Требования промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли (стр. 7 )

634. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

замены бурового раствора большой плотности на раствор меньшей плотности или техническую воду;

использования пенных систем;

при плотности более 1,6 г/см3 возможной частичной замены столба бурового раствора водой в трубном и затрубном пространстве с прокачкой буферных объемов раствора пониженной плотности;

закачки газообразных агентов, не образующих взрывоопасных смесей с газом, содержащимся в пластовом флюиде;

свабирования;

работы струйного насоса;

откачки глубинным насосом;

нагнетание инертного газа.

635. Свабирование скважин производится при наличии герметизирующего устройства, предотвращающего разлив жидкости, возникновение ГНВП и ОФ, выполнения условий безопасности.

Устройство укрытий из досок толщиной не менее 40 мм для защиты работающего персонала на пульте управления.

Установка направляющей воронки, изготовленной из искробезопасного материала.

Выполнение мероприятий по взрывопожаробезопасности, обозначение опасной зоны, контроль местонахождения персонала, транспорта, состояния воздушной среды.

При свабировании скважины с использованием подъемного устройства устанавливается оттяжной ролик.

Подъемник устанавливают с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

При свабировании не допускается выполнять работы, не указанные в плане и присутствие работников в опасной зоне без указания руководителя работ, СИЗ ОД и дублера.

При спуске и подъеме сваба контролируется состояние каната, не допускается ослабление и превышение нагрузки.

636. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план организации работ с учетом технологических регламентов на эти работы, назначением лиц, обеспечивающих их выполнение. На газовых скважинах, на скважинах с АВПД (свыше гидростатического) с содержанием сероводорода составляется план.

637. О проведенных работах по освоению и испытанию скважины ежедневно составляется рапорт.

638. В зависимости от степени изученности геологического разреза в процессе бурения разведочных скважин производится комплекс исследований:

1) геологические исследования для получения информации о литологии, структуре и коллекторских свойствах пласта с помощью механического и газового каротажа, анализ шлама, наблюдение за показателями свойств бурового раствора, люминесцентно-битуминологический анализ;

2) геофизические замеры (выделение во вскрытом разрезе перспективных горизонтов и их предварительная оценка);

3) гидродинамические исследования для получения информации о характере насыщенности пласта, его гидродинамических характеристиках и потенциальных возможностях.

639. Испытание пластов в процессе бурения включает комплекс работ, обеспечивающих возбуждение притока, отбор предварительной пробы пластового флюида и создание запланированного количества открытых и закрытых периодов испытания. Испытание производится при помощи испытателей пластов с опорой или без опоры на забой, спускаемых в скважину на бурильных трубах.

640. Работы с испытателями пластов выполняются геофизическими или специализированными организациями по заказу буровых организаций в присутствии представителей геологической и технологической служб заказчика.

641. Испытание скважины через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или конденсата подтверждено испытанием (опробованием) в процессе бурения.

642. Испытание объектов в скважинах, обсаженных колонной, допускается через одну эксплуатационную колонну. Испытание через две и более колонны, через одну промежуточную колонну допускается в исключительных случаях с разрешения организации, утвердившей проект и при наличии технических средств, обеспечивающих качественное вскрытие пласта в конкретных геолого-технических условиях.

643. В комплекс работ по испытанию скважин допускается включать дополнительные промыслово-геофизические исследования и работы по исскуственному воздействию на приствольную зону пласта (гидроразрыв, кислотная обработка и другие) с изменением проектной документации.

644. В разведочных скважинах проведение одного из способов искусственного воздействия на пласт является обязательным, если по совокупности геолого-геофизических исследований и опробований в процессе он является перспективным и при обычном испытании в колонне не дал результатов.

645. При задавке скважины в процессе освоения обеспечивается наличие промывочной жидкости в количестве не менее трех объемов скважины, с периодическим перемешиванием, контролем и регистрацией параметров, соответствующих плану работ и противофонтанной безопасности.

646. При освоении скважины спускать и поднимать насосно-компрессорные трубы допускается при наличии на мостках предохранительной задвижки с фланцевой катушкой и патрубком, предназначенных для герметизации устья и отпрессованных на давление задавки скважины.

