|
Стр. 4
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 и вредных жидкостей
необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.
3.3.6. На пульте управления насосной станции должны быть
установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход,
температуру подшипников насосных агрегатов и состояние воздушной
среды в помещении.
3.3.7. Все агрегаты специального назначения, используемые во
взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном
исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой
сигнализацией, переговорным устройством и системой освещения.
3.3.8. Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы
и оснащены самостоятельным пультом управления спуско - подъемными
операциями, расположенным в безопасном месте и снабженным
контрольно - измерительными приборами, в т.ч. индикатором веса с
записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны
осуществляться все технологические процессы и операции на скважине
при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и
устья скважины.
Мачта агрегата должна быть снабжена металлической табличкой,
укрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:
- дата изготовления;
- завод - изготовитель;
- заводской номер установки;
- грузоподъемность (номинальная) мачты;
- сроки следующей проверки технического состояния мачты.
3.3.9. Агрегаты для ремонта скважин должны отвечать
требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой
промышленности, в том числе:
- вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из
стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек должны
соответствовать технической документации агрегата;
- в трансмиссии привода лебедки должен быть предусмотрен
ограничитель грузоподъемности на крюке;
- агрегат должен иметь автоматический ограничитель высоты
подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки
(противозатаскиватель талевого блока под кронблок);
- агрегат должен иметь приборы, позволяющие устанавливать
шасси в горизонтальное положение;
- агрегат должен иметь устройство для фиксации талевого блока
и защиты мачты от повреждений при передвижении;
- система подъема мачты должна иметь дистанционное управление
и обеспечивать безопасность при отказе элементов
гидрооборудования;
- уровни шума на постоянных рабочих местах должны
соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003 ССБТ [3];
- агрегат должен быть оснащен светильниками во
взрывобезопасном исполнении, обеспечивающими освещенность ротора -
100 лк, лебедки - 75 лк, тальблока - 30 лк, приемных мостков - 10
лк;
- агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей
внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа
воздуха в двигатель (воздухозаборник);
- агрегат должен быть оснащен устройством аварийного
отключения двигателя;
- агрегат должен быть оснащен всем необходимым для освещения
рабочих мест, трансформатором - выпрямителем постоянного тока на
24 В, устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного
тока на 24 В для аварийного освещения;
- агрегат должен быть оборудован лестницей, оснащенной
приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего,
и устройством для его аварийной эвакуации;
- агрегат должен быть оснащен гидравлическими опорными
домкратами с механическими замками и фундаментными балками под
них;
- агрегат должен быть оснащен укрытием рабочей площадки
высотой 2,5 м с одинарными дверьми с каждой стороны платформы,
двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки. Укрытие рабочей
площадки верхового рабочего следует производить с использованием
материала типа "хайпрен арктик";
- кронблок должен иметь 1 ролик под канат диаметром 13 мм
вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром 10 мм для
подвески машинных ключей и приспособление для подвески
гидравлического ключа;
- агрегат должен иметь звуковую и визуальную сигнализацию
выдвижения и посадки второй секции мачты;
- пневмосистема агрегата должна быть оснащена электрическим
осушителем воздуха;
- тормозная система лебедки должна иметь охлаждение
распрыскиванием;
- мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания
ролика кабеля ЭЦН;
- агрегат должен обеспечивать возможность вертикальной
установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для
работы с насосно - компрессорными, бурильными трубами диаметром
60; 73; 89 мм и насосными штангами диаметром 19; 22; 25 мм при
установке их за "палец" балкона.
Администрация предприятия на основе настоящих Правил должна
разработать и утвердить в установленном порядке производственные
инструкции для персонала бригад по всем видам работ и операций.
3.3.10. Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для
работы на скважинах, должны снабжаться запорными и
предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие
основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт
управления (в кабину агрегата).
3.3.11. 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.
3.3.12. 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.
3.3.13. Система контроля и защиты стационарных установок
должна иметь выход на пункт управления.
3.3.14. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния
воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их
работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.
3.3.15. Во взрывоопасных зонах должно быть установлено
оборудование во взрывозащищенном исполнении.
