Калыбеков Т
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
8.5. Испытание магистральных трубопроводов Магистральные нефтегазопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность в соответствии со специальной инструкцией под руководством комиссии. Инструкция должна предусматривать способы, параметры и последовательность выполнения работ; методы и средства выявления и устранения отказов; схему организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания по размерам охранной зоны (табл. 10). Очистка полости, испытание нефтегазопроводов на прочность и проверка их на герметичность при отсутствии бесперебойной связи запрещаются. Председатель комиссии на время очистки полости и проведения испытаний нефтегазопровода обязан обеспечить безопасность обслуживающего персонала и населения, а также сохранность машин и сооружений вдоль трассы нефтегазопровода в пределах охранной зоны. 67 Таблица 10 Размеры охранной зоны, м При очистке полости Диаметр нефтегазо- провода, мм в обе стороны от нефтегазопро вода в направлении вылета металли- ческого поршня При испытании на прочность и проверке на герметичность в обе стороны от нефтегазо- провода 100—300 300—500 500—800 800—1000 1000—1400 40 60 60 100 100 600 800 800 1000 1000 100 150 200 250 350 Очистка полости, испытание нефтегазопроводов на прочность и проверка их на герметичность при отсутствии бесперебойной связи запрещаются. Председатель комиссии на время очистки полости и проведения испытаний нефтегазопровода обязан обеспечить безопасность обслуживающего персонала и населения, а также сохранность машин и сооружений вдоль трассы нефтегазопровода в пределах охранной зоны. Все члены комиссии, а также инженерно-технические работники и рабочие должны изучить инструкцию и расписаться в специальном журнале. Перед началом работ обслуживающий персонал получает необходимый инструмент, спецодежду и средства индивидуальной защиты. Инженерно-технические работники и рабочие строительно- монтажных и эксплуатационных организаций, занятые на очистке полости или испытании нефтегазопровода, во время выполнения этих работ подчиняются председателю комиссии. При аварийной ситуации распоряжения может отдавать дежурный член комиссии, если он имеет на это полномочия. Для наблюдения за нефтегазопроводом во время проведения 68 данных работ в распоряжение комиссии выделяют необходимое число рабочих для охраны (оцепления) опасных участков и обхода трассы, а также аварийные ремонтно-восстановительные бригады. До начала испытания полость трубопровода должна быть очищена от окалины, попавших внутрь грунта, воды и различных предметов. Очистку полости осуществляют продувкой с пропуском очистных устройств. Подземные трубопроводы очищают после их укладки и засыпки, наземные— после укладки и обвалования, надземные - после укладки и крепления на опорах. При продувке очистные устройства пропускают по участкам трубопровода, протяженность которых не должна превышать расстояние между линейными кранами. При использовании вертолетов или самолетов для наблюдения за трубопроводом по согласованию с местным управлением Аэрофлота устанавливается дополнительная охранная зона полета. Люди, механизмы и оборудование при очистке и испытании нефтегазопровода должны находиться за пределами охранной зоны. Оцепление разрешается снимать только по указанию председателя комиссии. Дежурные постов и обходчики обязаны наблюдать за определенным местом или участком трубопровода; немедленно сообщать комиссии обо всем, что препятствует проведению испытания или создает угрозу для людей, животных, сооружений и транспорта, находящихся вблизи трубопровода; обозначать места утечки нефти и газа и опасные загазованные зоны. Комиссия обязана обеспечить каждого дежурного у поста и обходчика следующим оснащением: · вешками, заостренными с одной стороны, для обозначения мест, где обнаружена утечка газа, колышками с надписью «Опасно - газ!» для обозначения опасных зон; · молотком для забивки колышков; · красным флажком; · взрывобезопасным фонарем с аккумуляторным питанием, красным и зеленым стеклами; 69 · мегафоном (только для дежурных, обслуживающих участки с переходами через железнодорожные линии, автомобильные дороги и другие ответственные места); · переносным телефонным аппаратом (при наличии телефонной связи) или радиостанцией. У линейных кранов и задвижек за пределами охранной зоны должны быть установлены телефоны или радиопосты связи, обслуживаемые персоналом, который ознакомлен с инструкцией по очистке и испытанию полости газопровода. Дежурным у постов связи следует постоянно находиться на месте, не отлучаться с поста без разрешения комиссии и не разговаривать во время работы с посторонними лицами. Временные трубопроводы для подключения наполнительных, опрессовочных агрегатов и компрессорных установок должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на давление, равное 1,25 р исп (р исп - испытательное давление). До очистки полости, испытания нефтегазопровода газом или воздухом в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, дорожный отдел и др.) о проведении работ и согласовать с ними необходимые меры безопасности. В местах пересечения нефтегазопроводом железных и автомобильных дорог или приближения его к населенным пунктам за пределами охранной зоны следует выставлять охранные посты и устанавливать предупредительные и запрещающие знаки. К очистке полости и испытанию природным газом разрешается приступать только после вытеснения им воздуха из трубопровода. Содержание кислорода в выходящей из трубопровода газовоздушной смеси, определяемое газоанализатором, не должно превышать 2%. Перед очисткой полости пробу газа отбирают через патрубок, врезанный в трубопровод на расстоянии 10 м от места выпуска