647. При обнаружении признаков ГНВП, отключении электроэнергии или возникновении опасной ситуации производится герметизация устья скважины и последующие действия выполняются согласно ПЛА по указанию руководителя работ.

648. При остановке работ в процессе освоения производится герметизация устья с контролем давления в скважине и межколонном пространстве.

649. Предохранительные и регулирующие устройства, обратные клапаны, запорная арматура, трубопроводы и сепараторы до монтажа проверяются и устанавливаются согласно схемы и документации изготовителя с последующим тестированием и испытанием на прочность и герметичность, согласно плана организации работ и Требований промышленной безопасности.

650. Передвижные компрессоры, установки размещаются на расстоянии не менее 25 м от устья, с учетом преобладающего направления ветра и рельефа местности.

651. Освоение фонтанных скважин тартанием желонкой не допускается.

652. Проведенные работы регистрируются в сменном, суточном журнале и документации скважины по установленной форме.

Глава 29. Эксплуатация скважин

653. Наземное оборудование имеет продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии диаметром не менее 100 мм и длиной не менее 100 м, опрессованную с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого максимального давления. Линии оборудуются обратными клапанами и имеют возможность подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры.

654. Конструкция и материалы уплотнительных элементов обеспечивают надежную изоляцию агрессивной среды при длительной эксплуатации скважины.

655. Не допускается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования, включающего:

1) ниппель посадочный для приемного клапана и глухой пробки;

2) пакер для предохранения эксплуатационной колонны, клапан циркуляционный, клапан ингибиторный, клапан-отсекатель.

После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости.

656. В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при неукоснительном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн.

657. Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем - дистанционное и автоматическое.

658. Эксплуатация скважины осуществляется по лифтовым трубам.

659. В процессе эксплуатации периодически проводится проверка клапана-отсекателя на срабатывание, в соответствии с технической документацией изготовителя и технологическим регламентом.

660. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание оформляются актом.

661. Скважины и шлейфы осматриваются ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи. Результаты осмотров регистрируются в журнале.

662. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сероводород, скважину закрывают с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сероводорода из выкидной линии скважины закрывают с пульта управления задвижку на выкидной линии, входную задвижку на замерном устройстве. Об этих случаях оперативно сообщают техническому руководителю организации и работникам АСС.

663. Эксплуатация скважины при негерметичности, наличии межколонного проявления (давления) и неисправности наземного оборудования не допускается.

При обнаружении давления в межколонном пространстве проводятся исследования и принимаются оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований принимается решение о возможности эксплуатации скважины.

Глава 30.Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

664. Конструкция скважины, колонной головки, фонтанной арматуры, колонны НКТ, внутрискважинного и наземного оборудования, схемы монтажа обеспечивает оптимальные и безопасные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность проведения технологических операций, глубинных исследований, отбора проб, контроля устьевого давления и температуры, в соответствии с проектом.

665. Перед вводом в эксплуатацию проверяется готовность скважины, наличие документации на передачу скважины в эксплуатацию.

На каждую скважину составляется фактическая схема оборудования устья, компоновки внутрискважинного оборудования, установки и обвязки наземного оборудования с указанием размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам, нестандартных элементов обвязки, охранной и санитарно-защитной зоны, подъездных путей. К схеме прилагается перечень (спецификация) элементов обвязки и оборудования скважины с указанием данных технического паспорта, года выпуска, даты установки и срока эксплуатации, акты испытания на герметичность. Указанная документация составляется при участии представителя АСС.

666. При эксплуатации скважины с аномальной температурой на устье применяется фонтанная арматура, конструкция и термостойкость, которые обеспечивают безопасность технологического процесса, оборудования и обслуживающего персонала.

677. Под выкидными линиями фонтанно-компрессорной арматуры, расположенными на высоте, устанавливаются надежно укрепленные опоры, предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта, а также вибрацию от ударов струи.

668. Эксплуатация скважин производится в соответствии с технологическим регламентом и проектом разработки НГМ.

669. При кустовом расположении скважин оборудование, трубопроводы станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады располагаются по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию не допускается.

