3. Техническая колонна _____ м, глубина спуска _____ м, Нцем

____ м.

    1.4. НКТ ____ мм, глубина спуска ____ м.

    1.5. Хвостовик ____ мм, интервал спуска ______ м.

    1.6. Искусственный забой ______ м.

    1.7. Интервал перфорации ______ м, ______ м.

    1.8. Колонная головка _______________________________________.

    1.9. Фонтанная арматура _____________________________________.

    1.10. Пакер ________ установлен на глубине ______ м.

    1.11. Клапан - отсекатель _____ установлен на глубине _____ м.

    1.12. Конструкция башмака ___________________________________.

    1.13. Техническое состояние скважины _________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

_________________________________________________________________.

 

                          2. План работы

 

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

 

    Главный инженер ККПРС                                /подпись/

    Главный геолог ККПРС                                 /подпись/

 

 

                               АКТ

                 ПРИЕМА - ПЕРЕДАЧИ СКВАЖИНЫ N ___

                 __________________ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

                 В КАПИТАЛЬНЫЙ (ПОДЗЕМНЫЙ) РЕМОНТ

 

                                                от _______ 199_ г.

 

    Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика _______________

____________, с одной стороны, и представитель подрядчика / мастер

бригады КРС (ПРС) _________, с другой стороны, составили настоящий

акт о том, что первый сдал, а второй принял скважину N _________ в

капитальный (подземный) ремонт.

    Подъездные пути и площадка готовы.

    Замечания о техническом состоянии арматуры и обвязки: ________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

 

    Сдал: __________ /подпись/

    Принял: __________ /подпись/

 

 

                               АКТ

                 О ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К РЕМОНТУ

 

    месторождение __________

    скважина N _____________

 

    Мы, нижеподписавшиеся:

    - главный инженер ККПРС _____________________________________;

    - главный геолог ККПРС ______________________________________;

    - главный механик ККПРС _____________________________________;

    - главный энергетик ККПРС ___________________________________;

    - инженер по технике безопасности ___________________________;

проверили готовность скважины к ремонту __________________________

_________________________________________________________________.

    При проверке выявлено:

    1. Состояние подъездных путей ________________________________

    2. Наличие радио- и телефонной связи с ККПРС _________________

    3. Наличие   и   состояние  технических  средств  по  спасению

людей ____________________________________________________________

    4. Наличие и состояние противопожарных средств _______________

    5. Состояние соседних скважин куста __________________________

    6. Наличие  запаса  задавочной жидкости согласно плану работ и

средств подачи ее в скважину _____________________________________

    7. Наличие    и   состояние   искрогасителей   на   двигателях

внутреннего сгорания _____________________________________________

    8. Состояние освещенности скважины ___________________________

    9. Состояние площадки куста __________________________________

    10. Наличие противовыбросового оборудования __________________

__________________________________________________________________

 

Заключение комиссии: _____________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

 

    Подписи: ___________    ___________

             ___________    ___________

             ___________    ___________

 

 

                               АКТ

                ПРИЕМА - ПЕРЕДАЧИ СКВАЖИНЫ N ____

               ______________________ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

               ИЗ КАПИТАЛЬНОГО (ПОДЗЕМНОГО) РЕМОНТА

 

    Мы, нижеподписавшиеся,  представители подрядчика (гл. инженер,

гл. геолог, мастер бригады капитального (подземного) ремонта) ____

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

с одной стороны, и представители заказчика _______________________

_________________________________________________________________,

с другой стороны, составили настоящий акт о том, что первые сдали,

а вторые приняли скважину N _________ из капитального (подземного)

ремонта.

 

    Начало работ: ____________

    Окончание работ: __________

    Описание выполненных работ прилагается.

    Замечание о техническом состоянии фонтанной арматуры и обвязки

(после подземного ремонта): ______________________________________

__________________________________________________________________

 

    Сдали: __________    Приняли: __________

           __________             __________

           __________             __________

 

6. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ

НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

 

6.1. Общие положения

 

6.1.1. К работам, связанным с воздействием на призабойную зону скважины, относятся:

- гидравлический разрыв пласта;

- гидропескоструйная перфорация;

- физико - химические методы;

- термогазохимическое воздействие;

- обработка призабойной зоны углеводородными растворителями и закачка в пласт;

- обработка забоя пенными системами.

6.1.2. Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к конструкции основного и вспомогательного оборудования и технологии воздействия на призабойную зону скважины с применением различных методов и реагентов. По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться соответствующими правилами.

6.1.3. К работам, связанным с воздействием на призабойную зону скважин, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при воздействии на призабойную зону скважин.

6.1.4. Работы по нагнетанию в скважину газа, жидкости, химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденными нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения агрегатов и оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Документ должен содержать план ликвидации возможных аварий, который согласовывается и утверждается в установленном порядке.

6.1.5. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

6.1.6. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

6.1.7. Нагнетательная система после сборки до начала подачи рабочей жидкости должна быть проверена на возможность свободного продвижения жидкостей, опрессована на полуторакратное рабочее давление.

Обогрев всех элементов, узлов и деталей гидросистемы открытым огнем запрещается.

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

6.1.9. При проведении работ, связанных с воздействием на пласт рабочего агента, давление которого может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, затрубное пространство следует изолировать установкой пакера и якоря.

6.1.10. Территория вокруг скважины должна быть расчищена и подготовлена для расстановки технологического оборудования, агрегатов, прокладки коммуникаций и обеспечения свободного передвижения обслуживающего персонала. Противопожарное оборудование и инвентарь должны быть проверены и приведены в боевую готовность.

6.1.11. Перед проведением технологической операции на скважинах, оборудованных станками - качалками, необходимо балансир станка - качалки установить в положение, при котором можно беспрепятственно оборудовать устье скважины технологическим оборудованием и произвести его обвязку трубопроводами. Отключить электрооборудование, редуктор станка - качалки затормозить.

6.1.12. Перед началом работ по воздействию, после спуска скважинного оборудования и монтажа устьевой арматуры талевый блок должен быть опущен на пол рабочей площадки и отведен в сторону от устья скважины.

6.1.13. Работы по устранению дефектов, неисправностей и пропусков под давлением проводить запрещается.

6.1.14. Перед началом технологического процесса с применением мобильных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи с машинистами агрегатов и технологических установок.

6.1.15. Проведение работ по воздействию на призабойную зону в скважинах с дефектными колоннами и при наличии заколонных перетоков запрещено.

6.1.16. Территория вокруг скважины в радиусе 50 м должна быть обозначена знаками безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ и освобождена от посторонних предметов и оборудования, не задействованного в технологическом процессе.

6.1.17. Насосные и другие технологические агрегаты необходимо располагать не менее чем за 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Компрессорные и паронагнетательные установки должны быть удалены на 25 м от устья скважины.

6.1.18. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках, емкостях) образование взрывоопасных смесей не допускается.

6.1.19. Для определения концентрации вредных паров и газов бригада должна быть обеспечена газоанализаторами (типа МСА 361).

 

6.2. Требования к оборудованию

 

6.2.1. Оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ и Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

6.2.2. Требования безопасности при эксплуатации оборудования должны быть установлены в эксплуатационных документах, а при ремонте оборудования - в ремонтных документах.

6.2.3. Напорный коллектор блока манифольда должен быть оборудован датчиками контрольно - измерительных приборов с выводом их показаний на щит управления и предохранительными клапанами со сбросом продукта на прием насоса, нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами.

6.2.4. Устьевая универсальная арматура для нагнетания технологических жидкостей и других агентов в скважину должна иметь:

- отводы с запорными устройствами;

- обратные клапаны на нагнетательных каналах;

- набор резьбовых переходников для присоединения к другим диаметрам обсадных, насосно - компрессорных и бурильных труб;

- места для присоединения манометров с разделительными камерами.

6.2.5. Управление насосной установкой должно осуществляться со специального пульта, оборудованного контрольно - измерительными приборами и средствами регистрации расхода и давления.

6.2.6. Выкид от предохранительного устройства насоса должен быть закрыт кожухом и выведен на прием насоса.

6.2.7. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания силовых установок должны быть оборудованы глушителями шума и нейтрализаторами выхлопных газов. При отсутствии нейтрализаторов выхлопные трубы должны быть выведены на высоту не менее 2 м от платформы агрегата.

6.2.8. Насосные, компрессорные агрегаты и теплогенерирующие установки должны быть оснащены оборудованием и предохранительными устройствами, обеспечивающими гашение вибраций и гидроударов.

Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин:

 

Число колебаний в мин.       

   < 200   

 200 - 400

 > 400 

Допустимая амплитуда колебаний

 0,25; 0,30

   0,20   

  0,15 

 

6.2.9. Допустимые максимальные амплитуды вибраций основных трубопроводов и межагрегатных трубопроводов и аппаратов составляют 0,20 мм при частоте до 40 Гц.

6.2.10. Уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе агрегатов и компрессоров не должен превышать 85 дБ.

6.2.11. Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорт заводов - изготовителей, в который вносятся данные об их эксплуатации и ремонте.

Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины, механизмы и сосуды, работающие под давлением, должны иметь четкие надписи об их предельных технических параметрах и сроке очередной проверки (испытании).

6.2.12. Мобильные агрегаты и технологические установки должны быть оснащены устройствами двусторонней переговорной связи с машинистами агрегатов и технологических установок, занятых в технологическом процессе.

6.2.13. На котле передвижной паровой установки должен быть установлен предохранительный клапан, на выходе паропровода перед котлом - последовательно обратный и предохранительный клапаны. Отвод от предохранительных клапанов должен быть выведен под пол установки.

6.2.14. Детали и поверхности технологического оборудования (насосы, запорно - регулирующая арматура, трубопроводы, емкости, цистерны и т.д.), контактирующие с агрессивными средами, должны иметь коррозионно - стойкое покрытие или изготавливаться из коррозионно - стойкого материала.

6.2.15. Детали и поверхности технологических агрегатов и установок, контактирующие с жидкостями, содержащими абразивные включения, должны изготавливаться или подвергаться упрочнению, обеспечивающему высокую износостойкость.

6.2.16. Электронагреватели и топки технологических установок должны быть оснащены устройствами, автоматически отключающими подачу электроэнергии или топлива при отсутствии нагреваемой среды.

6.2.17. Установки, предназначенные для нагрева теплоносителя, должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя и регулирования его параметров в задаваемых пределах.

6.2.18. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно.

Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами, а подводящие трубопроводы оборудованы термокомпенсаторами.

6.2.19. Электрооборудование, используемое на установках для нагрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

6.2.20. Оборудование устья скважин для обработки забоя скважины пенными системами должно обеспечивать герметизацию устья скважины при спуске и подъеме насосно - компрессорных труб и штанг.

6.2.21. Аэратор и наращиваемые насосно - компрессорные трубы должны быть оборудованы обратными клапанами. При работе с двуокисью углерода оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии или выполнены из коррозионно - стойких материалов.

 

6.3. Технология проведения работ

 

6.3.1. Гидроразрыв пласта

 

6.3.1.1. В период закачки технологических агентов в скважину и задавки их в пласт нахождение людей у устья скважины и нагнетательных трубопроводов запрещается.

Пуск в ход агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных с непосредственным выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

6.3.1.2. На месте проведения работ, связанных с закачкой агрессивных химреагентов (кислот соляной, серной, плавиковой, фторной), должен быть:

- аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

- запас чистой пресной воды;

- нейтрализующие компоненты для раствора (двууглекислая сода, борная кислота, мел, известь, хлорамин).

6.3.1.3. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

6.3.1.4. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.