3.3.16. Система автоматизации сбора, промыслового и
межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового
конденсата должна предусматривать:
- систему ингибирования трубопроводного транспорта;
- автоматическое отключение отдельного оборудования,
технологической линии, установки, скважины при аварийных
отклонениях параметров;
- сварные соединения, выполняемые при монтаже оборудования и
трубопроводов, должны подвергаться термической обработке по режиму
высокого отпуска для снятия сварочных напряжений и последующему
100-процентному контролю качества сварных соединений;
- системы ввода ингибиторов коррозии и другие устройства для
обеспечения возможности реализации антикоррозионных мероприятий,
предусмотренных технологическими регламентами. Все системы должны
быть герметичными;
- дистанционную аварийную остановку технологической линии
установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических
сред на факельную линию или аварийную емкость;
- дистанционный контроль величин технологических параметров и
регистрацию основных параметров технологического процесса;
- автоматическое регулирование давления среды в
технологическом оборудовании при отклонениях параметров
технологического процесса;
- автоматическую сигнализацию при выходе технологических
параметров (давление, температура и др.) за пределы допустимых с
подачей предупредительных сигналов оповещения на место установок и
пульт оператора;
- контроль состояния воздушной среды на объектах.
3.3.17. Тюбинговые установки с гибкими трубами должны быть
оборудованы и оснащены:
- ограничителями грузоподъемности;
- системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при
спуско - подъемных операциях;
- системой контроля утонения труб.
3.3.18. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация тюбинговых
установок должны производиться в соответствии с техническими
условиями и инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя.
Работы с использованием тюбинговых установок производятся
специально обученным персоналом.
3.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин
3.4.1. 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.
3.4.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не
менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3.4.3. 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.
3.4.4. 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.
3.4.5. 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.
3.4.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше
200 град. C должна применяться соответствующая фонтанная арматура,
конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность
технологического процесса и обслуживающего персонала.
3.4.7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500
тыс. куб. м /сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее
500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным
оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан,
станция управления и др.).
Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться
автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной
линии.
3.4.8. 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.
3.4.9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с
температурой рабочего тела 80 град. C и более, необходимо
устанавливать температурные компенсаторы.
3.4.10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не
допускается.
3.4.11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся
и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В
отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут
производится специально обученным персоналом с использованием
специальных технических средств.
3.4.12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами
фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание
системы на рабочее давление.
3.4.13. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной
скважины следует устанавливать на расстоянии 30 - 35 м от устья в
специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура
в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.
3.4.14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию
управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на
эстакадах.
3.4.15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен
осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным
техническим руководителем предприятия.
3.4.16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию
эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно -
компрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное
(пусковое) давление.
3.4.17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для
газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны
использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой.
Фланцевые соединения допускаются только в местах установки
задвижек и другой арматуры.
3.4.18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа
должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на
давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.
Газораспределительные батареи должны иметь системы
индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом
системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и
устройства для подачи ингибитора.
Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной
арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на
свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде
устанавливается обратный клапан.
3.4.19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной
эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до
точки росы: минус 10 град. C для южных районов и минус 20 град. C
для средних и северных широт.
3.4.20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе
следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков
осуществлять паром. При сохранении пропускной способности
допускается предварительная подача ингибитора без остановки
газопровода.
3.4.21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной
системы необходимо проводить:
- ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических
трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей
арматуры с записью результатов в вахтовом журнале:
- контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки
газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации,
молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и
телемеханизации по утвержденному графику.
3.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
3.5.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и
сальниковым устройством для герметизации штока.
3.5.2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки
сальника полированного штока при наличии давления в скважине,
замер устьевого давления и температуры.
3.5.3. 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".
3.5.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным
управлением станков - качалок вблизи пускового устройства на
видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание!
Пуск автоматический".
3.5.5. Кривошипно - шатунный механизм станка - качалки,
площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства
должны быть окрашены и иметь ограждения.
3.5.6. Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны
иметь выход на диспетчерский пункт.
3.5.7. Станок - качалка должен быть установлен так, чтобы
исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или
грунтом.
3.5.8. Для обслуживания тормоза станка - качалки устраивается
площадка с ограждением.
3.5.9. При крайнем нижнем положении головки балансира
расстояние между траверсой подвески сальникового штока или
штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
3.5.10. Кондуктор (техническая 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 менее 48
кв. мм, 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.
3.6. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными,
винтовыми погружными электронасосами
3.6.1. Устье скважины оборудуется в соответствии с
требованиями п. 3.3.12 настоящих Правил. Проходное отверстие для
силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное
уплотнение.
3.6.2. Силовой кабель должен быть проложен от станции
управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка
кабеля на специальных стойках - опорах.
3.6.3. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования,
электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить
электротехнический персонал.
3.6.4. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте
подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной
подвеске.
3.6.5. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско - подъемных
операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных
механизмов и земли.