670. Оборудование устья с устройством шахты производится по схемам с учетом конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона.

671. Испытание на герметичность скважин и опрессовка оборудования, трубопроводов производится в соответствии с технической эксплуатационной документацией изготовителя, технологическим регламентом с учетом характеристики пластового флюида, горно-геологических условий.

672. Устранение неисправностей на действующей скважине при возникновении опасной или аварийной ситуации производится в соответствии с ПЛА.

673. Станция управления газлифтной скважины устанавливается с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра, на безопасном расстоянии от устья в укрытии или помещении, надежно укрепляется и заземляется. Температура эксплуатации обеспечивается в соответствии с проектом и документацией изготовителя.

Трубопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, прокладываются на эстакадах.

674. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в соответствии с проектом в порядке, утвержденном техническим руководителем организации.

675. Для обвязки скважины, оборудования, аппаратуры и трубопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации, применяются бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры. Тип, марка труб и технология сварки определяются в соответствии с характеристикой пластового флюида и условиями эксплуатации скважины.

676. Газораспределительные установки обеспечиваются устройствами индивидуального автоматического замера давления и расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

677. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе снижается до атмосферного, а подогрев этих участков осуществляется паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода. Указанные работы выполняются по наряду-допуску.

678. В процессе эксплуатации компрессорной станции газлифтной системы проводится:

1) ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры, предохранительных устройств и КИПиА, с записью результатов в журнале;

2) контроль работоспособности систем противоаварийной, противо-фонтанной и противопожарной защиты, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по графику, утвержденному техническим руководителем.

Глава 31. Эксплуатация скважин со штанговыми насосами

679. Перед вводом скважины в эксплуатацию выполняются требования и условия, указанные в пунктах 664, 665, 670-672 настоящих Требований, с учетом конкретных условий объекта нефтегазодобычи, конструкции штангового насоса и станка-качалки.

680. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и устройством для герметизации штока, в соответствии с проектом, схемой обвязки, документацией изготовителя.

681. Схема оборудования устья скважины предусматривает смену герметика полированного штока и замену манометров при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры, в соответствии с технологическим регламентом.

Для обслуживания станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

Станок-качалка устанавливается так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, фундамента и грунта.

682. Системы замера давления, дебита, технологических параметров пуска и остановки скважины обеспечивают выход на диспетчерский пункт с регистрацией на диаграмме в журнале, на электронных и бумажных носителях.

683. Оборудование станка-качалки обеспечивается устройствами заземления, защиты от молний, статического электричества в соответствии с проектом.

Заземляющие проводники в месте соединения с кондуктором устанавливаются на глубину не менее 0,5 м.

Применение для заземления стального каната не допускается. Заземляющие проводники устанавливаются с условием возможности внешнего осмотра наземного соединения.

Глава 32. Эксплуатация скважин

с центробежными, диафрагменными, винтовыми, погружными электрическими насосами

684. При эксплуатации скважины с применением центробежных, диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются условия, указанные в пунктах 665, 666, 670-672 настоящих Требований, требования по электробезопасности в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя, проектной документацией, технологическим регламентом.

685. Оборудование устья скважины обеспечивает герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность проведения глубинных исследований и ремонтных работ, безопасную эксплуатацию НГМ.

Проходное отверстие для электрического кабеля в устьевой арматуре имеет герметичное и безопасное уплотнение.

686. Электрический кабель прокладывается по эстакаде от станции управления или электрощита к устью скважины. Допускается прокладка кабеля на стойках-опорах с креплением из диэлектрического материала.

687. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на канатной подвеске и страхуется тросом, соответствующим максимальной динамической нагрузке и запасом прочности.

688. При свинчивании и развинчивании труб электрический кабель отводится и крепится на безопасном расстоянии от рабочего места.

689. Скорость безопасного спуска (подъема) погружного оборудования в скважину указывается в технологическом регламенте с учетом состояния и профиля ствола скважины.

690. Эксплуатационная колонна перед спуском погружного электро-насоса при смене насоса проверяется шаблоном.