газа. Газ для вытеснения воздуха из трубопровода следует подавать плавно. При обнаружении утечки нефти и газа надо немедленно прекратить очистку полости или испытание нефтегазопровода и 70 принять меры к ее ликвидации. Место утечки нефти и газа необходимо охранять, а в ночное время помимо этого устанавливать сигнальные взрывобезопасные фонари с красными стеклами. При разрушении нефтегазопровода во время очистки полости или испытания газом следует принять срочные меры по ликвидации аварии. Если авария произошла в месте пересечения нефтегазопровода с железной или шоссейной дорогой или вблизи от нее, а также недалеко от населенного пункта, необходимо немедленно оцепить опасный район, а затем приступить к ликвидации аварии. Аварийную ремонтно-восстановительную бригаду необходимо обеспечить автомобилями повышенной проходимости с электросварочным агрегатом, газосварочным аппаратом, средствами пожаротушения, противогазами, предохранительными поясами, взрывобезопасными фонарями, аптечкой, омедненным инструментом и другим инвентарем. Конец нефтегазопровода, подготовленного к очистке полости, во избежание смещения и вибрации должен быть надежно закреплен. Газ, используемый для очистки трубопровода, запрещается выпускать в сторону населенных пунктов, предприятий, лесов, железнодорожных и автомобильных дорог, строений, линий электропередачи и т. п. От места его выпуска до перечисленных объектов расстояние должно быть не менее 1000 м. При прохождении нефтегазопровода в лесистой местности его полость предпочтительно очищать воздухом. Использовать для этих целей газ разрешается по согласованию с организациями лесного хозяйства при выполнении дополнительных противопожарных мероприятий. Магистральные нефтегазопроводы испытывать на прочность и проверять на герметичность воздухом, газом или водой следует только после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и предоставления исполнительной документации на испытываемый участок). До начала испытания следует проверить расстановку ремонтно-восстановительных 71 бригад, обходчиков, дежурных постов оцепления и связи в пунктах, намеченных комиссией. Лишь только после этого председатель комиссии может дать по рации или телефону разрешение на подачу воздуха (газа, воды) для испытания. Подвергаемый испытанию участок нефтегазопровода отключают от смежных участков сферическими заглушками или линейной арматурой. Давление в нефтеазопроводе при испытании следует замерять дистанционно приборами, вынесенными за пределы охранной зоны. Порядок испытания и испытательное давление определяются проектом. При испытании трубопровода воздухом или газом давление следует поднимать плавно до 0,3 р исп , но не выше 2 МПа. После этого подачу воздуха или газа прекращают и обходят трассу. После устранения замеченных неисправностей продолжают подачу воздуха или газа. Вторичный обход трассы разрешается проводить только после снижения давления от р исп до р р (р р - рабочее давление). Продувку и испытание магистральных нефтегазопроводов после капитального ремонта следует выполнять в соответствии с инструкцией, предусматривающей меры безопасности при проведении этих работ. При продувке и испытании отремонтированного участка нефтегазопровода между персоналом ЛЭС должна быть обеспечена бесперебойная связь. В зоне оцепления во время продувки и испытания не должны находиться люди, животные, транспортные средства, механизмы; запрещается использование открытого огня. Продувку можно начинать лишь после того, как ответственное лицо проверит наличие связи и зоны оцепления. Конденсат, удаляемый из трубопровода, должен быть собран в емкости или котлованы, обнесенные ограждением и расположенные от дренажных устройств и оси трубопровода на расстоянии не менее 50 м. Запрещается разливать конденсат по земле, сбрасывать его в реки и водоемы. При продувке газом газовоздушную смесь следует вытеснять при давлении газа не более 0,1 МПа (в месте его подачи). Эта операция считается законченной, если содержание кислорода в газе, выходящем из нефтегазопровода, составляет не более 2%. Пробы газа для анализа следует отбирать через штуцер с 72 вентилем. Штуцер необходимо вваривать в нефтегазопровод в непосредственной близости от места выпуска газа, но не менее чем в 10 м от него. Выполненные при ремонте трубопровода сварные стыки проверяют обмыливанием при давлении газа в нефтегазопроводе, равном 1 МПа. При проведении этой операции запрещается поднимать давление в нефтегазопроводе. Производить пневматическое испытание нефтегазопровода на бровке траншеи не разрешается. Подводящие трубопроводы от насосов и компрессоров к нефтегазопроводу испытывают (до их присоединения) вместе с запорной арматурой гидравлическим способом. Осматривать нефтегазопровод разрешается только после снижения давления до рабочего. Испытание отремонтированного участка нефтегазопровода на плотность разрешается проводить только после получения положительного результата испытания на прочность. Отремонтированные участки нефтегазопроводов небольшой протяженности испытывают на максимально возможное на данном участке рабочее давление без отключения потребителя. 9. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ 9.1. Освоение нефтяных и газовых скважин Работы по освоению скважин относятся к числу сложных и опасных работ и производятся с соблюдением соответствующих правил техники безопасности. Одним из основных условий безопасного освоения фонтанных нефтяных и газовых скважин является надежная герметизация скважины, что обеспечивается установкой устьевой арматуры. Арматура эта должна быть рассчитана на давление, которое может возникнуть при освоении, а в дальнейшем и при эксплуатации скважины. Для обслуживания устьевой арматуры сооружаются стационарная или передвижная площадка с лестницами. 