3.6.6. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует
отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был
помехой работающему персоналу.
3.6.7. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в
скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно - направленных
скважинах с набором кривизны 1,5 град. на 10 м скорость спуска не
должна превышать 0,1 м/с.
3.6.8. 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.
3.7. Эксплуатация скважин гидропоршневыми
и струйными насосами
3.7.1. Помещение технологического блока установки должно
иметь:
- постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую
восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения
в течение часа;
- температуру в блоках не ниже 5 град. C, уровень шума не
более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.
3.7.2. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции
скважины установка должна быть оборудована системой
автоматического объемного газового пожаротушения.
3.7.3. 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.
3.7.4. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть
помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у
входной двери, систему автоматического пожаротушения.
3.7.5. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна
быть прошаблонирована, при необходимости - прорайбирована, промыта
до забоя и опрессована.
3.7.6. Извлечение гидропоршеневого насоса, скребка и другого
оборудования должно производиться с применением специального
лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.
3.7.7. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с
использованием мачты при закрытой центральной задвижке с
соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.
3.7.8. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована
манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.
3.7.9. Силовые насосы должны быть оборудованы
электроконтактными и показывающими манометрами, а также
предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана
силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.
3.7.10. Исправность системы автоматики и предохранительных
устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по
эксплуатации.
3.7.11. 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.
3.7.12. При остановке силового насоса давление в
нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.
3.7.13. Система замера дебита скважин, показания работы
силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.
3.8. Эксплуатация нагнетательных скважин
3.8.1. Оборудование устья нагнетательной скважины должно
соответствовать проекту, при разработке которого должны быть
учтены: состав, физико - химические свойства нагнетаемого агента и
максимальное ожидаемое давление нагнетания.
3.8.2. Нагнетательные скважины, независимо от физико -
химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться
колонной насосно - компрессорных труб и, при необходимости,
пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию
эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого
агента.
3.8.3. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и
системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать
полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента
и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
3.9. Исследование скважин
3.9.1. Периодичность и объем исследований эксплуатационных
скважин устанавливаются на основании утвержденных регламентов,
разработанных в соответствии с проектом разработки данного
месторождения.
3.9.2. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на
канате, должен осуществляться только при установленном на устье
скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.
3.9.3. Спуско - подъемные операции следует проводить с
применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение
барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с
фиксированной нагрузкой на канат (проволоку).
3.9.4. 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.
3.9.5. Проволока, применяемая для глубинных исследований,
должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием
сероводорода более 6% - выполнена из материала, стойкого к
сероводородной коррозии.
3.9.6. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в
случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.
3.10. Депарафинизация скважин, труб и оборудования
3.10.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих
установок должны быть:
- оборудованы предохранительным и обратным клапанами;
- опрессованы перед проведением работ в скважине на
полуторакратное давление от ожидаемого максимального, но не
превышающее давление, указанное в паспорте установок.
3.10.2. Передвижные установки депарафинизации допускается
устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м
от другого оборудования.
3.10.3. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к
нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.
3.10.4. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен
проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода -
изготовителя.
3.10.5. Для подачи теплоносителя под давлением запрещается
применять резиновые рукава.
3.11. Повышение нефтегазоотдачи пластов
и производительности скважин
3.11.1. Общие положения
3.11.1.1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара,
химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и
планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане
должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема
размещения оборудования, технология проведения процесса, меры
безопасности, ответственный руководитель работ.
3.11.1.2. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на
нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен
обратный клапан.
3.11.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала
закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое
рабочее давление.
3.11.1.4. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем
обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны,
устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением
запрещается.
3.11.1.5. Перед началом технологического процесса на скважине
с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан
убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.
3.11.1.6. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и
после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в
отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных
линиях ледяных пробок.
Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
3.11.1.7. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока
в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками
запрещаются.
3.11.1.8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг
скважины и применяемого оборудования должна быть установлена
опасная зона радиусом не менее 50 м.
3.11.1.9. Передвижные насосные установки необходимо
располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины,
расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки
для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и
др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья
скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
3.11.1.10. Технологические режимы ведения работ и
конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить
возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри
аппаратов и трубопроводов.
3.11.1.11. На всех объектах (скважинах, трубопроводах,
замерных установках) образование взрывоопасных смесей не
допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать
систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.
3.11.1.12. Выкидная линия от предохранительного устройства
насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в
сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.
3.11.1.13. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных
коммуникациях не должны превышать установленные нормы.