691. Перед извлечением погружного электронасоса из скважины выполняются мероприятия по отключению электрического кабеля, снятию напряжения и установке таблички «Не включать! Работают люди».

При подъеме соблюдаются условия, исключающие опасность повреждения электрического кабеля и обеспечивающие его безопасное состояние.

Глава 33. Эксплуатация скважин с гидропоршневыми и

струйными насосами

692. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и струйных насосов перед началом работ выполняются условия и требования, указанные в пунктах 665, 666, 670-672 настоящих Требований и дополнительное обустройство в соответствии с проектом.

693. В помещении технологического блока обеспечивается:

1) постоянная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

2) температура в блоках не ниже 5 °C, уровень шума не более 80 ДБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

694. При использовании в качестве технологической жидкости углеводородной продукции предусматриваются системы контроля загазованности, противопожарной защиты и автоматического объемного газового пожаротушения.

695. Перед входом в помещение технологического блока выполняются требования по безопасности, а именно:

1) проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

2) включить освещение;

3) переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

696. При возникновении в блоке пожарной опасности персонал выводится из помещения, закрываются все двери, и включается система автоматического пожаротушения кнопкой, расположенной у входной двери.

697. Перед спуском пакера и внутрискважинного оборудования производится шаблонирование, промывка и опрессовка эксплуатационной колонны, совместно с оборудованием устья.

698. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого скважинного оборудования производится с применением лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

699. Монтаж и демонтаж лубрикатора производится по наряду-допуску с использованием грузоподъемного механизма при закрытой центральной задвижке с соблюдением требований технологического регламента.

700. Каждая нагнетательная линия оборудуется манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

701. Насосные установки оборудуются электроконтактными манометрами и предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана соединяется с приемной линией насоса и закрепляется.

702. Техническое состояние системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные технологическим регламентом.

703. Насосная установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях приема, нагнетания и перепуска рабочей жидкости насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

704. При остановке насоса давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.

705. Система замера давления, дебита скважин и технологических параметров работы насосов обеспечивается выходом на диспетчерский пункт с регистрирующими КИПиА.

Глава 34. Эксплуатация нагнетательных скважин

706. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие элементы) обеспечивает выполнение условий:

закачка рабочего агента в пласт при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме;

надежное разобщение пластов и объектов закачки;

производство исследований и выполнение мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта;

проведение ремонтных и аварийных работ.

707. Конструкция и состояние забойной части нагнетательных скважин предусматривает максимальную открытость фильтрующей поверхности пластов (пласта) при нагнетании агента для создания безопасных технологических условий и режима работы скважины.

708. Режим эксплуатации нагнетательных скважин определяется в технологическом регламенте и проекте.

709. Оборудование и обвязка устья нагнетательной скважины выбирается в зависимости от максимального прогнозируемого давления для объекта нагнетания, характеристики пластового флюида и нагнетательного агента на основании расчетов, выполненных при разработке проекта.

На оборудовании устья скважины предусматриваются основные и резервные дроссельные устройства с автоматическим и ручным управлением для регулирования давления и объема закачиваемого агента, КИПиА, обеспечивающие их безопасную замену без остановки технологического процесса.

710. Нагнетательные скважины, в зависимости от физико-химических свойств закачиваемого агента, оборудуются соответствующей компоновкой колонны насосно-компрессорных труб, пакерующим устройством и скважинным оборудованием, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия закачиваемого агента и пластового флюида.

Перед пуском скважины и закачкой агента в пласт оборудование устья, обсадная колонна, компоновка насосно-компрессорных труб с пакером, наземное оборудование и трубопроводы испытываются на герметичность, в соответствии с технологическим регламентом. Методы испытания и давление опрессовки указываются в проекте и технологическом регламенте.

711. В процессе эксплуатации НГМ ведется постоянное наблюдение за нагнетаемым давлением и объемом закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины с документальной регистрацией.

712. При закачке в пласты сточных вод и других коррозийно-агрессивных агентов, для защиты трубопроводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и другие мероприятия.

Характеристика и кондиция закачиваемого агента устанавливаются проектными решениями и условиями безопасности.