6.3.1.5. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.

6.3.1.6. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от открытого выкида не разрешается.

6.3.1.7. При работе с двуокисью углерода необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.

При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 об. %) и нарушении герметичности системы распределения и сбора двуокиси углерода работы должны быть прекращены и приняты меры по устранению утечек.

 

6.3.2. Тепловая обработка

 

6.3.2.1. Тепловую обработку призабойной зоны скважины следует проводить после установки термостойкого пакера и не допускать повышения давления в затрубном пространстве выше допустимого для эксплуатационной колонны.

6.3.2.2. Отвод от затрубного пространства должен быть отведен в сторону, свободную от пребывания людей и оборудования.

6.3.2.3. При закачке теплоносителей, если скважина оборудована пакером, задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта, а колонна насосно - компрессорных труб снабжена компенсатором.

6.3.2.4. Установка для подогрева нефтепродукта должна быть размещена на расстоянии 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом, если она не является единой установкой.

6.3.2.5. Емкость (агрегат) с горячим нефтепродуктом следует устанавливать от устья скважины с подветренной стороны на расстоянии не менее 10 м.

6.3.2.6. В плане производства работ должны быть предусмотрены противопожарные меры, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала.

6.3.2.7. Сборка и испытание забойного электронагревателя должны производиться электротехническим персоналом в электроцехе.

Все работы, связанные с ремонтом и проверкой на работоспособность электронагревателя, проводить в полевых условиях запрещено.

6.3.2.8. Спуско - подъемные работы, связанные с электронагревателем на скважине, должны проводиться при герметизированном устье под наблюдением электротехнического персонала.

6.3.2.9. Сетевой кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после проведения всех подготовительных работ в скважине, подключения кабель - троса к трансформатору, заземления электрооборудования и удаления людей от устья скважины.

 

6.3.3. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)

 

6.3.3.1. Пороховые заряды (пороховые генераторы давления или аккумуляторы давления) для комплексной обработки призабойной зоны скважины необходимо хранить в стальных ящиках, закрытых на замок, при этом взрыватели и заряды должны храниться отдельно и находиться вне огнеопасной зоны.

Оставлять заряды в открытых ящиках запрещено.

6.3.3.2. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении, запираемом на замок. Помещение должно быть удалено на 50 м от пожароопасных объектов и места постоянного нахождения людей.

6.3.3.3. Пороховые гирлянды (аккумуляторы) давления должны устанавливаться в обойму спускаемой гирлянды только перед ее вводом в лубрикатор.

6.3.3.4. Гирлянда пороховых зарядов размещается в лубрикаторе только при закрытой центральной задвижке арматуры.

Работа должна выполняться двумя рабочими. При открытии центральной задвижки гирлянда не должна касаться ее плашки.

6.3.3.5. Подключение кабель - троса к трансформатору разрешается только после спуска зарядов в скважину на заданную глубину, полной герметизации устья скважины и удаления людей от устья скважины на расстояние 50 м.

Дальнейшие работы должны проводиться при строгом соблюдении правил техники безопасности, связанными с электротехническими работами.

Подача электрического импульса на кабель - трос производится только по команде ответственного руководителя работ.

 

6.3.4. Обработка пенными системами

 

6.3.4.1. Обработка пенными системами допустима только на скважинах, которые отбирают продукцию из пластов, имеющих давление ниже гидростатического на 40 и более процентов, и в продукции которых отсутствует сероводород и углекислый газ.

6.3.4.2. Перед снятием устьевого оборудования скважина должна быть остановлена, выдержана до полного прекращения газовыделения из затрубного пространства.

6.3.4.3. Работы по подъему оборудования и его спуска в скважину должны вестись при непрерывном наблюдении за поведением скважины. При любых проявлениях (выделениях газа из скважины или перелива жидкости) устье скважины должно быть загерметизировано (закрыть превентер или установить арматуру устья скважины).

6.3.4.4. Перед спуском в скважину насосно - компрессорных труб для обработки забоя устье скважины оборудуется сальником, а насосно - компрессорные трубы (после спуска на заданную глубину) - обратным клапаном и контрольно - измерительными приборами.

6.3.4.5. Подъем труб и демонтаж устьевого оборудования возможен только после прекращения выделения газа (воздуха) из затрубного пространства.

 

6.3.5. Воздействие на призабойную зону пласта

ингибированным вязкоупругим составом

 

6.3.5.1. Технологический процесс обработки скважины ингибированным вязкоупругим составом (ИВУС) осуществляется с использованием стандартного оборудования, в полном соответствии с действующими правилами и нормами по технике безопасности на текущий и капитальный ремонт скважины и обработку призабойной зоны скважины.

6.3.5.2. К работе по приготовлению водных растворов бактерицида ЛПЭ-11 и закачки их в скважину допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, инструктаж по технике безопасности и правила производства работ.

6.3.5.3. При приготовлении ИВУСа работающие должны быть снабжены спецодеждой из плотной хлопчатобумажной ткани, резиновыми фартуками, резиновыми перчатками.

Работающие при сливе и наливе ЛПЭ-11 должны располагаться с наветренной стороны.

6.3.5.4. Наибольшую опасность из применяемых реагентов представляет бихромат калия (натрия) - калиевый (натриевый) хромпик. Бихромат калия технический (ГОСТ 2652-78Е) пожаро- и взрывобезопасен, токсичен. По степени действия на организм человека бихромат калия относится к вредным веществам 1-го класса опасности. Предельно допустимая концентрация (ПДК) бихромата калия в пересчете на окись хрома CrO3 в воздухе рабочей среды - 0,01 мг/куб. м, в атмосфере населенных мест - 0,015 мг/куб. м.

6.3.5.5. Производственные и лабораторные помещения, в которых производятся работы с бихроматом калия, должны быть оснащены приточно - вытяжной вентиляцией.

6.3.5.6. Персонал, связанный с затариванием и приготовлением раствора хромпика, должен быть обеспечен специальной щелочно - стойкой одеждой, обувью, средствами защиты рук по ГОСТ 12.4.103-83 (одежда из плотной ткани, резиновые фартуки, перчатки резиновые). Для защиты органов дыхания должны применяться респираторы, для защиты лица и глаз - защитные очки.

6.3.5.7. При погрузке и разгрузке бихромата калия следует избегать попадания продукта на кожный покров и глаза.

6.3.5.8. При попадании на кожу бихромата калия необходимо тщательное промывание кожи водой с мылом, после чего кожу осушить полотенцем и смазать рыбьим жиром или смесью ланолина с вазелином.

6.3.5.9. При попадании используемых растворов или реагентов в глаза необходимо немедленно промыть их водой (не менее 15 минут), после чего закапать рыбий жир и 30% раствор альбуцида, через 2 часа процедуру повторить; необходимо срочно обратиться к врачу - окулисту.

6.3.5.10. Одежду, облитую рабочим раствором реагентов, составом, необходимо снять для предупреждения раздражения кожи и выстирать в горячей воде с мылом.

6.3.5.11. Закачку составов и реагентов в скважину начинают только по сигналу руководителя работ.

6.3.5.12. При разливе растворов, содержащих хромпик, их необходимо нейтрализовать щелочью, смешать с грунтом и вывезти в установленное место.

6.3.5.13. Прогрев замерзших жидких компонентов должен производиться паром или специальными нагревателями. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

6.3.5.14. Компоненты рабочих составов транспортируются и хранятся в герметично закрытых емкостях или заводской упаковке.

6.3.5.15. С целью охраны окружающей среды остатки используемых химических реагентов и растворов, образующихся при промывке загрязненного оборудования, промывке скважины и т.д., следует утилизировать в специально отведенных местах.

6.3.5.16. Закачка использованных химических реагентов в нефтесборные коллекторы, их слив на поверхность почвы, реки и водоема категорически запрещается.

 

6.4. Заключительные работы

 

6.4.1. После выполнения технологической операции скважина, технологические трубопроводы, насосное оборудование должны быть промыты инертной жидкостью, объемом, достаточным для удаления вредных веществ. Сбор жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость. Разливы жидкости недопустимы.

6.4.2. Перед демонтажем оборудования и разборкой технологических трубопроводов давление в системе должно быть снижено до атмосферного.

6.4.3. После окончания демонтажных работ площадка, где размещались технические средства, должна быть освобождена от оборудования, разливы технологической жидкости ликвидированы.

 

7. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПОДДЕРЖАНИЯ

ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

 

7.1. Общие положения

 

7.1.1. В процессе эксплуатации нефтяных месторождений для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов применяется нагнетание в продуктивные пласты воды, водяного пара, углеводородных газов, двуокиси углерода, а также воздуха для поддержания процесса внутрипластового горения.

Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к оборудованию и технологическим операциям.

По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться соответствующими правилами.

7.1.2. Строительство трубопроводов и установок должно осуществляться в полном соответствии с проектной документацией.

При необходимости отклонения от требований проектной документации должно быть получено письменное разрешение организаций, разработавших проектную документацию; отклонения от проектной документации должны быть также согласованы с организацией - заказчиком.

7.1.3. К эксплуатации и ремонту оборудования для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ, связанных с процессами и оборудованием, ориентированными на поддержание пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов.

7.1.4. Настоящая Инструкция устанавливает требования безопасности к трубопроводам транспорта воды, углеводородного газа, воздуха, двуокиси углерода, пара и горячей воды давлением от 2,5 МПа до 21,0 МПа (влажного пара - 16,0 МПа), а также компрессорам, насосам, парогенераторным или водогрейным установкам, распределительным устройствам (гребенкам), к оборудованию устья нагнетательных скважин для методов поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов.

Требования настоящей Инструкции необходимо учитывать как при проектировании трубопроводов, так и при их строительстве, эксплуатации и ремонте.

7.1.5. Требования к выполнению и приемке работ по строительству, монтажу и испытанию трубопроводов в настоящей Инструкции установлены с учетом категории трубопровода.

Категории трубопроводов в настоящей Инструкции регламентированы согласно Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов, Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Трубопроводы I категории с условным проходом более 70 мм, а также трубопроводы II и III категорий с условным проходом более 100 мм должны быть до пуска в работу зарегистрированы местными органами Госгортехнадзора России. Другие трубопроводы, на которые распространяется настоящая Инструкция, подлежат регистрации на предприятиях, являющихся владельцами трубопроводов.

7.1.6. Приказом по предприятию (владельцу трубопроводов) из числа инженерно - технических работников должен быть назначен ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.1.7. К обслуживанию электрооборудования допускается технический персонал, знающий схемы применяемого оборудования, инструкции по его эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний в соответствии с ПТЭ и ПТБ с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

7.1.8. Монтаж и демонтаж оборудования, осмотр, ремонт и наладку его должен производить технический персонал нефтепромысла, прошедший соответствующее обучение.

Неэлектротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему I квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка оборудования.

7.1.9. Персонал, допущенный к эксплуатации скважин и ремонту оборудования, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.

7.1.10. Ремонтные работы на трубопроводах и установках должны производиться по разрешению руководства предприятия - владельца трубопроводов, которые фиксируются в специальном журнале.

7.1.11. Ремонтные работы должны производиться после отключения ремонтируемого участка трубопровода и при отсутствии в нем избыточного давления. На всех отключенных задвижках и вентилях должны быть вывешены плакаты с надписью: "Не открывать, работают люди!"

7.1.12. Инженерно - технические работники и рабочие, осуществляющие обслуживание объектов, трубопроводов (скважины, распределительные пункты и т.д.), должны пройти дополнительный инструктаж по безопасному производству работ по программе, учитывающей требования правил.

