ИПБОТ 100-2008. Инструкция по промышленной безопасности и охране труда по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении нефтяных и газовых скважин
 Скачать 49.4 Kb.
|
|
ИПБОТ 100-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении нефтяных и газовых скважин Оглавление Детали Ссылается на На него ссылается ИПБОТ 100-2008 ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ" ООО "СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ" ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЕ ТРУДА ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СОГЛАСОВАНО Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации Председатель профсоюза Л.А.Миронов Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г. УТВЕРЖДАЮ Директор ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" М.П.Семашко Зам. директора ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" - ГКП Кривцов B.C. 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1 Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются тяжелыми авариями, приносящими народному хозяйству значительный ущерб в виде нарушения режима разработки и снижения добычи, загрязнения окружающей среды, приведения в негодность оборудования, опасности для жизни работающих и населения, отвлечения значительных сил и средств. 1.2 Основной причиной возникновения проявлений и открытых фонтанов является снижение давления столба бурового раствора ниже величины пластового давления вскрытого продуктивного пласта. При этом возникает массированный приток флюида из пласта в ствол скважины с последующим переливом или выбросом через устье. Основными мероприятиями по предупреждению возникновения проявлений и открытых фонтанов являются меры по недопущению снижения противодавления столба бурового раствора на пласт. 1.3 Основным средством предотвращения газонефтеводопроявлений в бурящихся скважинах является применение промывочных жидкостей надлежащего качества, которые способны: создавать своим весом необходимое противодавление на пласт; надежно глинизировать пористые пласты, создавая в стенках скважины тонкую, плотную корку (иметь низкую водоотдачу); обладать минимально допустимой вязкостью и статическим напряжением сдвига для обеспечения дегазации. 1.4 Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалом от 0 до 1200 м); 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины. 1.5 В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см  (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.1.6 Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более, чем на 0,02 г/см от установленной проектом величины, кроме случаев ликвидации нефтегазоводопроявлений.1.7 Перед вскрытием горизонтов, представляющих опасности выброса, на буровой должен быть создан, а при дальнейшем бурении постоянно поддерживаться запас химических реагентов, утяжелителя и других материалов в количестве, необходимом для приготовления раствора в объеме скважины. Кроме этого на буровой должен быть однократный запас обработанной промывочной жидкости. 1.8 По состоянию вещества флюида различают два вида проявлений - газопроявления и нефтеводопроявления. 1.9 Газопроявления более опасны из-за физических свойств газа - малой вязкости и плотности, способности в больших пределах изменять свой объем и давление. Газопроявление возникает и переходит в открытый фонтан значительно быстрее, чем жидкостное. При закрытом ПВО давление на устье растет также быстрее и достигает значений, близких к пластовому. При невозможности герметизировать скважину газовая пачка, подходя к устью, увеличивает свой объем в десятки и сотни раз. Возникает газовый выброс. При газопроявлениях из-за малой вязкости газа и высоких давлений на устье больше вероятность пропусков в соединениях ПВО и обсадной колонны. 1.10 Возникает опасность протирания обсадной колонны и ПВО абразивными частицами породы при высокой скорости истечения газа. Химическая агрессивность и токсичность некоторых газов (сероводород, сернистый газ) могут привести к разрушению элементов конструкции скважины и ПВО, а также отравлению работающих на устье. 1.11 Нефтепроявление при прочих равных условиях возникает медленнее, чем газопроявление. Давление на устье в этом случае ниже на величину противодавления, созданного в скважине столбом флюида. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны. 1.12 Газоконденсатное проявление включает в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления. Поэтому их ликвидация наиболее трудна. 1.13 Основной задачей по предупреждению возникновения проявлений и открытых фонтанов является соблюдение всех технологических регламентов бурения: соответствие фактических параметров бурового раствора проектным; соблюдение регламента промывок и проработок согласно РТК; ограничение скоростей спуска и подъема и т.д. 2 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ 2.1 К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года. Иностранные специалисты, прошедшие аналогичную подготовку в своих центрах, а также российские специалисты, прошедшие подготовку в зарубежных центрах, при работе на территории РФ должны пройти проверку знаний требований настоящих правил в территориальных органах Ростехнадзора России. 2.2 Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо провести: инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно "Инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин на нефть и газ"; проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием по согласованию с противофонтанной службой; оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. С целью проверки и закрепления знаний обслуживающего персонала на буровых работники военизированной службы проводят контрольные учебно-тренировочные занятия и контрольные учебные тревоги. 2.3 Требования настоящей инструкции обязательны для персонала буровых предприятий, по роду своей деятельности связанных с вопросами предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. 2.4 Руководители буровых предприятий несут ответственность за выполнение мероприятий по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов и за своевременную ликвидацию возникших проявлений. 