3.11.2. Закачка химреагентов
3.11.2.1. Работы должны выполняться с применением необходимых
средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями
инструкции по применению данного реагента.
3.11.2.2. На месте проведения работ по закачке агрессивных
химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен
быть:
- аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств
индивидуальной защиты;
- запас чистой пресной воды;
- нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь,
хлорамин).
3.11.2.3. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в
специально отведенное место, оборудованное для утилизации или
уничтожения.
3.11.2.4. После закачки химреагентов или других вредных
веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна
прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки
нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен
производиться в сборную емкость.
3.11.2.5. Для определения концентрации паров серной кислоты и
серного ангидрида бригада должна быть обеспечена
газоанализаторами.
3.11.2.6. Загрузка термореактора магнием должна проводиться
непосредственно перед спуском его в скважину.
3.11.2.7. Загруженный магнием термореактор, емкости и места
работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10
м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.
3.11.3. Нагнетание диоксида углерода
3.11.3.1. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от
коррозии.
3.11.3.2. При продувке скважины или участка нагнетательного
трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не
разрешается.
3.11.3.3. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды
рабочей зоны.
При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода
выше ПДК (0,5 об.%) и нарушения герметичности системы
распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть
прекращены.
3.11.4. Внутрипластовое горение
3.11.4.1. Процесс внутрипластового горения должен
осуществляться в соответствии с проектом.
Система сбора нефти и газа должна быть закрытой и
предусматривать использование газообразных продуктов
технологического процесса. При наличии в продукции углекислого
газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Сброс
углекислоты в атмосферу запрещается.
3.11.4.2. Устье нагнетательной скважины на период
инициирования горения должно быть оборудовано фонтанной арматурой
с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность
выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и
герметизацию устья в период нагнетания воздуха.
3.11.4.3. Вокруг нагнетательной скважины на период
инициирования внутрипластового горения должна быть установлена
опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная
предупредительными знаками.
Установка различного оборудования, емкостей, щитов КИП в
пределах опасной зоны не допускается.
3.11.4.4. Включение электронагревателя должно осуществляться
только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном
технологическим регламентом.
3.11.4.5. Электронагреватель должен быть оснащен устройством,
автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.
3.11.5. Тепловая обработка
3.11.5.1. Парогенераторные и водонагревательные установки
должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов
приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению
подачи топливного газа в случаях нарушения технологического
процесса.
3.11.5.2. Покладка трубопроводов от стационарных установок к
скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их
эксплуатации осуществляются с соблюдением требований "Правил
устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды", утвержденных Госгортехнадзором России 18.07.94 [57].
3.11.5.3. Расстояние от парораспределительного пункта или
распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины
должно быть не менее 25 м.
3.11.5.4. Управление запорной арматурой скважины,
оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно
осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть
закрыты кожухами.
3.11.5.5. В аварийных случаях работа парогенераторной и
водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен
действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
3.11.5.6. На линии подачи топлива в топку парогенератора
предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу
топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше
допустимого, а также при прекращении подачи воды.
3.11.5.7. Территория скважин, оборудованных под нагнетание
пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена
предупредительными знаками.
3.11.5.8. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить
после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем
максимально допустимое для эксплуатационной колонны.
3.11.5.9. Отвод от затрубного пространства должен быть
направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего
персонала.
При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на
отводе от затрубного пространства должна быть открыта.
3.11.5.10. После обработки скважины должны быть проверены
соединительные устройства, арматура должна быть покрашена.
3.11.6. Обработка горячими нефтепродуктами
3.11.6.1. Установка для подогрева нефтепродукта должна
располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.
3.11.6.2. Электрооборудование, используемое на установке для
подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном
исполнении.
3.11.6.3. Емкость с горячим нефтепродуктом следует
устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с
подветренной стороны.
3.11.6.4. В плане производства работ должны быть предусмотрены
меры, обеспечивающие безопасность работающих.
3.11.7. Обработка забойными электронагревателями
3.11.7.1. Забойные электронагреватели должны быть во
взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного
электронагревателя путем подключения к источнику тока должны
проводиться в электроцехе.
Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их
под нагрузкой в полевых условиях не допускаются.
3.11.7.2. Спуск забойного электронагревателя в скважину и
подъем его должны быть механизированы и проводиться при
герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.
3.11.7.3. Перед установкой опорного зажима на кабель - трос
электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.