7.1.13. Программа инструктажа разрабатывается службой охраны труда предприятия и утверждается главным инженером.

7.1.14. Работы в колодцах проводятся по допуску на проведение опасных работ.

Лицо, ответственное за производство работ, назначается из числа инженерно - технических работников. Перед спуском людей колодец подвергается принудительной вентиляции воздухом, производится анализ воздушной среды в колодце на содержание углеводородных газов и сероводорода. Воздушная среда должна отвечать требованиям санитарных норм.

7.1.15. Работы в колодцах проводятся бригадой в составе не менее трех человек: один - производящий работу, двое - наблюдающих. Работающий и наблюдающие должны надевать пояса с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнальной спасательной веревкой, свободный конец которой выводится наружу и находится в руках наблюдающих.

Для защиты органов дыхания все члены бригады обеспечиваются только шланговыми или изолирующими противогазами.

Огневые работы проводятся только при полностью открытом люке и принудительной вентиляции.

Продолжительность непрерывной работы в колодце не должна превышать 15 мин. с последующим отдыхом на воздухе в течение 15 мин.

Перед выдачей противогазов персонал должен быть обучен руководителем работ правильному их применению.

7.1.16. Руководитель работ (мастер, бригадир) обязан следить за тем, чтобы:

- средства индивидуальной защиты (СИЗ) и противогаз выдавались своевременно и имели соответствующие защитные свойства, тип и размер;

- СИЗ, противогаз и предохранительные приспособления были своевременно испытаны;

- рабочие использовали СИЗ и приспособления только по назначению.

7.1.17. Работа на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также использование неисправных СИЗ запрещается.

7.1.18. Запрещается допускать к работе лиц, находящихся в алкогольном или наркотическом опьянении, утомленном и болезненном состоянии.

7.1.19. Администрация предприятия на основе инструкций для персонала технологических установок и настоящей Инструкции с учетом особенностей местных условий должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала.

7.1.20. За невыполнение требований настоящей Инструкции обслуживающий персонал несет ответственность в установленном порядке.

7.1.21. Вступление персонала на дежурство и уход с дежурства должны производиться с соблюдением требований правил внутреннего распорядка.

При вступлении на дежурство персонал обязан ознакомиться с записями в сменном журнале и проверить исправность обслуживаемых установок и относящегося к ним оборудования, а также исправность аварийного освещения и сигнализации для вызова администрации. В случае обнаружения неисправности принять меры к их устранению.

7.1.22. Прием и сдача дежурства должны оформляться начальником смены (старшим по смене), записью в журнале, подтвержденной подписью старшего по смене, с указанием результатов проверки установок и относящегося к ним оборудования.

Рабочие места должны иметь плакаты и предупредительные знаки по технике безопасности согласно выполняемой работе.

7.1.23. Каждая установка должна иметь следующую документацию:

- описание конструкции и руководство по обслуживанию;

- чертежи общего вида и основных узлов оборудования;

- паспорта сосудов, подлежащих регистрации в органах госгортехнадзора;

- паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту вентиляционных установок;

- журналы ревизии КИП, средств автоматики и блокировки;

- журнал осмотра, проверки состояния и ремонта трубопроводов;

- схемы коммуникационных линий трубопроводов и размещения арматуры;

- схемы газовых линий в обвязке установок;

- схемы устройств и систем ручного и автоматического управления, контроля, сигнализации, блокировки и аварийной остановки;

- инструкции предприятия по безопасности труда;

- план ликвидации аварий (ПЛА);

- графики планово - предупредительных осмотров и ремонтов оборудования.

На фронтальной части каждой установки должна быть прикреплена металлическая табличка со следующими данными:

- наименование завода - изготовителя;

- заводской номер установки;

- год выпуска;

- рабочее давление и температура рабочего агента;

- пробное гидравлическое давление;

- площадь поверхности нагрева (для теплогенерирующих установок).

7.1.24. Соединение элементов трубопроводов следует производить сваркой. Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопровода к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

7.1.25. Размещение трубопроводов и других коммуникаций в напольной части помещения должно производиться в каналах, закрытых съемными щитами из рифленой стали.

7.1.26. Тепловую изоляцию трубопровода следует производить после испытания на прочность и плотность и устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

7.1.27. В производственных помещениях, имеющих теплопроводы, на видном месте необходимо вывешивать схемы теплопроводов, выполненных в условных цветах.

Инструкции по пуску, обслуживанию и ремонту теплопроводов должны находиться на рабочих местах обслуживающего персонала.

7.1.28. Производственные площадки должны содержаться в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродукты должны убираться, а территория периодически очищаться от грязи, снега и льда.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах.

7.1.29. Обслуживающий персонал обязан в аварийных случаях немедленно остановить установку, сообщить об этом администрации и действовать в соответствии с ПЛА.

7.1.30. В случае возникновения пожара на одной из парогенерирующих установок персонал должен немедленно вызвать пожарную охрану и принять все меры к тушению, не прекращая наблюдения за установками.

При пожаре в установке, работающей на газообразном топливе, нужно немедленно отключить газопровод с помощью задвижки, установленной вне помещения.

Если пожар угрожает установкам и невозможно потушить его быстро, необходимо остановить установки в аварийном порядке, усиленно питая их водой и выпуская пар в атмосферу (вне помещения).

7.1.31. Стационарные установки должны иметь двухстороннюю радиотелефонную связь.

Связь должна действовать круглосуточно.

7.1.32. Запрещается подтягивать или производить регулировку и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружен пропуск.

 

7.2. Требования к оборудованию и механизмам

 

7.2.1. Применяемое оборудование, а также приборы, запорная арматура (предохранительные устройства) должны иметь паспорт завода - изготовителя (фирмы - поставщика). Котлы, паронагреватели, экономайзеры, а также материалы для изготовления этого оборудования, приобретаемые за рубежом, должны отвечать требованиям и нормам.

7.2.2. Технологическое оборудование (устьевая арматура нагнетательных скважин, насосы, компрессоры, парокотельные установки), распределительные системы, а также технологические трубопроводы и их обвязка должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов, устройствами для ввода ингибиторов коррозии. Контроль за работой технологического оборудования должен осуществляться по технологическому регламенту.

7.2.3. Для замера температуры и давления устье нагнетательных скважин должно предусматривать установку манометров и термометров.

7.2.4. Манометры и термометры должны располагаться так, чтобы их показания были отчетливо видны персоналу. Должен быть обеспечен свободный и удобный доступ к ним. Для паронагнетательных скважин корпус манометра должен быть защищен от теплового воздействия.

7.2.5. Манометры должны устанавливаться в местах с наименьшей пульсацией, быть снабжены компенсаторами и иметь устройство для возможности их смены при наличии давления в аппарате.

7.2.6. Уровень шума и вибрации на рабочих местах при работе оборудования не должен превышать норм, установленных ГОСТ 12.1.003-83 и ГОСТ 12.1.012-90.

7.2.7. Насосные, компрессорные агрегаты и теплогенерирующие установки должны быть оснащены оборудованием и предохранительными устройствами, обеспечивающими гашение вибраций и гидроударов.

Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин:

 

Число колебаний в мин.        

  < 200   

200 - 400

   > 400  

Допустимая амплитуда колебаний

0,25; 0,30

  0,20  

   0,15   

 

7.2.8. Допустимые максимальные амплитуды вибраций основных трубопроводов и межагрегатных трубопроводов и аппаратов составляют 0,20 мм при частоте до 40 Гц.

7.2.9. Уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе агрегатов и компрессоров не должен превышать 85 дБ.

7.2.10. Для обеспечения запуска установок в зимнее время, а также поддержания температуры внутри блоков должны быть установлены электрокалориферы.

7.2.11. Все элементы оборудования и коммуникации, имеющие температуру на поверхности выше 45 град. C, должны быть закрыты теплоизоляционным материалом или иметь ограждение.

7.2.12. Уплотнительные элементы и фланцевые соединения должны иметь защитные кожухи, а запорные устройства по возможности управляться дистанционно.

7.2.13. Технологические установки, компрессорные и насосные станции должны быть оборудованы:

- приборами контроля за технологическими параметрами транспортируемого продукта;

- системой приборов по диагностике технологического оборудования (температура и давление масла, температура подшипников, вибрация);

- системой контроля воздушной среды в помещении технологической установки;

- системой приточно - вытяжной вентиляции;

- системой предупреждения и аварийной остановки компрессорных, насосных и котельных агрегатов при нарушении технологических параметров их работы, воздушной среды в помещении, при отказе в работе вентиляционной системы;

- системой радио- и телефонной связи, пожаротушения.

7.2.14. Компрессорные, насосные станции и котельные с постоянным обслуживающим персоналом должны иметь пульты управления в машинном помещении и в операторном зале.

7.2.15. Система контроля воздушной среды должна быть сблокирована с системой приточно - вытяжной вентиляции и системой сигнализации.

7.2.16. На нагнетательной линии компрессора и насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный клапан и предохранительный клапан, связанный с приемом насоса, компрессора.

7.2.17. Для перекачки жидкой двуокиси углерода необходимо применять сальниковые уплотнения, исключающие пропуск продукта, а детали, контактирующие с двуокисью углерода, должны быть изготовлены из коррозионно - стойкого материала.

7.2.18. Оборудование установок, их обвязка трубопроводами, запорные органы, КИП, щиты управления следует располагать таким образом, чтобы обеспечить безопасные условия при их эксплуатации, обслуживании и ремонте.

7.2.19. Задвижки и вентили, требующие для открытия больших усилий, должны быть снабжены обводными линиями и механическими или электрическими приводами.

7.2.20. Топки котельных и других технических установок должны быть оборудованы системой принудительной вентиляции, сблокированной с устройством розжига топлива.

 

7.3. Эксплуатация и ремонт

 

7.3.1. Поддержание пластового давления (закачка воды в пласт).

7.3.1.1. Фильтры водоочистной установки для их обслуживания должны быть оборудованы площадкой шириной не менее 1 м с перилами и маршевыми лестницами.

7.3.1.2. Загрузка фильтров, реагентов в затворный бак и растворение реагентов в воде должны быть механизированы.

7.3.1.3. Фильтры должны устанавливаться так, чтобы люки для их очистки были направлены в одну сторону, доступную для подъезда автомобиля. Под люками должны быть желоба для спуска песка и гравия.

7.3.1.4. Задвижки насоса и фильтра при промывке последнего должны открываться и закрываться дистанционно с пульта управления.

7.3.1.5. Для обслуживания затворного бака химреагентов вокруг него должны быть устроены проходы шириной не менее 1 м, оборудованные перилами.

7.3.1.6. Бассейны для отстоя воды должны иметь ограждающие перила и запорные шиберы, оборудованные металлическими площадками, размером по ширине и длине не менее 1 м.

Система очистки бассейнов должна быть механизирована.

7.3.1.7. Колодцы водозаборных скважин должны быть оборудованы лестницами для обслуживающего персонала и освещением, иметь грузоподъемные механизмы для извлечения оборудования.

7.3.1.8. Перед пуском в эксплуатацию обвязка насосных агрегатов должна быть опрессована на полуторакратное рабочее давление. При опрессовке трубопроводов должны быть выдержаны требования, предусмотренные "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Результаты опрессовки оформляются актом.

7.3.1.9. Помещения водонасосных станций и БКНС должны быть оборудованы стационарными или обеспечены мобильными грузоподъемными механизмами и иметь подъезды и площадки для подъезда и работы грузоподъемных механизмов.

