ПБ в НГДП РУз ГОТОВЫЙ. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики
 Скачать 1.97 Mb.
|
|
запрещается. 2.7.14. Нагнетательные линии буровых насосов должны подвергаться гидравлическому испытанию на полуторакратное максимальное рабочее давление, предусмотренное геолого-техническим нарядом скважины. Они проводятся перед пуском в эксплуатацию насосов, а также после каждого ремонта обвязки. Полученные результаты оформляются актом ( приложение 5 ).Испытание нагнетательной линии буровыми насосами запрещается. 2.7.15. На нагнетательных линиях буровых насосов необходимо устанавливать задвижки, отключающие выкид насоса от общей линии во время его ремонта. Если в обвязке буровых насосов не установлены такие задвижки или предусматриваются запорно- распределительные устройства (обратные клапаны), то перед ремонтом любого насоса давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного. 47 2.7.16. Пусковые задвижки насосов должны иметь дистанционное управление. Пуск в ход насосов при закрытых пусковых задвижках запрещается. 2.7.17. На каждом буровом насосе должно монтироваться предохранительное устройство заводского изготовления на номинальное (рабочее) давление в соответствии с инструкцией по эксплуатации и в зависимости от установленных в насосе цилиндрических втулок, срабатывающее при превышении давления (рабочего) на 5-10%. Установка и проверка состояния предохранительных устройств регистрируются в журналах технического состояния оборудования. 2.7.18. Предохранительные пластины должны устанавливаться в специальном устройстве, исключающем перекос пластины и обеспечивающем постоянное смывание ее промывочной жидкостью. Это устройство должно монтироваться в обвязке насоса до места установки задвижки или фильтра и иметь сливную трубу, через которую при разрыве предохранительной пластины промывочная жидкость сбрасывается в приемную емкость. Сливная труба должна прокладываться прямолинейно, надежно закрепляться, а состояние ее проверяться еженедельно. 2.7.19. На нагнетательной линии бурового насоса должен быть манометр, смонтированный на предохранительном устройстве, гасящем колебания стрелки прибора и исключающем засорение его промывочной жидкостью. Если два или более насоса работают в одну нагнетательную линию, разрешается иметь для них в насосном помещении один общий манометр. 2.7.20. Для обслуживания бурового насоса вокруг него должен быть устроен пол с желобами для отвода жидкости. 2.7.21. Запрещается эксплуатация буровых насосов, оборудованных пневмо- компенсаторами с предварительным сжатием, при давлении в компенсаторах ниже установленного паспортом. 2.7.22. При наполнении пневматических компенсаторов воздухом или инертным газом должны быть приняты меры, исключающие возможность попадания в полость компенсаторов масел и других горючих веществ. Перед разборкой компенсаторов из них должен быть выпущен воздух или газ и давление в компенсаторе снижено до атмосферного. При извлечении резинового элемента следует пользоваться специальным приспособлением. 2.7.23. Пневматические компенсаторы должны иметь: - приспособление для проверки давления сжатия; - предохранительный колпак над вентилем для закачки и спуска воздуха. 2.7.24. Задвижки с невыдвижными шпинделями на выкидных линиях буровых насосов должны иметь указатели: "Закрыто", "Открыто". 2.7.25. Пневматическая система должна иметь обратные клапаны, регулятор давления, фильтры для очистки, масло-влагоотделители и воздухосборники. Обратные клапаны должны устанавливаться только в вертикальном положении. Воз- духосборники должны быть оборудованы манометром и спускным краном и иметь предо- хранительный клапан, открывающийся при давлении, превышающем рабочее на 15%. 2.7.26. Применение резинотканевых шлангов на участке от компрессора до воздухосборника пневматической системы не допускается, если это не предусмотрено заводом-изготовителем. 48 2.7.27. Воздухопроводы пневматической системы должны прокладываться таким образом, чтобы не мешать обслуживающему персоналу и исключать возможность их повреждения. Провисание воздухопроводов не допускается. 2.7.28. Запрещается эксплуатация пневмосистемы буровых установок при предельном давлении воздуха, когда избыточный воздух сбрасывается через предохранительный клапан. 2.7.29. Воздухосборники, устанавливаемые вне привышечного помещения, должны иметь укрытие от солнечных лучей и атмосферных осадков. 2.7.30. Пневматическая система буровой установки (краны, трубопроводы, сосуды) после монтажа должна спрессовываться воздухом на давление, равное 1,25 от рабочего давления, но не менее чем на 3 кг/см2 выше его. Результаты испытания оформляются актом. 2.7.31. Площадка для установки свечей бурильных труб (подсвечник) при ручной установке их должна быть расположена на высоте не более 0,5 м от уровня пола. Конструкция подсвечника должна обеспечивать свободное стекание промывочной жидкости из установленных на нем свечей бурильных труб и обогрев их нижних концов. 2.7.32. Разница в длинах свечей бурильных труб допускается не более 0,75 м, причем свечи минимальной длины должны выступать над перилами стационарной люльки не менее чем на 0,5 м, а максимальной-не более чем на 1,25 м. В случае невозможности выполнения этого требования вышка должна оборудоваться передвижной люлькой верхового рабочего. 