73 Спуск и подъем насосно-компрессорных труб при освоении фонтанной скважины осуществляются при наличии на мостках предохранительной задвижки со специальной фланцевой катушкой и патрубком. Осваиваются фонтанные скважины в дневное время под руководством инженерно- технического работника. При освоении скважины методом промывки жидкостью закачка этой жидкости в скважину осуществляется при относительно высоких давлениях и при большой подаче насоса, что не исключает возможность гидравлических ударов и вибраций, а также разрыва нагнетательной линии в местах соединений. Причиной разрыва может быть несоответствие рабочего давления запорных устройств, установленных на нагнетательной линии, тем давлениям, которые возникают в процессе освоения скважины, а также ошибочное перекрытие запорного устройства. На трубопроводе, по которому закачивается жидкость, устанавливают манометр, обратный клапан и задвижку. До начала закачки жидкости в скважину нагнетательный трубопровод подвергают опрессовке на давление в полтора раза выше ожидаемого максимального рабочего давления. При освоении скважины методом нагнетания воздуха или газа на нагнетательном трубопроводе так же, как и при промывке скважины жидкостью, устанавливают манометр, обратный клапан и задвижку. Трубопровод подвергают опрессовке. Передвижной компрессор располагают на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. При освоении скважин методом аэрации в скважину одновременно нагнетается жидкость (нефть или вода) и воздух или газ, что обеспечивает возможность плавного снижения давления на забой и позволяет избежать пробкообразования и прихвата подъемных труб, а также смятия эксплуатационной колонны и других осложнений. Для предупреждения попадания в компрессор жидкости во время проявления скважины на воздухопроводе перед компрессором устанавливают обратный клапан. Обратный клапан устанавливают также на нагнетательной линии перед насосом. Воздухопровод и трубопровод для закачки 74 жидкости опрессовывают на давление, в полтора раза больше ожидаемого максимального рабочего давления. При освоении скважины методом свабирования вследствие неудовлетворительной герметизации устья скважины загрязняются рабочая площадка и территория вокруг скважины, что создает неблагоприятные, а иногда и опасные условия для ведения работ. Во время свабирования не исключается возможность удара сваба о кронблок или подъемное сооружение, а также образования канатных петель и обрыва каната. Свабирование фонтанных скважин может производиться при наличии на буферной задвижке устьевой арматуры герметизирующего устройства, предотвращающего разлив жидкости, а также возможность открытого фонтанирования. Применение этого метода для освоения фонтанных скважин допускается также при условии присоединения к центральной задвижке штурвала со штоком длиной не менее 10 м и устройства навеса над пультом управления станком или агрегатом для защиты работающего у пульта. При свабировании скважины с помощью трактора- подъемника последний устанавливается с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Чтобы не допускать удара сваба о кронблок или подъемное сооружение, последние 100 м каната, на котором укреплен сваб, поднимают на пониженной скорости. Для определения момента перехода на пониженную скорость на канате делается хорошо видимая метка. Освоение методом свабирования газовых и газоконденсатных скважин не применяется, так как для указанных категорий скважин этот метод весьма опасен. Не допускается вызов притока нефти и газа в фонтанных нефтяных и газовых скважинах, а также в скважинах, из которых возможны выбросы жидкости - путем тартания желонкой. 75 9.2. Требование безопасности при эксплуатация скважин К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями в процессе эксплуатации допускаются рабочие и специалисты, прошедшие дополнительное обучение и проверку знаний. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м 3 /сут. газа и более, 76 расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.). В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстояние 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем организации. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить: · ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры с записью результатов в 77 вахтовом журнале; · контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат «Не включать, работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не 78 менее 48 мм 2 , толщина стенок угловой стали - не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка- качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно- направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса. Помещение технологического блока установки должно иметь: · постоянную принудительную вентиляцию, 79 обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа; · температуру в блоках не ниже 5 °С, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения. 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. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки/установленные инструкцией по эксплуатации. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы 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. При остановке силового насоса давление в 80 нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания. Нагнетательные скважины независимо от физико- химических свойств закачиваемого агента должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения. Спуск глубинных приборов и инструментов, опускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством. Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Допускается применение подъемников с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с |