7.3.1.10. На автоматизированной насосной станции на пусковом устройстве должен быть укреплен щиток с надписью: "Внимание, пуск автоматический!"

7.3.1.11. На нагнетательной линии насоса до запорного устройства должен быть установлен манометр и обратный клапан.

7.3.1.12. На кустовой водонасосной станции сливные трубопроводы должны находиться вне помещения насосной.

7.3.1.13. В холодный период года резервные и остановленные насосы и коммуникации должны быть освобождены от жидкости, а при пуске проверены на отсутствие льда в полостях насоса и ледяных пробок в коммуникациях.

Производить обогрев оборудования и трубопроводов открытым пламенем запрещается.

7.3.1.14. Хранение в помещениях насосных станций легковоспламеняющихся и горючих жидкостей выше установленных норм запрещается.

7.3.1.15. При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность состояния запорно - регулирующей арматуры.

7.3.1.16. Устьевая арматура нагнетательных скважин должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на скважине опрессована на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

7.3.1.17. Устьевая арматура нагнетательных скважин, независимо от ожидаемого давления, должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры.

7.3.1.18. Запрещается осуществлять циркуляцию жидкости от остановленных нагнетательных скважин через коммуникации водонасосной станции.

 

7.4. Повышение нефтеотдачи пластов

 

7.4.1. Закачка пара и горячей воды

 

7.4.1.1. Тепловую изоляцию теплопровода следует производить после испытания на прочность и плотность и после устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

7.4.1.2. На участках теплопроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки необходимо устанавливать в концевых точках штуцер с вентилем, а при давлении свыше 2,5 МПа - штуцер и два последовательно расположенных вентиля - запорный и регулирующий (дренажный).

Теплопроводы на условное давление 16 МПа и выше должны обеспечиваться штуцером с последовательно расположенными запорными, регулирующими вентилями и дроссельной шайбой.

Устройство дренажей должно предусматривать возможность контроля за их работой во время прогрева теплопровода.

7.4.1.3. Теплопроводы пара и перегретой воды подлежат окраске по всей длине или на них наносятся цветные кольца через каждые 50 м, а также перед входом их в стену и после выхода из нее, у измерительных приборов, отводов, с обеих сторон изгибов, задвижек, вентилей и другой арматуры.

7.4.1.4. Во избежание травмирования обслуживающего персонала от случайных пропусков пара и перегретой воды через уплотнительные элементы должна быть предусмотрена возможность дистанционного управления запорными устройствами.

7.4.1.5. Для производства глубинных замеров (манометром, термометром) в скважине необходимо применять лубрикатор, имеющий вентиль для снятия давления. Установка лубрикатора на буферную задвижку разрешается после снижения устьевой температуры до 45 град. C.

7.4.1.6. При установке лубрикатора направление спускного вентиля должно быть выбрано с учетом направления ветра и обеспечения безопасности обслуживающего персонала.

7.4.1.7. На вентилях, задвижках следует указать номер согласно эксплуатационной схеме, направление нагнетаемого теплоносителя и положение "Открыто" - "Закрыто".

7.4.1.8. При оснащении паронагнетательной скважины пакерным устройством компенсацию температурных удлинений насосно - компрессорных труб разрешается предусматривать как внутри скважин термокомпенсаторами, так и на устье с использованием шарнирного соединения, входящего в комплект выпускаемых паровых арматур скважин.

7.4.1.9. До начала проведения каких-либо работ внутри установки, соединенной с другими работающими установками общими трубопроводами (паропровод, питательные, дренажные, спускные линии и т.п.), а также перед осмотром или ремонтом элементов, работающих под давлением, установка должна быть отделена от всех теплопроводов заглушками.

7.4.1.10. Перед началом работ на котельных установках топка и газоходы должны быть провентилированы и надежно защищены от возможного проникновения газов и пыли из газоходов работающих установок.

7.4.1.11. Перед нагнетанием пара и перегретой воды следует проверить, открыты ли все задвижки по направлению движения теплоносителя от источника пароводоснабжения к скважине, спущен ли конденсат и продут ли теплопровод.

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

7.4.1.13. Устья паронагнетательных скважин должны оборудоваться согласно проекту, согласованному с госгортехнадзором, и ограждены. Конструкция ограждения должна быть быстросъемной.

7.4.1.14. Отвод из затрубного пространства нагнетательной скважины должен быть направлен в сторону, свободную от пребывания людей и оборудования. При наличии в скважине пакера задвижка на отводе должна быть открыта.

7.4.1.15. Пуск, техническое обслуживание и ремонт оборудования, механизмов, парогенераторных и водогрейных установок должны производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и ремонту.

7.4.1.16. В сальниковых устройствах на устьевой арматуре нагнетательной и добывающей скважин следует применять термостойкий набивочный материал. При спуске в скважину насосно - компрессорных труб резьбовые соединения рекомендуется смазать термостойкой пастой.

7.4.1.17. Все теплопроводы должны подвергаться испытанию на прочность и плотность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта или простоя более одного года.

Величина пробного давления должна быть равной 1,25 рабочего давления.

Давление должно подниматься и снижаться плавно. Время выдержки трубопровода и его элементов под пробным давлением должно быть не менее 5 мин.

7.4.1.18. Испытание теплопроводов должно производиться в строгом соответствии с программой, утвержденной главным инженером предприятия, под непосредственным руководством производителя работ. Допуск посторонних лиц к испытуемым участкам теплопроводов запрещается.

7.4.1.19. Во время проведения испытаний теплопровода должно быть организовано постоянное наблюдение за всей трассой теплопровода. Места расположения запорной арматуры испытуемого теплопровода должны быть отмечены предупредительными знаками безопасности.

7.4.1.20. Осмотр испытуемых теплопроводов для выявления неисправности разрешается производить лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего. Он должен производиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами.

7.4.1.21. Устранение обнаруженных в процессе испытаний дефектов должно производиться только после снижения давления в теплопроводе до атмосферного. После устранения обнаруженных дефектов испытание следует повторить.

Исправление дефектов сварки подчеканкой или подваркой без предварительного удаления дефектных участков запрещается.

7.4.1.22. Перед гидравлическим испытанием теплопроводов следует проверить наличие в высших их точках воздушников, а на низких участках - дренажных штуцеров со спускными линиями.

Во время заполнения теплопроводов водой воздушники должны быть открыты до появления в них воды, после чего они закрываются.

По окончании испытания воздушники и дренажные линии должны быть обязательно открыты и теплопровод полностью освобожден от воды.

7.4.1.23. Обслуживающий персонал должен следить за состоянием теплозвуковой и вибрационной изоляции теплопроводов и принимать своевременные меры по устранению их нарушений.

Замеры шума и вибрации на рабочих местах следует производить при всех испытаниях установок, а также не реже одного раза в год в процессе их эксплуатации.

Результаты замеров должны заноситься в санитарно - технический паспорт.

7.4.1.24. Запрещается установка хомутов на теплопроводе с целью ликвидации пропусков.

7.4.1.25. Теплопроводы и оборудование должны подвергаться периодическому осмотру в соответствии с графиком, утвержденным руководством предприятия. Результаты проверки должны заноситься в специальный журнал.

7.4.1.26. При выполнении операций по обслуживанию топки, а также при продувке котла необходимо надевать защитные очки.

7.4.1.27. При работе на установке, на ее площадках и в газоходах для освещения должны использоваться светильники напряжением не выше 12 В.

7.4.1.28. При входе в помещение с неработающей установкой (на газообразном топливе) следует проверить газоанализатором наличие в нем газа.

При обнаружении признаков загазованности помещения включение электроосвещения и электрооборудования, выполненного не во взрывозащищенном исполнении, а также пользование открытым огнем запрещается.

7.4.1.29. Запрещается оставлять парогенераторную установку без надзора до полного прекращения горения в топке, удаления из нее остатков топлива и снижения давления в системе до нуля.

7.4.1.30. Подготовка оборудования к ремонту должна осуществляться по плану - графику с указанием лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, и мер, обеспечивающих безопасность работающих.

7.4.1.31. На каждом участке следует вести ремонтный журнал, в который за подписью лиц, ответственных за безопасность действия котлов, а также за исправное состояние и безопасную эксплуатацию теплопроводов, должны вноситься сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости досрочного освидетельствования.

Сведения о ремонтных работах, вызывающих необходимость внеочередного (досрочного) освидетельствования установки, должны записываться в паспорте.

7.4.1.32. Ремонт оборудования парогенераторной установки разрешается только после прекращения ее работы, обесточивания, снижения давления до нуля и температуры до 45 град. C.

7.4.1.33. К сварочным работам по изготовлению, монтажу и ремонту теплопроводов могут быть допущены только сварщики, выдержавшие испытания в соответствии с "Правилами испытания электросварщиков и газосварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России и имеющими удостоверение установленного образца.

7.4.1.34. Проверку исправности действия предохранительных клапанов парогенератора продувкой необходимо производить при работе с давлением свыше 6 МПа не реже чем через 1000 часов работы установки и, кроме того, при ее остановке на плановый ремонт, а также при включении установки, если ремонтировали предохранительные клапаны или были установлены новые.

7.4.1.35. Исправность предохранительных клапанов парогенераторов должна проверяться в присутствии ответственного по смене с записью результатов проверки в сменный журнал.

7.4.1.36. Пуск парогенератора в действие после остановки, ремонта или длительного перерыва должен производиться в соответствии с руководством по его обслуживанию и в присутствии лица, ответственного за безопасную работу парогенераторной установки.

7.4.1.37. Пуск установок и обкатку после монтажа или капитального ремонта следует производить на холодной воде.

7.4.1.38. При эксплуатации теплопроводов должны производиться:

- проверка по показаниям реперов соответствия тепловых расширений проектным, а также отсутствие вибрации;

- контроль герметичности арматуры и фланцевых соединений.

7.4.1.39. Работы по пуску теплопроводов могут быть начаты только при наличии нижеследующих документов:

- технологической схемы разработки месторождения, утвержденной в установленном порядке;

- регламента освоения и вывода на технологический режим теплопроводов.

7.4.1.40. Прогрев и охлаждение теплопроводов должны производиться со скоростью не более 30 град. C в час.

7.4.1.41. До начала каких-либо работ, связанных с ремонтом или техническим обслуживанием теплопроводов или паронагнетательных скважин, при наличии опасности ожога людей паром или горячей водой на всех подводящих и отводящих трубопроводах должны быть установлены заглушки.

Указанные заглушки и заглушки, устанавливаемые между фланцами теплопроводов, должны быть соответствующей прочности и иметь выступающую часть (хвостовик). При установке прокладок между фланцами и заглушкой прокладки должны быть без хвостовиков.

Все выполняемые работы должны оформляться нарядом - допуском.

7.4.1.42. Дренирование воды и пара должно производиться через спускную арматуру. Снижение давления в теплопроводах и их дренирование путем ослабления части болтов фланцевых соединений может быть допущено лишь при отсутствии возможности опорожнения теплопровода через спускные устройства. В этих случаях теплопровод должен быть охлажден до температуры 45 град. C, и ослабление болтов следует производить со стороны, противоположной позиции рабочего, выполняющего эти работы.

7.4.1.43. Набивку сальников запорных устройств допускается производить при температуре теплоносителя не более 45 град. C.

7.4.1.44. В отдельных случаях, по согласованию с местными органами Госгортехнадзора России, допускается одновременная работа по обслуживанию паронагнетательных скважин и ремонту добывающих скважин на кусте, отстоящих не менее 15 м от устья соседних скважин.