2.7.33. На вышке в удобном месте должны быть устройства для надежного крепления подвесных бурильных ключей. 2.7.34. Машинные ключи для бурильных и обсадных труб должны быть подвешены на металлических канатах в горизонтальном положении и уравновешены свободно двигающимися контргрузами. Подвесной канат не должен иметь дефектов. 2.7.35. Контргрузы машинных ключей должны располагаться под полом буровой или с наружной стороны вышки (за обшивкой) и перемещаться в направляющих. Контргрузы могут заменяться специальными лебедками с червячной передачей и храповым устройством. 2.7.36. Ротор без ПКР должен возвышаться над полом рабочей площадки в пределах 500 - 550 мм. 2.7.37. Запрещается вращать ротор при поднятых клиньях. 2.7.38. Вдоль циркуляционных желобов должны быть устроены настилы шириной не менее 0,75 м с перилами высотой 1,0 м с наружной стороны. 2.7.39. Загрузка глины, утяжелителя, химических реагентов в глиномешалку должна производиться механизированным способом. Вокруг глиномешалки, если люк расположен на высоте более 0,75 м, должен делается настил, для входа на который следует устраивать маршевую лестницу. Во время работы глиномешалки запрещается при помощи лома и других предметов проталкивать глину, утяжелители и другие материалы в загрузочный люк. Для этой цели следует применять лопаты, ширина которых превышает размер отверстий защитной решетки. 2.7.40. Люки глиномешалки и фрезерной мельницы должны быть закрыты металлической решеткой с отверстиями не более 15x15 см и иметь надежный запор. 49 2.7.41. Для обслуживания механизмов по очистке промывочной жидкости должны быть устроены площадки шириной не менее 0,75 м с перилами и переходными мостиками для подхода к ним. 2.7.42. При остановке глиномешалки для ремонта привод ее должен быть отключен, ремни передачи сняты со шкива, а на пусковом устройстве вывешен плакат: "Не включать - работают люди". Работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух человек. 2.7.43. Гидравлическую глиномешалку необходимо пускать в работу при открытых задвижках на штуцерных отводах. Гидромонитор гидромешалки должен иметь безопасное соотношение плеч, водила и сопла и иметь стопорное устройство для нерабочего состояния. Шарниры гидромонитора не должны иметь реактивного момента. Гидравлическая глиномешалка оборудуется гидромонитором с ограничителями для движения. 2.7.44. После монтажа нагнетательный трубопровод гидромешалки должен быть спрессован на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Данные о рабочем и опрессовочном давлении должны быть занесены в акт испытания нагнетательного трубопровода. 2.7.45. Нагнетательный трубопровод гидромешалки должен быть снабжен предохранительным устройством, срабатывающим при превышении номинального давления не менее чем на 5-10%. 2.7.46. После монтажа установок, механизирующих спуско-подъемные операции (АСП, МСП и др.), вышка и механизмы этих установок должны быть тщательно отцентрированы по отношению к оси скважины (ствола). 2.7.47. Исправность механизмов АСП, МСП и других после монтажа должна проверяться включением их в работу вхолостую. 2.7.48. Передняя и задняя грани укрытия балкона буровой установки с АСП должны иметь сплошное ограждение с проемами для передвижения стрелы. Зазор между гранями стрелы и кромками проема задней грани укрытия не должен превышать 200 мм. Передняя грань укрытия должна иметь в зоне проема предохранительный трос, рассчитанный на крепление к нему предохранительного пояса. Балкон должен иметь бортовую обшивку высотой 15 см, а передняя часть укрытия со стороны механизма захвата - не менее 70 мм. 2.7.49. Привод стрелы должен иметь блокировку, не допускающую выдвижение ее к центру скважины за пределы магазина до тех пор, пока талевый блок не опустится ниже механизма захвата свечи не менее чем на 3 м. Привод лебедки должен иметь блокировку, обеспечивающую остановку талевого блока на расстоянии не менее 3 м от выдвинутого к центру механизма захвата свечи. 2.7.50. Запрещается ремонтировать турбобур или электробур в буровой. 2.7.51. Расхаживания турбобура над ротором разрешается только без подачи к нему промывочной жидкости. 2.7.52. Запрещается откреплять вертлюг от рабочей трубы (квадрата) при нахождении ее в шурфе. 2.7.53. Во избежание образования ледяных пробок в нагнетательном трубопроводе следует проводить периодическую прокачку раствора или выпускать его после остановки насоса. Перед пуском насоса линию необходимо продуть. Запрещается продавливать ледяные пробки, образовавшиеся в выкидных линиях насоса. 50 2.8. Бурение 2.8.1. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется после полной готовности, испытания, обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады по решению комиссии; принимающей буровую установку. Готовность к пуску оформляется актом. 2.8.2. В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры: - вес на крюке с регистрацией на диаграмме; - плотность бурового раствора с регистрацией на диаграмме; - расход бурового раствора на выходе и входе из скважины; - давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме; - уровень раствора в приемных емкостях при бурении и на устье скважины при простое и спуско-подъемных операциях; - крутящий момент на роторе. Регистрируемые показатели должны быть на одной диаграмме в поле зрения бурильщика. 