ПБ в НГДП РУз ГОТОВЫЙ. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики

• Название: Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики
• Дата: 23.05.2023
• Размер: 1.97 Mb.
• Имя файла: ПБ в НГДП РУз ГОТОВЫЙ.pdf
• Тип: Правила; #1152613
• страница: 10 из 23

запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламленность турбобура, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.
2.13.7. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в этих интервалах.
2.13.8. Во время перерыва при спуско-подъемных операциях необходимо на устье устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.
2.13.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от падения.
2.13.10. При отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока под кронблок, ограничителя нагрузки на вышку или талевую систему, неисправности оборудования, инструмента, а также неполном составе вахты, скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде проводить спуско-подъемные операции
запрещается.
2.13.11. Раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается.
2.13.12. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировки и др.).
2.13.13. При спуско-подъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе (зоне) действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- пользоваться перевернутым элеватором при перемещении бурильных (обсадных) труб в зоне рабочей площадки буровой и приемного моста;

60
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;
- находиться персоналу на столе ротора при работе талевой системы и работе круговым ключом.
2.13.14. На пульте управления бурильщика должна быть блокировка, исключающая возможность включения привода ротора при поднятых клиньях.
2.13.15. При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных и обсадных труб раскачивание талевой системы не допускается.
2.13.16. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных
(обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.
2.13.17. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен крепиться к выходу пневмораскрепителя канатной втулкой, заплеткой или тремя зажимами. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.
2.13.18. Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. Раскрепление бурового инструмента путем отбивок ротором
запрещается.
2.13.19. Для навинчивания и отвинчивания долот должны применяться специальные приспособления, изготовленные в виде вкладыша в ротор. Навинченное долото должно крепиться машинным ключом при застопоренном роторе.
Крепить и раскреплять долота при помощи ротора запрещается. При подтаскивании долот следует применять колпачки.
2.13.20. Запрещается работать неисправными машинными ключами, а также ключами, размер которых не соответствует диаметру бурильных или обсадных труб.
2.13.21. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом, диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока или ноге вышки. Соединение канатов должно отвечать требованиям п. 1.12.3 настоящих Правил.
Страховой канат должен быть длиннее натяжного (рабочего) на 15-20 см и крепиться отдельно от него.
2.13.22. При перемещении подвесного бурового ключа к центру скважины его следует поддерживать руками.
2.13.23. Запрещается свинчивать и развинчивать бурильные и обсадные трубы пеньковым или стальным канатом при помощи катушки буровой лебедки без применения кругового ключа или канатодержателя.
2.13.24. Запрещается применять цепные ключи при развинчивании и свинчивании труб при помощи катушки буровой лебедки.
2.13.25. При посадке бурового инструмента, а также колонны обсадных труб на ротор, подводе и отводе механизированных буровых ключей люди не должны находиться на роторе и в зоне действия ключей.
2.3.26. Запрещается проворачивать стол ротора, а также производить подъем бурового инструмента до ввода обоих штропов в проушины элеватора и их страховки шпильками или другими приспособлениями.
2.13.27. Погрузочно-разгрузочные работы, а также перемещение труб и инструмента на приемном мосту буровой установки должны производиться грузоподъемными устройствами или другими механизмами, обеспечивающими безопасное проведение этих работ.