В указанных случаях разрабатываются дополнительные мероприятия по безопасному ведению работ и защите теплопровода от повреждений, которые согласовываются с местными органами Госгортехнадзора России.

7.4.1.45. Запрещается нахождение в пределах установленных запретных (опасных) зон у добывающих и паронагнетательных скважин лиц и транспортных средств, непосредственно не участвующих в выполнении работ. На территории куста должны быть установлены и определены знаками безопасности и аншлагами места остановки (стоянки) спецтранспорта и их зоны проезда.

7.4.1.46. Порядок передвижения всех видов транспорта на площадке совмещенного куста устанавливается и утверждается начальником цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ). При этом должны быть предусмотрены пути эвакуации транспортных средств при аварийных ситуациях.

7.4.1.47. При производстве земляных работ на территории совмещенного куста необходимо иметь письменное разрешение организаций, имеющих коммуникации на этом кусте, с приложением к нему плана трасс и глубин укладки коммуникаций.

7.4.1.48. До начала работ на территории совмещенного куста устанавливаются знаки, указывающие расположение коммуникаций.

Земляные работы в непосредственной близости от подземных коммуникаций должны вестись вручную под наблюдением ответственного за производство работ и в присутствии представителя организации - владельца действующей коммуникации.

 

7.4.2. Закачка газа и воздуха

 

7.4.2.1. Работы по монтажу, ремонту и эксплуатации компрессорных станций (КС) должны производиться в соответствии с требованиями "Правил техники безопасности при монтаже оборудования, ремонте и эксплуатации компрессорных станций".

7.4.2.2. При давлении рабочего агента (углеводородного газа или воздуха) выше 7,5 МПа трубопровод высокого давления должен сооружаться с применением отводов, крестовин, тройников, угольников только заводского изготовления.

7.4.2.3. При давлении в трубопроводе высокого давления (выше 16 МПа) длина его не должна превышать 1000 м, а диаметр - не более 100 мм. Толщина стенки определяется на основании действующих нормативов.

7.4.2.4. Трасса трубопровода высокого давления не должна пересекать полотно шоссейной и железной дорог и не располагаться ближе 25 м от бровки дороги.

7.4.2.5. При пересечении с внутрипромысловыми дорогами трубопровод должен заключаться в футляр с установкой свечи.

7.4.2.6. В охранной зоне газо- и воздухопровода без письменного разрешения владельца запрещается:

- возводить постройки и сооружения;

- производить строительные, монтажные, земляные, буровзрывные и горные работы.

7.4.2.7. Вдоль трассы газо- и воздухопровода должны быть установлены предупреждающие знаки с указанием номера телефона диспетчерской службы.

7.4.2.8. Любые работы, связанные с ремонтом трубопровода и производством земляных работ в охранной зоне, могут производиться только после снижения давления в нем до атмосферного.

7.4.2.9. Газопроводы на переходах через реки, ручьи и балки должны предохраняться от разливов и повреждений.

7.4.2.10. Обследование переходов через автодороги всех категорий производится не реже одного раза в год с проведением анализа проб воздуха из вытяжной свечи.

7.4.2.11. Все переходы должны быть оборудованы ограждениями, мостками, исключающими переход людей по телу трубопровода.

7.4.2.12. Трубопроводы и арматура должны постоянно контролироваться на отсутствие утечек газа. Участки утечек газа должны быть немедленно ограждены с установкой предупреждающих знаков.

7.4.2.13. При ликвидации гидратных и ледяных пробок давление в трубопроводе необходимо снизить до атмосферного, подогрев этих участков осуществлять паром.

7.4.2.14. На приемных и выкидных линиях компрессоров следует устанавливать конденсато - маслоотделители, оборудованные автоматическими регуляторами уровня и автоматической продувкой.

Дренажные линии должны быть утеплены.

7.4.2.15. Выкидная линия компрессорной установки должна быть оборудована обратным клапаном, а конденсато - маслоотделитель - предохранительным клапаном.

7.4.2.16. Коммуникации воздушных компрессорных станций должны очищаться от масляных отложений промывкой водным раствором сульфанола через каждые пять тысяч часов работы компрессора.

7.4.2.17. Сжатый газ и воздух, поступающие в напорный трубопровод, не должны иметь температуру выше 70 град. C.

7.4.2.18. Для сброса конденсата и масла из сепараторов и конденсато - маслоотделителей должна быть предусмотрена специальная емкость.

7.4.2.19. К территории нефтепромысла, сооружениям, коммуникациям, оборудованию по продувке, испытанию газо- и воздухопроводов предъявляются такие же требования безопасности, как и к территории газового промысла и газопромысловым сооружениям, включая противопожарные разрывы.

7.4.2.20. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы внутрискважинными клапанами - отсекателями в компоновке, соответствующей подземному оборудованию фонтанных скважин.

7.4.2.21. Обвязка устья нагнетательной скважины должна иметь оборудование, позволяющее проводить исследование скважин без специального оборудования или ее остановки.

7.4.2.22. Все нагнетательные скважины должны иметь ограждение из проволочной сетки и освещение для аварийных работ в ночное время.

7.4.2.23. Территория скважины в площади постоянного отвода должна быть очищена от растительности и посторонних предметов.

7.4.2.24. Эксплуатационная колонна нагнетательной скважины должна быть герметичной, цементное кольцо поднято до устья, заколонные перетоки недопустимы.

7.4.2.25. На газо- и воздухопроводах к нагнетательным скважинам должны быть установлены обратный клапан и концевая задвижка для продувки скважины и трубопровода.

 

7.4.3. Внутрипластовое горение

 

7.4.3.1. Ствол скважины, предназначенной для осуществления процесса поджога пласта перед спуском внутрискважинного оборудования, должен быть очищен скребком (райбером) и отмыт водным раствором сульфанола от нефти и парафиносмолистых отложений.

7.4.3.2. Территория вокруг скважины в радиусе 25 м должна быть обозначена знаками безопасности, освобождена от оборудования, и должен быть установлен знак "Осторожно! Идет розжиг пласта!"

7.4.3.3. Спуск электронагревателя в скважину должен осуществляться через лубрикатор и завершаться при достижении проектной глубины закреплением кабель - троса зажимом на устье скважины.

7.4.3.4. При спуске электронагревателя на насосно - компрессорных трубах спуско - подъемные операции производятся и завершаются в полном соответствии с требованиями к работам по оборудованию скважин погружными электронасосами.

7.4.3.5. Конструкция эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования наблюдательной скважины не должна допускать проникновения заколонных перетоков газа из эксплуатационного объекта выше фильтра.

7.4.3.6. Конструкция добывающей скважины должна обеспечивать безопасную работу при:

- температуре в стволе, соответствующей начальной пластовой температуре;

- температуре, соответствующей приближению теплового фронта к забою скважины.

7.4.3.7. В карбонатных трещиновато - пористых коллекторах пробная закачка воздуха с целью определения гидравлической связи между нагнетательной и добывающими скважинами не допускается.

7.4.3.8. При наличии прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами необходимо принять меры по ликвидации такой связи, или добывающую скважину перевести в нагнетательную.

7.4.3.9. При инициировании горения и аварийном отключении подачи воздуха в скважину необходимо принять меры, предотвращающие поступление газа из пласта, с целью предотвращения образования взрывоопасной смеси в стволе скважины.

7.4.3.10. Температура на забое добывающей скважины не должна превышать 125 град. C. При температурах выше 125 град. C необходимо принять меры по охлаждению забоя либо скважину перевести в нагнетательную.

7.4.3.11. Добывающие скважины, расположенные в зоне, близкой к тепловому фронту, должны быть оборудованы клапанами - отсекателями с настройкой их срабатывания на превышение заданной температуры на устье или забое скважины.

7.4.3.12. Внутрискважинное оборудование нагнетательной скважины на период инициирования горения должно иметь устройство, обеспечивающее дистанционный контроль за температурой на забое, с передачей показаний за пределы опасной зоны.

7.4.3.13. Прогрев призабойной зоны добывающей скважины, а также введение химических реагентов в процессе инициирования без осуществления мероприятий, предотвращающих воспламенение в стволе скважины, запрещается.

7.4.3.14. Обработка добывающей скважины, находящейся под воздействием ВГ, горячей углеводородной жидкостью запрещается.

7.4.3.15. Концентрация кислорода в газовой смеси на объектах ВГ (скважина, трубопровод, групповые замерные установки и др.) не должна превышать концентрации предела воспламенения углеводородов метанового ряда.

7.4.3.16. В течение периода нагнетания воздуха (окислителя) в нагнетательных скважинах необходимо не реже двух раз в неделю проводить анализ добываемого газа и принимать необходимые меры по снижению в нем содержания воздуха.

7.4.3.17. Ремонтные работы на добывающих и нагнетательных скважинах должны проводиться после глушения и принятия всех мер по предотвращению возможных выбросов из скважины газожидкостной смеси (продукции пласта).

7.4.3.18. В процессе ремонтных работ на устье скважины должен проводиться постоянный анализ воздуха, работающий персонал должен быть обеспечен противогазами.

7.4.3.19. Технология обезвреживания газов ВГ на поздней стадии разработки месторождений должна предусматривать в качестве базовой технологической операции термическое обезвреживание токсичных компонентов.

7.4.3.20. Лица, не прошедшие специального инструктажа по технике безопасности на месторождениях, использующие технологию ВГ, к работе не допускаются.

 

7.4.4. Закачка двуокиси углерода

 

7.4.4.1. Трубопроводы, запорно - регулирующая арматура, приборы КИП, насосы и другое технологическое оборудование, предназначенное для работы с жидкой двуокисью углерода, должно быть выполнено из высокопрочной стали, обладающей высоким пределом текучести и ударной вязкостью (сталь типа О9Г2С).

7.4.4.2. Все фланцевые соединения должны быть оснащены предохранительными кожухами, запорные устройства должны иметь надежные сальниковые уплотнения либо иметь мембранную конструкцию; шпиндели вентилей и задвижек должны быть невыдвижными.

7.4.4.3. Фасонные отводы, угольники, тройники крестовины, детали трубопроводов для перекачки двуокиси углерода должны быть только заводского изготовления.

7.4.4.4. Конструкция скважин (нагнетательных и эксплуатационных) должна иметь надежную конструкцию и техническое состояние, не допускать пропусков в теле эксплуатационной колонны и заколонных перетоков.

7.4.4.5. При наличии нескольких самостоятельных объектов разработки, расположенных один над другим, технически исправными должны быть скважины всех объектов, даже тех, где закачка CO не применяется.

7.4.4.6. Системы заводнения и нагнетания CO должны иметь индивидуальные водоводы и углекислотопроводы к каждой нагнетательной скважине.

7.4.4.7. Устье нагнетательной скважины должно оборудоваться коррозионно - стойкой арматурой и обратным клапаном.

7.4.4.8. Внутрискважинное оборудование нагнетательной скважины должно предусматривать пакерующее устройство, иметь циркуляционный клапан, а нагнетательная колонна должна компоноваться из насосно - компрессорных труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями.

7.4.4.9. Углекислотопроводы высокого давления (выше 16 МПа) не должны иметь протяженность более 1000 м и диаметр не более 100 мм. Толщина стенки определяется на основании действующих нормативов.

7.4.4.10. Углекислотопроводы, пересекающие дорожное полотно, должны иметь защитные кожухи для предохранения от механических повреждений.

7.4.4.11. В охранной зоне углекислотопровода без письменного разрешения владельца углекислотопровода запрещается:

- возводить постройки и сооружения;

- проводить строительные, монтажные, земляные, буровзрывные и горные работы.