2.8.3. Проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт при использовании газообразных агентов, бурение горизонтальных и наклонно направленных скважин, в том числе кустами, должны осуществляться по проекту, разработанному на основе настоящих Правил и других нормативных документов. 2.8.4. Фактическое положение ствола скважины в пространстве при бурении и забоя в продуктивном горизонте должны определяться систематическими инклинометрическими измерениями в процессе бурения, в том числе с использованием забойных телеметрических систем. Допустимые отклонения должны указываться в проекте. 2.8.5. Начальник буровой или мастер представляет руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на буровой, по установленной форме. К суточному рапорту прилагаются диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов согласно п.2.8.2 настоящих Правил. 2.9. Конструкция и крепление скважин 2.9.1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: - максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны; - применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержание пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтегазоотдачи пластов; - условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; - получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; - условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности; 51 - максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. 2.9.2. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород. Башмак последней обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимума одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещение бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья. 2.9.3. Необходимая разность диаметров между стенками скважины и муфтами обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. Минимально допустимая разность диаметров между муфтами обсадных труб и стенками скважины приведена ниже: номинальный диаметр обсадных труб, мм 114 127 141 146 159 168 194 219 245 273 299 325 351 375 425 разность диаметров *,мм 15 20 25 30 35 45 50 2.9.4. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих инструкций. Прочность промежуточной колонны и установленного противовыбросового оборудования должны обеспечивать: - герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации; - противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности; - противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести. 2.9.5. Стандарты и технические условия на обсадные трубы, а также коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора. 2.9.6. Конструкция скважин должна предусматривать спуск обсадных колонн в один прием, а цементирование зависимости от условий - в один, два и более. Спуск обсадных колонн секциями запрещается, если он не вызывается технологической необходимостью. 2.9.7. При проектировании конструкций скважин любого назначения интервалы обязательного цементирования, общая высота подъема тампонажного раствора должны выбираться в зависимости от конкретных горно-геологических условий. 2.9.8. В необсаженном предыдущей колонной стволе скважины цементированию подлежат: 52 - продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом; ____________________ *) Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте. - продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа; - истощенные горизонты; - проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минеральных вод; - горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа; - интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию; - горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. 2.9.9. Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами при цементировании в один или несколько приемов должна выбираться с учетом выполнения следующих требований: - направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн цементируются на всю длину; - минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами с учетом выполнения требований п. 3.8.8 и настоящего пункта, а также над кровлей подземных хранилищ нефти и газа и над устройством ступенчатого цементирования верхней ступени промежуточных колонн должна составлять не менее 150-300 м - для нефтяных, и 500 м - для газовых скважин; - не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами; - все выбранные с учетом вышеизложенных условий интервалы цементирования объединяются в один общий; - при перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. 2.9.10. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей флюидосодержащих пластов при закачке в один прием должна быть не более той, при которой: - обеспечивается превышение не менее чем на 2% гидростатического давления составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовым давлением; - исключается возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора в конце продавки; - обеспечивается необходимая прочность колонны при разгрузке на цементное кольцо для установки колонной головки. 2.9.11. |