2.5 Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие нефтепроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть связаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана. 2.6 Схема установки и обвязки противовыбросового, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Ростехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями: при вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор); три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях: вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточном давлением на устье более 350 кг/см (35 МПа);использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья; на всех морских скважинах. 2.7 Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Длина линий должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м /т - не менее 30 м;для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м /т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.На вновь разведываемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Ростехнадзора России. Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца. 2.8 На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.2.9 Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления. 2.10 Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки. Допускается применение отдельных узлов или деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме. 2.11 Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в доступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено. 2.12 При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий - является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй - резервным. 2.13 Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление. Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках. Работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты опрессовки оформляются актом. 2.14 После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление: 50 кгс/см (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см (21 МПа);100 кгс/см (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см .2.15 Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил. 2.16 Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. 3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ 3.1 При наличии в разрезе скважины пластов с газовым фактором более 200 м /т в систему очистки промывочной жидкости должны быть включены вакуумные дегазаторы. Буровая должна быть обеспечена пеногасителем промывочной жидкости.3.2 Замер параметров промывочной жидкости при нормальных условиях производить: плотности и вязкости - через час; СНС, водоотдачи, температуры, рН, содержание твердой фазы и песка, толщины корки - два раза в смену; содержание солей в фильтрате - два раза в неделю. Контрольные замеры свойств бурового раствора должны фиксироваться в журнале. При разбуривании пластов с газовым фактором более 200 м /т и при бурении в осложненных условиях показатели свойств бурового раствора следует контролировать:плотность и вязкость - через 10-15 минут; СНС, водоотдачу и температуру - каждый час; содержание нефти в растворе один раз в 10 дней. При отсутствии на буровой газокаротажной станции два раза в смену должен производиться контроль раствора на насыщенность газом. 3.3 При постоянном падении плотности бурового раствора при выходе его из скважины необходимо выяснить причину и принять меры к восстановлению значений плотности, указанных в ГТН. 3.4 При разжижении раствора нефтью, технической и пластовой водой принять меры к восстановлению плотности путем обработки и утяжеления раствора либо замене разжиженного раствора новым. 3.5 Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора сразу после восстановления циркуляции. 3.6 При вскрытии пластов с газовым фактором более 200 м /т и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.Запрещается производить подъем инструмента до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу. 3.7 Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом и их устранению. 3.8 При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора. 3.9 Проектная величина вязкости и статического напряжения сдвига должны обеспечивать эффективную дегазацию раствора во время циркуляции, а также не допускать высоких значений давления от гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве. 3.10 Проектная величина водоотдачи должна исключать образование толстой и рыхлой глинистой корки и образование сальников, загрязнение продуктивных пластов, поддерживать стабильность раствора. 3.11 Если по технологической необходимости запроектированы высокие значения статического напряжения сдвига, спуск и подъем бурильного инструмента должен производиться на пониженной скорости. 3.12 Скорость спуска и подъема бурильного инструмента должна исключать поршневание и гидроразрыв пластов. Ограничение скорости спуска при необходимости должно быть указано в ГТН или дополнительном плане работ индивидуально. 3.13 При падении уровня промывочной жидкости в скважине во время бурения, промывок и проработок необходимо сообщить буровому мастеру (ИТР), а в его отсутствие - начальнику смены цеха бурения, о начавшемся поглощении, проверить состояние ПВО и установить за устьем постоянное наблюдение. 3.14 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. 3.15 Запрещается подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через шурф. 3.16 Перед подъемом бурильного инструмента, а также в интервалах, указанных ГТН или РТК должна быть проведена промывка и проработка скважины до полного выравнивания параметров бурового раствора, но не менее одного цикла промывки. 3.17 При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и отсутствием на устье скважины ПУГа, плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, спрессованные на соответствующее давление. 3.18 Запрещается производить спуск обсадной колонны и ее цементирование при наличии признаков проявления. 3.19 При невозможности ликвидировать полное поглощение, работы по спуску обсадной колонны и ее цементированию проводятся по специальному плану в присутствии ответственных ИТР предприятия. 3.20 В плане по цементированию обсадной колонны должен быть определен комплекс мероприятий, исключающих возможность поглощения цементного раствора или буферной жидкости и обеспечивающих подъем цементного раствора на расчетную высоту. 3.21 При наличии в разрезе пластов с газовым фактором более 200 м /т необходимо применять цементный раствор с минимальным сроком схватывания. При цементный раствор должен состоять из двух порций с разными сроками схватывания.3.22 При обнаружении геофизическими методами после ОЗЦ некачественного цемента (отсутствия цемента за колонной, неперекрытие продуктивных пластов) следует немедленно приступить к ремонтным работам. 