7.4.4.12. Вдоль трассы углекислотопровода должны быть установлены предупреждающие знаки с указанием номера телефона диспетчерской службы.

7.4.4.13. Любые работы, связанные с ремонтом трубопровода и производством земляных работ вдоль его трассы в охранной зоне, могут производиться только после снижения давления в нем до атмосферного.

7.4.4.14. Трубопроводы и запорно - регулирующая арматура должны постоянно контролироваться. При обнаружении утечки подача углекислоты должна быть прекращена, и давление в системе с аварийным участком должно быть снижено до атмосферного.

7.4.4.15. При снижении давления в скважине или участке трубопровода находиться ближе 20 м от свечи (открытого конца разрядной трубы) запрещается.

7.4.4.16. Производить резкое снижение давления в трубопроводе или сосуде высокого давления запрещается.

7.4.4.17. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.

При содержании в воздухе закрытого помещения, колодцах, лотках CO выше ПДК (0,5 об. %) и нарушении герметичности системы распределения и сбора СО работы должны быть прекращены, и приняты меры по устранению опасной концентрации газа.

 

8. ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН,

ОБЪЕКТОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА

 

8.1. Общие положения

 

8.1.1. Положения настоящей Инструкции обязательны для предприятий и организаций, деятельность которых связана с эксплуатацией газовых скважин, объектов сбора и подготовки газа, а также для проектно - конструкторских и других организаций, выполняющих работы для указанных целей.

8.1.2. Настоящая Инструкция является развитием соответствующих разделов и пунктов Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

8.1.3. Допускается временное пребывание на газоопасных объектах лиц, не связанных с выполнением работ на этих объектах, после инструктажа и разрешения руководителя объекта (старшего по вахте), при наличии СИЗ и в присутствии сопровождающего.

8.1.4. Все работающие по обслуживанию газовых скважин и объектов сбора и подготовки газа должны иметь соответствующую профессиональную подготовку.

8.1.5. В диспетчерской по обслуживанию объектов газодобычи должны быть:

- технологическая схема добычи, сбора и комплексной подготовки газа и отдельных блоков и узлов с указанием запорной, регулирующей арматуры, КИПиА;

- правила пуска и остановки скважин и технологических узлов и их обслуживания;

- план ликвидации возможных аварий;

- порядок остановки отдельных технологических узлов и всей установки КПГ при аварийной ситуации;

- инструкции и плакаты по технике безопасности;

- вахтенный журнал;

- телефон или рация;

- аптечка с медикаментами.

С диспетчерского пункта должен осуществляться контроль за работой скважин и при этом фиксироваться следующие параметры:

- давление (трубное, затрубное, межколонное);

- расход газа;

- загазованность объекта.

8.1.1.6. Требования безопасности к производственным объектам газодобычи, помещениям и оборудованию

8.1.1.6.1. Территории, промплощадки, здания, сооружения и помещения должны отвечать требованиям СНиП, санитарным и противопожарным нормам, а оборудование - требованиям технических условий завода - изготовителя и руководству по эксплуатации.

8.1.1.6.2. На газовом промысле должны быть масштабные планы расположения скважин, коммуникаций и объектов подготовки и транспорта газа.

8.1.1.6.3. Устройство и эксплуатация сепараторов, резервуаров, технологических емкостей и сосудов с рабочим давлением выше 0,07 МПа должны соответствовать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

На использование оборудования, закупленного по импорту, должно быть разрешение Госгортехнадзора России. Каждый вид оборудования должен иметь инструкцию по его эксплуатации.

8.1.1.6.4. Технологическое оборудование (фонтанная арматура, сепарационное и насосное оборудование, емкости), а также технологическая трубопроводная обвязка должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов, устройствами для отбора проб, штуцерами для ввода ингибиторов коррозии и гидратообразования.

Контроль за работой технологического оборудования должен осуществляться по технологическому регламенту, разработанному для этого оборудования.

8.1.1.6.5. Технологические емкости (резервуары) должны быть оборудованы приборами дистанционного замера уровня жидкости.

8.1.1.6.6. Для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта газа и конденсата, а также эксплуатационной колонны и скважинного оборудования должен быть предусмотрен комплекс мероприятий, включающий применение ингибиторов коррозии и гидратообразования, защитных покрытий и технологических методов уменьшения коррозийной активности продукции. Должен осуществляться систематический контроль коррозионного состояния оборудования.

8.1.1.6.7. Запрещается в случае аварийной остановки (отключения) скважины, оборудования, трубопроводов, КИПиА повторный пуск их в работу до выявления и устранения причины нарушения, вызвавшей аварийную остановку (отключение).

8.1.1.6.8. Горячая поверхность оборудования (теплообменников) и трубопроводов должна быть покрыта тепловой изоляцией, температура поверхности которой не должна превышать внутри помещения 45 град. C и вне его 60 град. C.

8.1.1.6.9. Опробование или испытание после ремонта запорной, регулирующей или предохранительной арматуры должно быть оформлено актом.

8.1.1.6.10. В производственном подразделении (объекте) должно быть назначено лицо, ответственное за контроль воздуха рабочей зоны промплощадок, зданий, сооружений и колодцев. Результаты проверок должны регистрироваться в журнале контроля воздушной среды.

8.1.1.6.11. Технологическая схема добычи, сбора и подготовки газа к транспорту должна быть разработана проектной организацией на основании характеристики месторождения и норм проектирования, согласованных с Госгортехнадзором России.

 

8.2. Исследование и освоение скважин

 

8.2.1. Перед проведением работ на газовых скважинах должен быть составлен план исследования и освоения, утвержденный главным инженером и главным геологом предприятия и согласованный с ВЧ.

В плане работ должны быть указаны мероприятия по обеспечению безопасности работающих, график контроля газосодержания.

8.2.2. К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов, инструмента, КИПиА и материалов с указанием их типа и количества, возможных размеров загазованной зоны и числа работающих.

8.2.3. Длина продувочного отвода должна быть не менее 100 м от устья скважины.

Отводы после блока задвижек должны быть смонтированы с применением герметизирующей ленты "ФУМ" или смазки УС-1 и испытаны на герметичность.

Отводы должны монтироваться из труб, стойких к агрессивным веществам, иметь четкую маркировку и устанавливаться на бетонных тумбах или стойках без поворотов и прогибов. Узел крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений при креплении.

8.2.4. Установка для исследования скважин должна подвергаться техническому освидетельствованию (внутреннему и внешнему осмотру, ультразвуковому контролю, измерению толщины стенок) перед допуском к работе, периодически в процессе эксплуатации, после ремонта. Гидравлические испытания установки обязательны после каждого ремонта и монтажа установки на новом месте.

8.2.5. Перед испытанием установка должна быть освобождена от заполняющей среды и отключена от трубопроводов, соединяющих ее со скважиной.

8.2.6. При обнаружении утечек, превышении рабочего давления, выходе из строя КИПиА, неисправности предохранительного клапана установка должна быть немедленно отключена от скважины и давление в ней снижено до атмосферного.

8.2.7. Периодичность освидетельствования установок для исследования скважин должна быть следующей: осмотр - не реже одного раза в год, гидравлическое испытание - один раз в год, ультразвуковой контроль - после каждого исследования.

8.2.8. Установка признается пригодной к эксплуатации, если при освидетельствовании и эксплуатации не обнаружено:

- признаков разрыва;

- коррозии выше допустимых величин;

- течи, потений в сварных соединениях и на основном металле;

- видимых остаточных деформаций.

8.2.9. Предохранительные клапаны и разрывная диафрагма должны быть соединены индивидуальными трубопроводами высокого давления с факельным сепаратором и свечой, обеспечивающей улавливание конденсата, воды и других жидкостей.

8.2.10. Перед освоением скважины комиссия под председательством главного инженера предприятия с участием представителя Госгортехнадзора и ВЧ должна проверить готовность бригады по опробованию и освоению скважин, оборудования и инструмента к началу работ по вызову притока газа из пласта и составить акт о готовности.

8.2.11. Перед испытанием скважины необходимо иметь запас бурового раствора соответствующей плотности, равный двукратному объему скважины, а также запас материалов и химических реагентов.

Разогрев раствора (в случае необходимости) следует производить только паром.

8.2.12. При исследовании скважины на устьевой арматуре и диафрагменном измерителе критического течения ДИКТ (прувере) должны быть установлены регистрирующие манометры и термометры. Дублирующие показывающие приборы должны устанавливаться на общем щитке, удаленном от скважины не менее чем на 25 м в противоположную от пруверной линии сторону, с учетом направления ветра.

8.2.13. Запрещаются гидродинамические исследования и освоение скважины без утилизации или сжигания продукции. Сжигание газа допускается в течение не более двух - трех дней на специальной свече.

8.2.14. Вызов притока и гидродинамические исследования должны проводиться в светлое время суток под руководством лица, ответственного за проведение работ.

8.2.15. На время вызова притока из пласта при освоении (глушении) скважины необходимо:

- обеспечить постоянное круглосуточное дежурство ответственного ИТР и оперативной группы ВЧ по графику, утвержденному главным инженером предприятия;

- обеспечить круглосуточное дежурство транспортных средств;

- обеспечить постоянную круглосуточную радиосвязь бригады с вышестоящей организацией.

8.2.16. Освоение скважины воздухом запрещается.

8.2.17. Освоение скважины должно производиться нагнетанием:

- природного или попутного нефтяного газа по согласованию с местным органом госгортехнадзора;

- двух- и многофазных пен, инертных к компонентам добываемого газа;

- инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2% объема;

- азота с содержанием кислорода не более 2% объема;

- жидкости меньшей плотности, инертной к компонентам добываемого газа.

8.2.18. Перед открытием задвижки на одной из струн фонтанной арматуры все работающие, кроме находящихся у задвижек, должны быть удалены от устья скважины и продувочной линии на безопасное расстояние. При наличии в газе вредных веществ (сероводорода, углекислого газа) работа должна проводиться по специальному плану с указанием средств защиты персонала.

8.2.19. При продувке скважины и во время исследования двигателей внутреннего сгорания, в том числе двигателей автомобилей, тракторов, находящихся около скважины, должны быть оборудованы искрогасителями.

Для измерений и продувки необходимо пользоваться только крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью. Работа через неполностью открытую задвижку запрещается.

8.2.20. Смена диафрагмы на диафрагменном измерителе критического течения (ДИКТ) должна производиться через 15 минут после закрытия скважины с предварительным проведением анализа воздуха рабочей зоны.

8.2.21. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пунктам, сепарационным установкам без соответствующих СИЗ.

8.2.22. Для обеспечения чистоты воздушного бассейна освоение скважины должно проводиться при безветрии или при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

8.2.23. Бригада по освоению скважины должна быть обучена методом отбора проб воздуха и проведению экспресс - анализа.

8.2.24. Отбор газа, конденсата и воды из скважины должен производиться пробоотборником, спущенным через лубрикатор в лифтовые трубы, при герметизированном устье скважины. Запрещается использование для этих целей затрубного пространства.

8.2.25. Установку для исследования скважины с приводом лебедки от двигателя автомобиля необходимо размещать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

8.2.26. Глубинные измерения в скважине проводятся глубинными приборами, спускаемыми в скважину через лубрикатор, оборудованный самоуплотняющимся сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.

8.2.27. После установки лубрикатора необходимо проверить его на герметичность путем постепенного перепуска давления из скважины в лубрикатор.

8.2.28. Периодически, в соответствии с утвержденным главным инженером предприятия регламентом, лубрикатор должен опрессовываться на полуторакратное максимальное рабочее давление.

