ПБ в НГДП РУз ГОТОВЫЙ. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики
 Скачать 1.97 Mb.
|
|
2.16. Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений 2.16.1. Буровые предприятия совместно с проектными организациями должны разрабатывать меры по предупреждению аварий и осложнений. 2.16.2. В целях предупреждения аварий с бурильной колонной необходимо: - принять меры по снижению вибрации колонны бурильных труб, используя для этого наддолотные амортизаторы или внося изменения в компоновку низа бурильной колонны и режим работы породоразрушающего инструмента; - в процессе первого долбления измененной компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) тщательно проработать открытый ствол с принятием мер предосторожности против заклинивания колонны бурильных труб и забуривания нового ствола; - производить изменения способа бурения после тщательной подготовки ствола скважины, колонны бурильных труб, породоразрушающего инструмента, оборудования и контрольно-измерительных приборов; - определять момент подъема долота по показателям механического каротажа и показаниям контрольно-измерительных приборов; 66 - для плавного снижения жесткости КНБК составлять низ колонны из УБТ разных диаметров; - определять длину УБТ установленной нагрузкой на долото исходя из расчета передачи на него 75% его веса. 2.16.3. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо провести: - обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно типовой инструкции по действию членов буровой вахты при газонефтеводопроявлений; - учебную тревогу, дальнейшая периодичность которой устанавливается буровым предприятием по согласованию с противофонтанной службой. 2.16.4. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются бурильщики, буровые мастера и инженерно-технические работники, не прошедшие переподготовку на полигоне противофонтанной службы по специальной программе. 2.16.5. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб, информировать об этом руководство бурового предприятия, противофонтанной службы и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. 2.16.6. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также против проницаемых непродуктивных пластов. 2.16.7. В случае открытого фонтанирования скважины следует отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться на загазованных участках. На указанной территории следует: - потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины, остановить двигатели внутреннего сгорания, запретить курение; - закрыть движение на прилегающих к фонтану проезжих дорогах; - соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопроводы для перекачки нефти в закрытую емкость; - вызвать работников пожарной охраны, противофонтанной службы и медицинский персонал. 2.16.8. Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий. 2.16.9. Работы на устье фонтанирующей скважины должны проводиться силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы - членами буровой бригады, прошедшими специальный инструктаж. 2.16.10. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса буровых предприятий и противофонтанных служб. Дислокация складов и перечень их оснащенности определяются Положением о складах аварийного запаса. 2.16.11. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается 67 приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны. Объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурильного раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5м³ подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при ГНВП. 2.16.12. Бурение скважины с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, заказчиком и противофонтанной службой. 2.16.13. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением специальных мер безопасности. 2.16.14. При проходке пород, склонных к текучести, алмазным долотом необходимо периодически (не реже чем через 2 сут) проводить профилактический подъем долота выше кровли этих отложений. 2.16.15. При длительных остановках или простоях скважин со вскрытыми, склонными к текучести породами, бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует проводить проработку открытого ствола до забоя. Периодичность определяется технологической службой предприятия. 2.16.16. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) следует проводить по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием. 2.16.17. Перед спуском в скважину аварийного инструмента должен быть подготовлен эскиз компоновки с указанием необходимых размеров. 2.16.18. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования, стыковочных устройств и цементных стаканов в обсадных колоннах следует применять долота без боковой армировки с твердыми штыревыми вставками или со срезанными периферийными зубьями; в случае необходимости интервал установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства может быть дополнительно проработан полномерным плоскодонным фрезером без боковой армировки. 68 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 3.1. Общие положения 3.1.1. Объекты добычи нефти и газа должны быть классифицированы по категориям взрывопожароопасности, а также токсичности добываемого и транспортируемого продукта. 3.1.2. Для проектируемых и реконструируемых объектов делается оценка энергетического уровня (теплового, ударного, токсичного) воздействия на персонал и окружающую среду в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки устанавливается зона возможного риска объекта, определяется уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны. Категория объектов по указанным показателям определяется проектной организацией в соответствии с действующими нормативными документами и отражается в проектах. 3.1.3. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ. 3.1.4. Все отказы, неполадки, нарушения технологического регламента регистрируются и вносятся в банк данных предприятия. Учету также подлежат утечки (разливы) нефти и конденсата объемом более 1 м³. 3.1.5. Эксплуатационная колонна должна быть рассчитана на максимальное давление, ожидаемое при испытании и эксплуатации скважины. Превышать давление в колонне и межколонном пространстве больше допустимого для данной марки обсадных труб запрещается. 3.1.6. До ввода в эксплуатацию законченной бурением скважины должно быть демонтировано оборудование, произведена планировка территории возле скважины. 3.1.7. 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, который должен быть разработан для каждой бригады. 3.1.8. Рабочая площадка у устья скважины должна иметь размер не менее 4x6 м при оборудовании скважины вышкой и не менее 3x4 м при оборудовании скважины мачтой. Мостки должны быть шириной не менее 1 м. Стеллажи должны иметь размеры, обеспечивающие возможность укладки труб и штанг, необходимых для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0,5 м с них должны быть устроены сходни. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи должны оборудоваться предохранительными стойками. Толщина досок настила рабочей площадки и приемных мостков должна быть не менее 50 мм. Допускается применение передвижных мостков и стеллажей. 