3.11.7.4. Сетевой кабель допускается подключать к пусковому
оборудованию электронагревателя только после подключения
кабель - троса к трансформатору и заземления электрооборудования,
проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и
удаления людей.
3.11.8. Термогазохимическая обработка
3.11.8.1. Пороховые заряды (пороховые генераторы давления или
аккумуляторы давления) для комплексной обработки призабойной зоны
скважины необходимо хранить и перевозить в соответствии с
требованиями "Единых правил безопасности при взрывных работах"
[18].
3.11.8.2. Пороховые генераторы (аккумуляторы) давления должны
устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед ее
вводом в лубрикатор.
3.11.8.3. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в
помещении, запираемом на замок и расположенном на расстоянии не
менее 50 м от устья скважины.
3.11.8.4. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в
лубрикатор только при закрытой центральной задвижке. Спускаемое
устройство не должно касаться плашек задвижек. Работа должна
выполняться двумя рабочими.
3.11.8.5. Подключение спущенного на забой скважины порохового
генератора или аккумулятора давления к приборам управления и
электросети проводится в следующей последовательности:
- герметизация устья скважины;
- подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору
(распределительному щитку);
- удаление членов бригады и других лиц, находящихся на рабочей
площадке (кроме непосредственных исполнителей), на безопасное
расстояние от устья скважины - не менее 50 м;
- установка кода приборов подключения в положение "выключено";
- подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам
управления;
- проведение мер, исключающих наведение посторонних токов;
- подача электроэнергии на приборы управления;
- включение электроэнергии на гирлянду с зарядом (производится
только по команде ответственного руководителя работ).
3.11.8.6. При использовании во время комбинированной обработки
призабойной зоны скважины пороховых зарядов типа АДС-6 или других
элементов гидравлического разрыва пласта выполняются требования,
обеспечивающие сохранность эксплуатационной колонны.
3.11.9. Гидравлический разрыв пласта
3.11.9.1. Гидравлический разрыв пласта проводится под
руководством ответственного инженерно - технического работника по
плану, утвержденному предприятием.
3.11.9.2. Во время проведения гидроразрыва пласта находиться
персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов
запрещается.
3.11.9.3. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть
оборудован датчиками контрольно - измерительных приборов,
предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а
нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами.
3.11.9.4. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать
нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при
гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса,
установленным в соответствии с требованиями "Правил устройства и
безопасной эксплуатации технологических трубопроводов",
утвержденных Госгортехнадзором России 02.03.95 [60].
3.11.9.5. Применение пакерующих устройств при гидроразрывах
пласта обязательно.
3.11.9.6. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо
применять ингибиторы коррозии.
3.12. Ремонт и освоение скважин
3.12.1. Работы по капитальному ремонту скважин должны
проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному
техническим руководителем предприятия.
В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и
технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту
окружающей среды.
3.12.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после
ремонта производится по акту в соответствии с порядком,
установленным в предприятии.
3.12.3. Перед началом проведения работ на скважине бригада
должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ,
который должен содержать сведения по конструкции и состоянию
скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию,
перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам
при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен
инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в
журнале инструктажей.
3.12.4. Рабочие места, оборудование и зона проведения работ
должны быть обеспечены электроосвещением в соответствии с
требованиями ПТБЭ [54], ПТЭЭ [55] и ПУЭ [62].
3.12.5. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и
устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со
схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим
руководителем предприятия.
3.12.6. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты,
допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным
нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.
3.12.7. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на
приустьевой площадке в соответствии с инструкцией по эксплуатации
завода - изготовителя.
3.12.8. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть
заглушена жидкостью с плотностью, соответствующей требованиям п.
2.7.3.3 настоящих Правил. Глушению подлежат все скважины с
пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых
(согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования
или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже
гидростатического.
Скважины, в продукции которых содержится сероводород в
количествах, превышающих пределы, установленные таблицами 4a и 4b,
должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор
сероводорода.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их
предварительного глушения допускается на месторождениях с горно -
геологическими условиями, исключающими возможность
самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.
Перечень таких месторождений (или их отдельных участков)
согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора
России.
3.12.9. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в
трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до
атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном -
отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение
предварительного глушения, необходимо остановить, стравить
давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех
часов.
Разборка устьевой арматуры производится после визуально
установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки
постоянства уровня жидкости в ней.
3.12.10. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье
скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.
Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования
разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными
органами Госгортехнадзора России. После установки
противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на
максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки
эксплуатационной колонны.
3.12.11. Для предотвращения и ликвидации возможных
газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается
с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив
|