8.2.29. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно - стойкой, цельной, без механических повреждений и скруток. При пуске в скважину проволока должна обрабатываться ингибитором коррозии.

8.2.30. После извлечения проволоки из скважины и перед ее спуском должно быть произведено испытание проволоки на перегиб.

В случае уменьшения допустимой пластичности проволоки ее дальнейшее применение для спуска глубинного прибора в скважину запрещается.

8.2.31. При спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники должны быть удалены с рабочей площадки.

8.2.32. По завершении работ необходимо провести обследование (осмотр) объекта и проверку герметичности устьевой арматуры, произвести передачу скважины по акту предприятию, очистить прилегающую территорию к скважине.

 

8.3. Эксплуатация скважин

 

8.3.1. Колонная головка, фонтанная арматура и обвязочные трубопроводы газовой скважины должны дополнительно обеспечивать:

- герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства;

- дистанционное регулирование и контроль режима работы скважины;

- возможность смены фонтанной арматуры и боковых задвижек трубной головки без глушения скважины с помощью специальных приспособлений и устройств;

- подачу ингибитора коррозии в межтрубное пространство и в поток газа на выходе из скважины, закачку ингибитора в пласт;

- возможность продувки скважины в блок опробования и освоения и далее на факел;

- контроль коррозии обвязочных трубопроводов;

- возможность глушения скважины в аварийной ситуации;

- возможность применения канатной техники;

- возможность дистанционного управления скважинными и устьевыми отсекателями.

8.3.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимально ожидаемому на устье скважины и быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

8.3.3. При производстве технологических операций (заливке, кислотной обработке и др.), требующих давлений, превышающих допустимые, следует устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну предохранять установкой забойного пакера.

8.3.4. Запрещается эксплуатация газовых скважин без наличия и при неисправности автоматических дистанционно управляемых задвижек. Пульт управления задвижками должен быть вынесен на безопасное расстояние (не менее 25 м от устья скважины с учетом господствующего направления ветра) и размещен на отдельном щите.

8.3.5. Конструкция фонтанной арматуры высоконапорных скважин должна предусматривать наличие двух автоматических задвижек - центральной и боковой (на выходе в шлейф) с импульсом от двух пар пилотов высокого и низкого давлений, устанавливаемых в начале шлейфа.

8.3.6. Наземное оборудование должно включать в себя продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии длиной не менее 150 м с подключением к фонтанной арматуре и затрубному пространству.

8.3.7. Конструкция подземного скважинного оборудования должна дополнительно включать:

- пакер для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия коррозионно - агрессивных веществ, затрубное пространство заполняется раствором ингибиторной жидкости;

- ингибиторный клапан (при необходимости);

- приустьевой клапан - отсекатель или забойный клапан - отсекатель;

- клапан освоения или циркуляционная муфта.

Допускается кратковременное (до 20 суток) испытание разведочных скважин без забойного скважинного оборудования, при обязательном ингибировании и наличии клапана - отсекателя.

8.3.8. Уровень автоматизации процессов на скважине должен обеспечить закрытие клапана - отсекателя, приустьевых центральной и боковой задвижек при повышении или понижении давления в шлейфе свыше допустимых отклонений от заданных величин.

8.3.9. В процессе эксплуатации скважин должна периодически проводиться проверка клапана - отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) поставщика.

8.3.10. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание оформляется актом.

8.3.11. Работа, связанная с необходимостью извлечения клапана - отсекателя, должна производиться при наличии и в соответствии с нарядом - допуском, подписанным главным инженером предприятия.

В наряде - допуске дополнительно указывается время, на которое необходимо извлечь клапан - отсекатель (в зависимости от характера и сложности планируемых работ).

Скважина должна сдаваться в капитальный и подземный ремонты (КРС и ПРС) по акту.

8.3.12. При обнаружении утечки газа в устьевой арматуре или коммуникациях скважину необходимо немедленно закрыть и об этом сообщить руководителю объекта и работникам военизированной газоспасательной службы (ВГСС) и военизированной части по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (ВЧ).

8.3.13. Перед началом ремонтных работ (сменой устьевой арматуры, ремонтом подземного оборудования) скважина должна быть задавлена обработанной ингибитором коррозии жидкостью необходимых параметров и качества.

8.3.14. На период ремонтных работ для газовых скважин должен быть обеспечен запас продавочной жидкости в количестве не менее двух объемов ремонтируемой скважины, без учета объема первоначального заполнения.

8.3.15. Для предотвращения и ликвидации любых газопроявлений промывочный агрегат во время ремонта скважины необходимо держать постоянно подключенным к затрубному пространству.

8.3.16. Устье скважины на период ремонта оборудования должно быть оборудовано превенторной установкой.

8.3.17. Ремонт скважины разрешается при условии отсутствия газопроявлений и обеспечения контроля воздушной среды на содержание вредных веществ с помощью газоанализаторов.

8.3.18. При появлении признаков газопроявления ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены, скважина должна быть повторно задавлена продавочной жидкостью. Возобновление работ разрешается после ликвидации газопроявления и контроля воздуха рабочей зоны при содержании вредных веществ ниже предельно допустимых концентраций (ПДК).

8.3.19. Газовую скважину после освоения продувают для очистки забоя от воды, шлама и бурового раствора. Скважину следует продувать через закрепленную на специальных опорах линию и при полностью открытых задвижках на выкиде (шлейфе).

8.3.20. При продувке газ следует сжигать через свечу, на что следует получить разрешение соответствующих служб.

8.3.21. Для обеспечения быстрого переключения газового потока с одной струны в другую при смене штуцеров и ремонтно - профилактических работах арматура скважины должна быть подключена к манифольду.

8.3.22. Манифольд должен располагаться на земле на расстоянии 60 - 70 м от устья скважины и в стороне от направления господствующих ветров, чтобы избежать загазованности на скважине и манифольде при пропуске газа.

8.3.23. Все операции с задвижками выполняются двумя операторами под руководством ответственного лица. При закрытой скважине выкидные линии и коммуникации должны быть сообщены с сепараторами во избежание поднятия давления в них при пропуске газа задвижками фонтанной арматуры.

8.3.24. При установке лубрикатора для спуска глубинного манометра в скважину закрывают буферную задвижку, снижают давление на буфере до нуля через вентиль, после чего снимают буфер.

8.3.25. До пуска скважины предварительно проверяют исправность оборудования и приборов технологической линии, в которую будет подаваться газ из скважины, после чего подается газ.

При этом должен соблюдаться установленный порядок открытия и закрытия задвижек.

8.3.26. Если при соблюдении последовательности открытия задвижек давление в шлейфе скважины резко повышается и может превысить допустимое, то следует быстро открыть задвижку на продувочной линии (на свечу) и выяснить причину повышения давления.

8.3.27. Для регулирования и поддержания установленного режима работы скважины следует пользоваться также регулировочным штуцером с пневмоприводом.

8.3.28. При резком повышении давления в межколонном пространстве (что указывает на нарушение герметичности колонны) скважину следует немедленно заглушить и принять меры для устранения утечки газа.

8.3.29. Для поджигания газа на свече факельной линии следует применять специальные приспособления (запальники), обеспечивающие безопасность осуществления этой операции.

 

8.4. Борьба с гидратопроявлениями при добыче

и транспорте газа

 

Для борьбы с гидратообразованием необходимо применять следующие способы:

- повышение температуры в газопроводе выше температуры гидратообразования;

- способ понижения давления, заключающийся в понижении давления на участке газопровода, где образовалась гидратная пробка, путем разрядки (продувки) через отвод;

- ввод в лифтовые трубы или газопровод реагентов, разлагающих гидраты или предотвращающих их образование (метанол, диэтиленгликоль и др.).

 

8.4.1. Повышение температуры в газопроводе

 

8.4.1.1. Огневые подогреватели газа должны быть снабжены автоматическими устройствами, регулирующими температуру подогреваемого газа в заданных пределах и отключающими подачу газа на горелки при повышении или понижении давления газа в системе подогрева.

Аварийная сигнализация автоматических устройств должна быть выведена в диспетчерскую.

8.4.1.2. Печь (подогреватель) вместе с автоматическим устройством должна быть ограждена и расположена с учетом направления господствующих ветров на расстоянии не менее 100 м от скважины, 50 м от диспетчерского пункта и 200 м от производственных помещений и УКПГ.

8.4.1.3. Перед пуском печи обслуживающие операторы должны проверить состояние задвижек, кранов, КИП, кладки, арматуры печи, закрыть вентили запальников и горелок, краны на продувочной свече топливного газопровода, воздушно - регулировочные заслонки горелок, лазы и смотровые окна.

8.4.1.4. Давление газа, подаваемого на горелки, не должно быть ниже 0,015 МПа.

8.4.1.5. При достижении заданной температуры подогреваемого газа на выходе из печи и устойчивого теплового режима печь должна быть включена в технологический режим под контроль приборов КИПиА.

8.4.1.6. Операторы должны строго следить за работой печи, своевременно прочищать горелки от копоти.

8.4.1.7. Запрещаются огневые работы около печи без специального разрешения представителя пожарной охраны.

8.4.1.8. Открытый огневой подогреватель должен быть снабжен автоматическим устройством для регулировки температуры подогреваемого газа в заданных пределах.

8.4.1.9. Перед пуском беспламенных печей необходимо:

- проверить проходимость распределительных трубок, горелок щупом или прямой проволокой, диаметр которой меньше внутреннего диаметра трубки на 1 мм;

- тщательно провентилировать рабочую камеру печи (не менее 10 мин.), для чего открыть лазовые люки и смотровые окна, воздушно - регулировочные заслонки и люки для зажигания горелок;

- продуть газом коллектор топливного газа через продувочную свечу, предварительно убедившись, что в зоне возможного распространения газа нет людей и не ведутся огневые работы.

8.4.1.10. Газ, питающий горелки печи, должен поступать в редуцирующее устройство с температурой, предотвращающей конденсацию и замерзание содержащихся в газе паров воды.

Для этой цели может быть использован обогрев отходящими дымовыми газами печи.

8.4.1.11. При работе печи необходимо следить за процессом горения. Из дымовой трубы должны выходить совершенно прозрачные продукты сгорания.

8.4.1.12. Запрещается зажигать потухшие горелки от раскаленных панелей.

8.4.1.13. Инфракрасный (беспламенный) подогреватель должен быть полностью автоматизирован и иметь автоматику безопасности горения.

8.4.1.14. Автоматика и КИП должна предусматривать:

- контроль давления и температуры газа на входе и выходе из печи;

- регулирование температуры газа на выходе из печи;

- учет количества подогреваемого газа;

- безопасность горения.

8.4.1.15. При эксплуатации подогревателя с водяной системой оператор должен:

- следить за наличием воды в кожухах печи (водяной кран должен быть открыт для циркуляции воды и пара);

- не допускать повышения температуры воды в кожухах более 80 град. C;

- при отсутствии воды в кожухах отключить горелки;

- при выключении печи в зимнее время спустить воду из кожухов через сливные краны.

8.4.1.16. Электрическая печь должна быть оборудована защитой от перегрева и выполнена во взрывозащищенном исполнении.

8.4.1.17. Включение и отключение электрической печи должны быть выведены на пульт управления в диспетчерский пункт.

8.4.1.18. Ремонтировать электрические печи разрешается только электроперсоналу.

8.4.1.19. При работе с передвижной паровой установкой (ППУ) необходимо пропарку начинать только после того, как будет обеспечен свободный выход пара из пропариваемой полости. В месте подключения разборной паровой линии к задвижке трубопровода давление пара не должно превышать 1,0 МПа.