61 2.13.28. Для захвата подтаскиваемых в буровую бурильных и обсадных труб, а также других тяжестей должны применяться двурогие крюки или крюки с предохранительной защелкой, изготовленные в соответствии с утвержденной нормалью.
2.13.29. Запрещается подавать руками бурильные свечи с подсвечника к устью скважины и обратно. При отсутствии механизма для установки бурильных свечей на подсвечник и перемещения их к ротору указанные операции должны производиться с помощью отводного крючка.
2.13.30. Рабочая труба (квадрат), отсоединенная от колонны бурильных труб, должна устанавливаться в шурф.
Верхняя часть шурфовой трубы должна возвышаться над уровнем пола буровой на
50-80 см.
Перемещение извлеченной из шурфа рабочей трубы к устью скважины должно быть плавным, а затаскивание ее в шурф - механизировано. Запрещается затаскивать рабочую трубу в шурф при помощи шпилевой катушки и вручную.
2.13.31. Запрещается пользоваться перевернутым элеватором при наращивании инструмента без специального устройства, предотвращающего возможность самооткрывания замка элеватора.
2.13.32. Находящиеся на полатях крючки и другие приспособления для завода и установки свечей за палец должны привязываться пеньковым или оцинкованным канатом к элементам вышки.
Запрещается оставлять на полатях предметы не привязанными.
2.13.33. При подъеме из скважины бурильных труб до установки их на клинья или элеватор запрещается выдвигать захват МСП к центру скважины.
Запрещается оставлять механизм захвата свечей в выдвинутом положении.
2.13.34. При перерывах спуско-подъемных операций или промывке и подогреве паром отдельных механизмов установки АСП должно быть снято напряжение с пульта и станции управления АСП.
2.13.35. Во время перемещения бурильной свечи от ротора до места ее установки на подсвечник АУС и обратно запрещается находиться рабочим на пути движения свечи.
2.13.36. Направляющий канат при автоматической установке бурильных свечей на подсвечник должен переводиться на следующую ячейку подсвечника до того, как крюк- сбрасыватель будет подведен к концу отвинченной (очередной) свечи.
2.13.37. Перед каждым подъемом бурильного инструмента следует проверять исправность упора и крюка-сбрасывателя.
2.13.38. В буровой установке, оборудованной механизмом АУС, выход к желобной системе должен находиться в стороне от упора.
2.13.39. Конструкция клинового захвата должна обеспечивать надежный захват бурильных труб. Педаль управления клиновым захватом должна закрываться прочным кожухом, открытым только с фронта обслуживания и исключающим возможность случайного воздействия на нее.
2.13.40. Во избежание случайного включения кранов пульта АКБ на пневмолинии должен быть установлен клапан-отсекатель.
2.13.41. По окончании спуско-подъемных операций и при вынужденных остановках необходимо перекрыть главный кран воздушной линии и выпустить воздух из линии пневматического бурового ключа, а ручки управления ключом зафиксировать в нейтральном положении.

62
Следует систематически проверять исправность главного крана и фиксирующих устройств кранов управления.
2.13.42. Если автоматический буровой пневмоключ не отведен в нейтральное положение, подъем или спуск очередной бурильной свечи запрещается.
2.14. Компоновка и эксплуатация бурильных колонн
2.14.1. Типы и размеры бурильных труб для строительства скважины выбираются с учетом соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн, долот и утяжеленных бурильных труб.
2.14.2. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с требованиями инструкции.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгиба должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного - 1,4. Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.
2.14.3. Комплектация, эксплуатация и ремонт бурильных, утяжеленных, ведущих труб и переводников должны регламентироваться инструкцией по эксплуатации бурильных труб с учетом особенностей региона их применения.
2.14.4. Отработка бурильных труб проводится комплектами. Каждая труба должна иметь маркировку, выполненную на трубной базе (площадке) и включающую номер комплекта и номер трубы в нем. Применение труб, не имеющих маркировки,
запрещается.
2.14.5. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные трубы, переводники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала работы бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока эксплуатации до списания.
2.14.6. Для исключения обоюдного истирания бурильной и обсадной колонн в процессе бурения необходимо устанавливать на бурильные трубы и ведущую трубу протекторы в обсаженной части ствола скважины.
2.14.7. При спуско-подъемных операциях свинчивание свечей (труб) должно производиться с обязательным применением специальной смазки.
2.14.8. Свинчивание замковой резьбы бурильных, ведущих, утяжеленных труб, переводников и элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми величинами моментов.
2.14.9. Трубы, находящиеся в эксплуатации, должны контролироваться (включая неразрушающий метод и гидроопрессовку), а также своевременно ремонтироваться в порядке, установленном буровым предприятием.
2.14.10. Буровым предприятиям отдельного региона необходимо иметь комплект бурильных труб с левым направлением резьбы для аварийных работ. Комплект по длине и прочностным характеристикам должен соответствовать максимальной глубине скважин данного региона.
2.15. Освоение и испытание скважин после бурения