69 3.2. Проектирование обустройства нефтяных и газовых месторождений 3.2.1. Проект обустройства нефтяного и газового месторождения должен пройти независимую экспертизу и обеспечивать использование современной технологии и защиту обслуживающего персонала и населения от последствий возможных аварий. В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими мировыми аналогами по степени риска. 3.2.2. Проект должен предусматривать: - максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания на нем персонала и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом; - систему неразрушающего (в том числе дистанционного) контроля несущих конструкций и антикоррозионной защиты оборудования и трубопроводов; - многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций; - выполнение расчетов с оценкой степени риска, категории взрывопожароопасности и токсичности объекта; - составление плана действия персонала в аварийных ситуациях на каждом объекте; - герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов; - резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов, обеспечивающие локализацию аварий, пожара, загазованности и восстановление устойчивой работы объектов. 3.3. Оборудование, аппаратура, технологические процессы 3.3.1. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозийной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации. 3.3.2. Газокомпрессорные станции газлифтной эксплуатации должны быть оборудованы: - приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта; - системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников и др.); - системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной; - системой вентиляции; блокировками остановки компрессора при нарушении технологических параметров, недопустимом состоянии агрегатов компрессора, воздушной среды, неисправности вентиляционной системы; - пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале; - вычислительной техникой по регулировке работы компрессора в заданных параметрах; - системой радио- и телефонной связи; - системой средств пожарной сигнализации и пожаротушения. 70 3.3.3. Помещение насосной по перекачке нефти должно быть оборудовано системой контроля воздушной среды, сблокированной с приточно-вытяжной вентиляцией. 3.3.4. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса-обратный клапан. 3.3.5. Для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей с вредными веществами необходимо применять бессальниковые насосы, исключающие пропуск продукта. 3.3.6. В диспетчерский пункт из насосной станции должны быть выведены приборы, позволяющие регистрировать: - давление, расход и температуру перекачиваемой среды; - состояние насоса и воздушной среды в помещении. 3.3.7. Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны иметь пульт управления технологическим процессом с приводом для перекрытия запорной арматуры, снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь показывающие и записывающие приборы, а также переговорные устройства для связи с параллельно работающими агрегатами и обслуживающим персоналом. 3.3.8. Агрегаты для ремонта скважин должны быть максимально механизированы, автоматизированы и иметь пульт управления в специальной кабине. 3.3.9. Скважины, эксплуатируемые с использованием насосных установок, должны оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменить скважинное оборудование без глушения. При невозможности установки клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны. 3.3.10. Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. 3.3.11. Система автоматизации, защиты и управления стационарными установками и скважинами должна иметь выход на диспетчерский пульт нефтепромысла. 3.3.12. Средства аварийной сигнализации и контроля за состоянием воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц. 3.3.13. Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении. 3.3.14. Оборудование, инструмент и аппаратура должны эксплуатироваться в соответствии с руководством по эксплуатации. 3.4. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин 3.4.1. Обсадные колонны нефтяных и газовых скважин должны быть связаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, принимаемое по установленной норме. 71 Опрессовка колонной головки на рабочее давление должна производиться до установки ее на устье. 3.4.2. Устья фонтанной и компрессорной скважин оборудуются стандартной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема обвязки арматуры должна быть утверждена объединением. 3.4.3. Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на давление, допустимое для эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. 3.4.4. Фонтанно-компрессорная арматура независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры. 3.4.5. Под выкидными линиями фонтанно-компрессорной арматуры, расположенными на высоте, должны быть установлены надежно укрепленные опоры, предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта, а также вибрацию от ударов струи. 3.4.6. Фонтанная арматура в случаях, когда ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность ее раскачивания, должна быть укреплена анкерными болтами и оттяжками. Болты необходимо пропускать через хомуты, устанавливаемые на технической колонне или кондукторе и буфере арматуры. 3.4.7. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. 3.4.8. В случае производства работ (разрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера. 3.4.9. Снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовика. 3.4.10. Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струи на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии. 3.4.11. Нефте- и газопроводы, а также воздухопроводы высокого давления при фонтанной и компрессорной эксплуатации должны прокладываться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой. Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры. 3.4.12. Обвязка скважины и аппаратуры, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. 3.4.13. Трубопроводы, трапы, сепараторы должны продуваться через отводные линии с выводом продувочного газа на безопасное расстояние. При продувке сосудов и трубопроводов жидкость из них (конденсат, нефть и др.) должна выпускаться в емкости. 72 3.4.14. Газо- и воздухораспределительные будки должны быть оборудованы приборами, автоматически регулирующими подачу рабочего агента в скважину. Для контроля за давлением и расходом газа или воздуха в газо- и воздухораспределительных будках на каждой линии, идущей к скважине, должны быть установлены манометр и расходомер. 3.4.15. Подогрев газа или воздуха перед газо- и воздухораспределительными будками должен производиться паром или специальными печами, расположенными вне будки. 3.4.16. Трубопроводы газо- и воздухораспределительных будок, проложенные по низу, должны располагаться в лотках, перекрытых съемными щитами. 3.4.17. На линиях от газо- и воздухораспределительных будок у скважины должны быть установлены вентиль и обратный клапан. 3.4.18. На газовых или воздушных коллекторах газо- и воздухораспределительных будок должны быть предусмотрены продувочные линии, конец которых должен находиться на расстоянии не более 10 м от будки и направлен в приямок. 3.4.19. При распределении рабочего агента (воздуха или газа) через одну будку должны соблюдаться требования безопасности. |