8.4.1.20. Обогревать замерзшие узлы (штуцеры, вентили), участки трубопровода следует снаружи при мягкой обвязке выкида ППУ. Конец шланга при этом должен быть оборудован наконечником, щитком и ручкой.

8.4.1.21. Разбирать паровую линию ППУ следует в рукавицах и только после отключения установки.

8.4.1.22. Для предотвращения взрыва из-за попадания газонефтяной смеси в парогенератор на паровой линии должен быть установлен обратный клапан.

 

8.4.2. Понижение давления в системе

 

8.4.2.1. При эксплуатации высоконапорных скважин следует применять многоступенчатую установку штуцеров.

8.4.2.2. При многоступенчатой установке штуцеров с одновременной осушкой газа установку следует компоновать из последовательно связанных циклонных сепараторов высокого давления, перед каждым из которых монтируются штуцеры с нарастающими диаметрами, присоединенные к выкидному трубопроводу газовой скважины.

8.4.2.3. При образовании гидратных пробок в трубопроводе от газовой скважины до головных сооружений и установки комплексной подготовки газа (УКПГ) оператор должен сообщить об этом начальнику участка или старшему инженеру промысла, а затем:

- закрыть задвижку на трубопроводе газовой скважины, в котором образовалась гидратная пробка;

- отогреть трубопровод паром;

- медленно, без рывков, открывать задвижку на продувочной линии, стоять над маховиком задвижки запрещается;

- медленно открывать задвижку у газовой скважины.

При продувке необходимо следить за давлением.

8.4.2.4. При образовании гидратной пробки в сепараторе необходимо:

- закрыть задвижки до входа газа в сепаратор и после выхода из него, а также задвижку на конденсатной линии;

- отогреть паром место образования гидратной пробки;

- медленно открыть задвижку на продувочной линии (разряднике).

 

8.4.3. Ввод в трубопровод реагентов

 

8.4.3.1. Для предупреждения и устранения образования гидратов следует применять ввод в поток газа ингибиторов (метанола, гликолей). Метанол обеспечивает значительное снижение температуры образования гидратов, способствует разложению уже образовавшихся гидратов и предохраняет от выпадания новых.

8.4.3.2. Ликвидацию гидратных пробок в скважине следует осуществлять специальными методами.

8.4.3.3. Подачу метанола в затрубное пространство скважины или трубопроводы на обустроенных месторождениях следует осуществлять с помощью автоматизированных блочных реагентных установок, включающих дозаторные насосы, емкости, запорно - регулирующее оборудование, КИПиА, выведенные на диспетчерский пункт.

8.4.3.4. При обращении с метанолом - ядом необходимо руководствоваться "Общими санитарными правилами по хранению и применению метанола".

8.4.3.5. За организацию работ и выполнение требований "Правил хранения, перевозки и применения метанола - яда" должно отвечать лицо, назначенное приказом по промыслу.

8.4.3.6. Лица, допущенные к работе с метанолом - ядом и ответственные за его хранение, перевозку и применение, должны проходить ежеквартальный инструктаж по технике безопасности и ежегодный медицинский осмотр.

8.4.3.7. Работающие с метанолом - ядом должны быть обеспечены всеми необходимыми защитными средствами (резиновыми сапогами, перчатками, фартуками, противогазами марки "А" и др.).

8.4.3.8. На газовых промыслах следует применять централизованную подачу метанола с ингибитором коррозии с УКПГ на скважины и систему сбора и регенерации метанола по замкнутому циклу.

 

8.5. Подготовка газа к транспорту

 

8.5.1. Подготовку газа к транспорту следует осуществлять на установках комплексной подготовки газа.

8.5.2. Подготовка газа к транспорту сводится к осушке его от влаги, очистки от тяжелых углеводородов и механических примесей. Газ подготавливается на УКПГ с использованием процессов низкотемпературной сепарации (НТС), адсорбционной и абсорбционной осушки газа, а также на головных сооружениях газодобывающих предприятий (промыслов) с использованием в различных процессах холодильных машин.

8.5.3. В помещении операторной установки по сбору и подготовке газа к транспорту должны быть:

- режимная технологическая схема установки и отдельных узлов с указанием запорной, регулирующей и предохранительной арматуры;

- инструкция по безопасности обслуживания и ремонта всех аппаратов, оборудования и технологических узлов, имеющихся на УКПГ;

- план ликвидации возможных аварий;

- технологический регламент работы скважин УКПГ и газоконденсатопроводов;

- указания о порядке остановки отдельных технологических линий и блок - модулей УКПГ при аварийных ситуациях;

- план - схема прокладки газопроводов, конденсатопроводов и кабелей с указанием расстояний между ними по горизонтали.

8.5.4. Для предотвращения образования гидратов в газопроводе и аварий следует обеспечить стабильный режим ввода метанола или диэтиленгликоля, обогрева обмерзших узлов и сепаратора (конденсатосборника).

8.5.5. Наземная метанольная емкость и метанольница должны быть оборудованы указателями уровня с целью исключения возможности перелива метанола через продувочные свечи, которые открыты при заполнении.

8.5.6. Для нормальной и безопасной работы установок по сбору и подготовке газа к транспорту необходимо выполнение следующих требований: предохранительные клапаны аппаратов должны быть оттарированы и впредь тарироваться согласно графику ППР.

8.5.7. Перед пуском установки все аппараты и отдельные узлы должны быть испытаны в соответствии с требованиями проекта и Правил эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

8.5.8. Продувка газом и подача газа на УКПГ проводятся по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

8.5.9. Оборудование установок подготовки газа, работающих под давлением, необходимо укомплектовать предохранительными устройствами, причем на каждом сепараторе должно быть не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых должно обеспечивать безаварийную работу аппарата.

8.5.10. На вводном газопроводе установки УКПГ должны быть установлены регулятор давления, предохранительный клапан, предотвращающий возможность повышения давления сверх допустимого в системе сепарации.

8.5.11. Для дистанционного отключения скважин и переключения их на замерную линию и факел на входе в УКПГ должен устанавливаться запорный клапан.

8.5.12. Отводы со свечами от предохранительных устройств следует вынести за пределы площадки установки (не ближе 25 м от ограждения). Диаметр отводящих трубопроводов (отводов) и свечей должен быть не менее диаметра предохранительных устройств на выкиде, высота свечи не менее 10 м.

На конце свечей следует предусмотреть приспособления (козырьки, заслонки), предотвращающие попадание в свечи атмосферных осадков. Козырьки должны быть из негорючих материалов, не дающих искр при ударе их о свечу (в случае отрыва или др.).

8.5.13. Для предохранения обвязки скважины от температурных напряжений в случае высокой температуры газа, поступающего из пласта, следует установить на шлейфах компенсаторы в соответствии с расчетом.

8.5.14. На газовых коллекторах при выходе их из УКПГ должны быть установлены обратные клапаны с обводной линией (байпасом).

8.5.15. Для безопасной смены штуцеров, предохранительных клапанов, манометров и другого оборудования должно быть предусмотрено устройство лестниц, площадок, защитных ограждений.

8.5.16. Систему НТС следует продувать в закрытую емкость с отводом газа на факел. В эту емкость следует направлять сбросы с предохранительных клапанов.

8.5.17. В целях исключения опасности отравления метанолом следует узлы оборудования, подвергающегося действию метанола, изготавливать из материала, стойкого к разъеданию (например, из фторопласта-4), продувать метанольницы от осадков метанола в закрытую емкость (бачок) во избежание загрязнения территории возле метанольницы и др.

8.5.18. Для безопасности работ по обслуживанию сепараторов, независимо от их конструкции, необходимо, чтобы устройство, изготовление, установка и содержание этих аппаратов как сосудов, работающих под избыточным давлением свыше 0,07 МПа, осуществлялись в соответствии с действующими правилами госгортехнадзора.

8.5.19. Для безопасного обслуживания сепаратора следует руководствоваться следующими правилами:

- перед пуском продукции скважин в сепаратор, а также в период эксплуатации его в соответствии с графиком, утвержденным администрацией предприятия, необходимо проверять исправность установленных на нем предохранительного клапана и манометра. Результаты осмотра заносятся в вахтенный журнал;

- предохранительный клапан должен регулироваться на стенде. Клапан рычажного типа регулируется передвижением груза вдоль рычага, а пружинного - ослаблением или натяжением его пружины регулировочной гайкой. После того как клапан отрегулирован, регулировочная гайка или груз должны быть запломбированы;

- для предотвращения несчастных случаев, причиной которых может быть струя газа, выходящая из выхода предохранительного клапана (при его продувке или при повышении давления в сепараторе), клапан необходимо снабдить отводом, направляющим газ вверх. Диаметр отвода должен быть не менее диаметра выкида предохранительного клапана.

8.5.20. Аппараты очистки, охлаждения и сепарации газа должны размещаться на открытой площадке, за исключением аппаратов сепарации газа в районах Крайнего Севера.

8.5.21. Перед ремонтом и очисткой сосуд, работающий под давлением, отключают, разряжают, на подводящих и отходящих трубопроводах устанавливают заглушки, соответствующие давлению аппарата. Сосуд промывается, пропаривается, проводится анализ среды на отсутствие сероводорода и углеводородов. После этого аппарат охлаждается водой. Для внутреннего осмотра до очистки и во время самой очистки аппарата работник должен надеть шланговый противогаз.

8.5.22. Все работы внутри аппарата проводятся только с оформлением допуска на производство опасных работ в присутствии не менее двух человек, находящихся снаружи, имеющих при себе шланговые противогазы и наблюдающих за спустившимися в аппараты.

Работающий внутри аппарата рабочий должен быть одет в соответствующую спецодежду, иметь на себе спасательный пояс с крестообразными лямками и привязанной к нему сигнально - спасательной веревкой, свободный конец которой должен быть в руках находящегося вне аппарата.

8.5.23. Пребывание людей внутри аппарата разрешается, если содержание паров и газов не превышает ПДК.

Установка и снятие заглушек отмечаются в журналах за подписью лица, установившего или снявшего заглушку. Все заглушки нумеруются и рассчитываются на определенное давление. Номера и давление выбиваются на хвостовике заглушки.

8.5.24. Аммиачные холодильные установки должны эксплуатироваться с соблюдением "Правил по технике безопасности на аммиачных холодильных установках". Для проверки утечки аммиака необходимо пользоваться химическим индикаторам. При обнаружении утечки ее надо немедленно устранить. Склад для хранения аммиака удаляется от других зданий не менее чем на 20 м. Ремонтные работы должны быть механизированы, исключается ручная очистка аппаратов.

8.5.25. На установках по подготовке газа, работающих с применением диэтиленгликоля, необходимо особое внимание уделять безопасности при эксплуатации установок регенерации ДЭГ. Работа установки регенерации связана с применением огня в топке испарителя, и поэтому имеется повышенная опасность для обслуживающего персонала.

8.5.26. Топки установок регенерации ДЭГ должны иметь смотровые окна, обеспечивающие безопасность и удобный контроль за горением. В процессе эксплуатации и угасании пламени установка должна немедленно отключаться. Топка должна разжигаться при помощи запальника.

8.5.27. При резком повышении или понижении давления газа в газопроводе, попадании в газ конденсата, повышении температуры в испарителе и прочих нарушениях технологического процесса горение в топке должно быть прекращено.

 

 



Мегабиблиотека по охране труда и технике безопасности. // Некоммерческий проект для инженеров по охране труда. //

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.УЦОТ.рф, 2012 - 2018