63 2.15.1. Испытание разведочных и эксплуатационных скважин после бурения проводится с целью определения гидродинамических характеристик коллекторов, оптимального режима эксплуатации, оценки промышленных запасов нефти и газа, определения оптимальных дебитов и составления проекта разработки месторождения.
2.15.2. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
- установлены сепаратор и емкости для сбора флюида. Применение гибких рукавов в обвязке устья, сепаратора и емкостей запрещается.
2.15.3. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 2.12.2 настоящих Правил.
Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в зоне перфорации.
2.15.4. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
2.15.5. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на пробное давление, а после установки - на величину, равную давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
2.15.6. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";
- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристик пласта и его геологофизических параметров;
- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;
- охрану недр и окружающей среды.
2.15.7. До начала работ по освоению скважины у фонтанной арматуры (а также для дальнейшего обслуживания ее) должна быть установлена стационарная или передвижная площадка с лестницей и перилами.
2.15.8. При освоении фонтанной скважины спускать и поднимать насосно- компрессорные трубы разрешается только при наличии планшайбы с подвесным патрубком. Перфорация на кабеле разрешается при установленной на устье перфозадвижки с дистанционным управлением за отбойным щитом, установленным на расстоянии не менее 10 м от устья.
2.15.9. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения системы освещения в ночное время при спуске или подъеме труб следует немедленно установить на устье указанную выше задвижку и прекратить дальнейшие работы.

64 2.15.10. При освоении скважины в ночное время должна быть обеспечена освещенность рабочих мест в соответствии с установленными нормами (
приложение
2
).
Светильники, установленные у устья скважины, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
2.15.11. При освоении скважин промывкой жидкостью, а также путем нагнетания газа на нагнетательной линии и газопроводе должны быть установлены задвижка, обратный клапан и манометр. Нагнетательная линия и газопровод должны быть спрессованы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.
2.15.12. При освоении скважин с помощью передвижного компрессора последний должен устанавливаться не ближе 25 м от скважины.
2.15.13. При перерывах и остановках в процессе освоения фонтанной скважины центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижки на крестовине должны быть закрыты.
2.15.14. При освоении скважины продавкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод должен подключаться после штуцера. Газопровод должен быть проложен так, чтобы в процессе освоения скважины исключалась опасность механических повреждений его.
2.15.15. Освоение газовых и газоконденсатных скважин свабированием, а фонтанных скважин - тартанием желонкой запрещается.
2.15.16. Освоение фонтанных нефтяных скважин свабированием разрешается при условии:
- установки на центральной задвижке штурвала, шток которого должен иметь длину не менее 10 м и позволять безопасно открывать и закрывать задвижку;
- штурвал должен быть защищен щитом и навесом и иметь указатели: "Открыто",
"Закрыто";
- устройства навеса из досок толщиной не менее 40 мм для защиты работающего у пульта управления агрегатом;
- установки над верхней задвижкой направляющей воронки, изготовленной из материала, не дающего искр.
2.15.17. При появлении признаков фонтанирования сваб должен быть немедленно поднят из скважины.
2.15.18. Газовые и газоконденсатные скважины при освоении должны продуваться через прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при полностью открытых задвижках на выкиде.
2.15.19. Перед свабированием скважины должно быть снято напряжение с силовой и световой линий, а также линий телемеханики, подходящих к скважине.
2.15.20. При свабировании скважины с помощью трактора-подъемника должен быть установлен оттяжной ролик.
Подъемник следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.
2.15.21. Во время свабирования скважины запрещается производить посторонние работы, а также нахождение людей у устья скважины и вблизи каната.

65 2.15.22. Если при спуске сваба в скважину образовался "напуск" каната, он должен быть немедленно выбран на барабан лебедки.
2.15.23. При освоении, а также текущем и капитальном ремонтах скважин соответствующие бригады должны быть обучены и проинструктированы по безопасному ведению работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с планом мероприятий по его ликвидации.
2.15.24. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементной оболочки обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается геолого- технической службой совместно с лабораторией научно-исследовательского и проектного института в процессе испытания.
2.15.25. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:
- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности или техническую воду.
При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50-0,60 г/см3;
- использования пенных систем.
2.15.26. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха
запрещается. Для этой цели должен использоваться инертный газ.
2.15.27. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикатора и кабельного превентора.
2.15.28. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается главным инженером и главным геологом бурового предприятия и согласовывается с заказчиком, а на скважинах с аномально высоким пластовым давлением - и с противофонтанной службой.
2.15.29. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин ежедневно составляется рапорт.