3.23 В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 5 кгс/см (0,5 МПа).3.24 До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. 3.25 При недопуске обсадной колонны по техническим причинам необходимо провести проверочный расчет на прочность неперекрытых пород у башмака колонны и, при необходимости, разработать дополнительные организационно-технические мероприятия по недопущению проявлений, гидроразрыва неперекрытых пород и образования грифонов. 3.26 После вскрытия продуктивного пласта все остановки при поднятом из скважины бурильном инструменте должны быть сокращены до минимума. Буровая вахта должна проверить состояние ПВО и установить за устьем постоянное наблюдение. На мостках должна быть бурильная труба с наружным диаметром под установленные плашки и навернутом в открытом положении шаровым краном или обратным клапаном. 3.27 Во всех случаях вынужденного простоя, ремонта, отключения энергии более 6 часов бурильный инструмент должен быть спущен (или поднят) до башмака обсадной колонны и находиться в подвешенном состоянии. Необходимо проверить состояние ПВО и за устьем скважины установить постоянное наблюдение. 3.28 При проведении геофизических работ скважина должна доливаться буровым раствором. Контроль за уровнем жидкости в скважине должен осуществлять бурильщик. Геофизическая партия должна иметь приспособление для рубки кабеля. 3.29 Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить постоянный долив бурового раствора в скважину. 3.30 Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м подъем должен быть прекращен и приняты меры к нормальному доливу скважины. 3.31 При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление при условии вымыва ванны. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным на бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением специальных мер безопасности. 4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ 4.1 При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве. 4.2 При возникновении проявления в первую очередь необходимо воспрепятствовать опорожнению скважины, как можно быстрее закрыть превентор. 4.3 Перед закрытием превентора необходимо открытием коренной задвижки со стороны блока дросселирования обеспечить выход флюида через выкидную линию превенторной установки, чтобы не допустить срыва резиновых элементов ПВО. 4.4 Перед закрытием превентора с трубными плашками на бурильный инструмент должен быть навернут в открытом положении обратный клапан или шаровой кран. Бурильный инструмент должен находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, с замком на уровне ключа АКБ. Против плашек должна находиться бурильная труба с наружным диаметром, соответствующим диаметру установленных трубных плашек. 4.5 В случае отсутствия в скважине бурильного инструмента, необходимо закрыть превентор с глухими плашками или универсальный превентор. 4.6 При особых условиях и в особых случаях возникновения проявлений порядок закрытия превенторов регламентируется в плане ликвидации возможных аварий. 4.7 После закрытия противовыбросового оборудования при газонефтеводопроявлении и газовом выбросе необходимо установить наблюдение за возможным проявлением грифонов вокруг скважины. 4.8 Основным методом ликвидации начавшихся проявлений является промывка через дроссельный блок ПВО, с расчетным противодавлением. 4.9 При невозможности закачки в скважину промывочной жидкости по техническим причинам, выпускать флюид из скважины разрешается только по достижении критических давлений на устье или согласно специальному плану ликвидации проявления. За допустимое давление в обсадной колонне принять 80% от давления последней опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной. 4.10 При выпуске газа или жидкости из скважины необходимо принять меры к закачке в скважину бурового раствора. При повышении давления в скважине выше допустимого производится его стравливание на 3-4 атм/мин. 4.11 В случае возникновения проявления в процессе цементирования обсадных колонн следует закрыть превентор и продолжить цементирование с расчетным противодавлением через блок дросселирования ПВО. 4.12 Щиты ручного управления ПВО должны быть расположены в местах, обеспечивающих безопасный подход обслуживающего персонала при возникновении и ликвидации проявлений. 4.13 Территория буровой должна иметь естественный уклон, способствующий стоку жидкости. Должен быть обеспечен свободный подход к устью скважины и основным узлам противовыбросового оборудования. 4.14 Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий. 5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ 5.1 В случае возникновения аварийной ситуации, инцидента (появление признаков ГНВП и ОФ) немедленно прекратить работу, сообщить о ситуации руководителю работ и действовать в соответствии с утвержденным ПЛА. 5.2 В случае возникновения пожара необходимо: прекратить все технологические операции; сообщить о пожаре; отключить электроэнергию; принять меры к удалению людей из опасной зоны; умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий; изолировать очаг пожара от окружающего воздуха; горящие объемы заполнить негорючими газами или паром; принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества. В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов. 5.3 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае. При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения. По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей. 6 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ 6.1 Мастер бригады, ИТР предприятия или работник военизированной службы, проводившие тревогу, после ее окончания обязаны с работниками вахты, с которой проводилась учебная тревога, детально проанализировать ее действия в ходе проведения учебной, указать на ошибки, допущенные работниками вахты при выполнении поставленной задачи. 6.2 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место. 6.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены. 6.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку). 6.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства. 6.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения "скользкости". Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом. ЛИТЕРАТУРА: ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ППБ 01-03 "Правила пожарной безопасности в РФ" Утверждены Приказом МЧС РФ от 18 июня 2003 г. N 313. |