713. Эксплуатация скважин, где произошел аварийный прорыв газа по пласту или по межтрубному и заколонному пространству не допускается, производится остановка скважины по ПЛА. Дальнейшие работы выполняются по плану организации работ.

После устранения нарушений производится проверка технического состояния скважины. Дальнейшая эксплуатация производится при наличии разрешения технического руководителя организации.

714. Оборудование устья нагнетательной скважины, наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатируется в соответствии с проектом. При разработке учитывается состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное давление нагнетания.

715. Нагнетательный агент применяется при соответствии условиям токсикологической безопасности и отсутствия вредного воздействия на продуктивные пласты и окружающую среду.

716. При остановке скважины или отдельного оборудования, аппаратов, трубопроводов и при отрицательных температурах принимаются меры, исключающие замерзание и застывание жидкости, очистка и продувка безопасными методами с регистрацией выполненных работ в журнале.

Глава 35. Интенсификация скважин

717. Интенсификация скважин с целью повышения нефтегазоотдачи пластов проводится по проекту или плану организации работ.

718. Руководитель и исполнители работ, подготовительные, основные и заключительные работы, технологическая часть, спецификация и схемы размещения оборудования, перечень и количество используемых материалов и химических реагентов с указанием предельно-допустимой концентрации и класса опасности, меры безопасности указываются в проекте.

Схема оборудования устья с целью предупреждения неконтролируемых газонефтеводопроявлений
и открытых фонтанов разрабатывается с учетом используемого метода интенсификации пласта.

719. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичным устьевым оборудованием и обсадными колоннами, заколонными перетоками и межколонным давлением не допускается.

720. Оборудование, трубопроводная система от скважины и предохранительных устройств закрепляются и выводятся на безопасное расстояние, в соответствии со схемой обвязки и опрессовываются на давление, указанное в проекте или плане организации работ с составлением акта.

При гидравлических испытаниях персонал удаляется в безопасную зону или защитное укрытие.

На период обработки скважины и интенсификации притока устанавливается и обозначается опасная зона в радиусе не менее 50 м.

721. Процесс внутрипластового горения осуществляется в соответствии с проектом и технологическим регламентом.

722. В системе сбора продукции скважин предусматривается использование газообразных продуктов технологического процесса, меры по нейтрализации и утилизации продуктов горения без выброса вредных веществ в атмосферу. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе.

723. Устье скважины на период инициирования и процесса горения оборудуется фонтанной арматурой с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя, и герметизацию устья в период нагнетания воздуха. Оборудование скважины эксплуатируется в соответствии с температурным режимом процесса горения.

На территории скважины на период инициирования и процесса внутрипластового горения устанавливается опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.

Установка различного оборудования, емкостей, КИПиА, не предусмотренных проектом и схемой в пределах опасной зоны, не допускается.

724. Включение электронагревателя осуществляется только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.

Электронагреватель оснащается устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

725. При тепловой обработке пласта на линии подачи топлива парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого и при прекращении подачи воды.

Территория площадки скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, ограждается и обозначается предупредительными знаками.

726. Закачка теплоносителя в пласт проводится после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое значение для эксплуатационной колонны.

727. После тепловой обработки скважины проверяются трубопроводы, соединительные устройства и оборудование. Техническое состояние арматуры, защитное покрытие восстанавливают с целью предупреждения коррозии.

728. При обработке пласта горячими нефтепродуктами установка для подогрева располагается не ближе 25 м от емкости для хранения и закачки. На оборудовании и территории устанавливаются ограждения опасных участков и знаки безопасности.

729. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева и закачки нефтепродукта, имеет взрывозащищенное исполнение, указанное в проектной документации.

730. Емкость с горячим нефтепродуктом размещается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра. На месте работ устанавливается указатель направления ветра с освещением.

731. Забойные электронагреватели для обработки пласта имеют взрывозащищенное исполнение. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока проводится в электроцехе или оборудованном помещении.

Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой на скважине не допускается.

732. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем производится механизированным способом при герметизированном устье с использованием лубрикатора.

Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины закрывается.

Электрический кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаление людей на безопасное расстояние.

733. При термогазохимической обработке пласта с применением пороховых и взрывчатых материалов в проекте (плане) указываются дополнительные меры безопасности. Условия проведения подготовительных, основных и заключительных работ, хранения и транспортировки взрывчатых материалов выполняются по Требованиям промышленной безопасности при взрывных работах, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 01.01.01 года № 000.

734. При гидроразрыве пласта для обеспечения безопасного состояния обсадной колонны применяются пакерные устройства.

735. При проведении гидрокислотных разрывов пласта применяются ингибиторы коррозии.

От воздействия кислоты и вредных веществ персонал обеспечивается средствами индивидуальной защиты (далее – СИЗ), средствами индивидуальной защиты органов дыхания (далее – СИЗ ОД), средствами коллективной защиты (далее – СКЗ), ведется контроль вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

Глава 36. Общие требования к ремонту скважин

736. План организации работ по ремонту разрабатывается и утверждается организацией, являющейся исполнителем работ, работы проводятся в соответствии с АСС при опасности ГНВП или ОФ, наличии в пластовом флюиде сероводорода.

737. Для реконструкции скважин методом бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов, связанных с изменением конструкции и вскрытием новых продуктивных горизонтов разрабатывается проект.

738. В плане организации работ по ремонту или в проекте указываются сведения о состоянии скважины, условия эксплуатации, технические средства, технология работ и мероприятия безопасности, сроки, исполнители и руководители:

тип установки для ремонта скважины, комплектность и схема расположения с учетом производственной инфраструктуры, рельефа местности и направления ветра;

назначение, категория, глубина, период и условия эксплуатации, консервации, ликвидации скважины, причины вывода в ремонт и цель работы;

сведения о конструкции и износе обсадных колонн, испытании на прочность и герметичность;

данные о цементировании обсадных колонн, состоянии цементного кольца, наличия зон осложнений и аварийных участков ствола скважины;

пластовые, трубные, затрубные и межколонные давления и дата последнего замера;

состав и характеристика пластового флюида, дебит и газовый фактор;

схема, тип устьевого и противовыбросового оборудования;

сведения о внутрискважинном оборудовании;

перечень и последовательность планируемых производственных и технологических операций;

режимы и параметры технологических процессов;

тип, рабочий и запасной объем, параметры промывочной жидкости;

средства для обработки и дегазации промывочной жидкости;

мероприятия по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда и окружающей среды, предупреждению ГНВП и ОФ;

действия персонала в аварийной ситуации в соответствии с ПЛА.

739. При проведении ремонта и реконструкции скважин обеспечивается наличие и функционирование приборов и систем контроля, средств механизации, противоаварийной и противопожарной защиты, предусмотренных утвержденными планами, проектом, технологическим регламентом.

740. Монтаж, демонтаж, ремонт вышек, мачт, спускоподъемные операции проводят в светлое время суток, при скорости ветра менее 15 м/с, при отсутствии сильного снегопада, гололедицы, ливня, тумана при видимости более 50 м.

741. Передача скважин для реконструкции ремонта и приемка их после ремонта и реконструкции оформляется актами.

К ПОР прилагают расчет глушения скважины по методике, соответствующей особенностям скважины. Перед началом проведения подземного ремонта персонал под роспись знакомится с ПОР.

742. Перед началом ремонта проводится предварительный осмотр и проверка исправности комплекта оборудования, инструмента и приспособлений, погрузка, транспортировка, разгрузка и его размещение на устье скважины, установка вышки (мачты), мостков, стеллажей, рабочей площадки, транспортировка и укладка на мостках, стеллажах труб, штанг, насосов, осмотр каната и кронблока, оснастки талевого механизма и смазка его элементов, проверка состояния вышек, мачт, крепления оттяжек, ремонт лестниц, полов, мостков, стеллажей и так далее.

Ремонт скважин производится в соответствии с технологическим регламентом.

Глава 37. Подготовительные работы к ремонту скважин

743. Транспортировка установок, агрегатов, оборудования для ремонта скважин и строительно-монтажные работы производятся при выполнении условий:

1) наличие планов организации работ, утвержденных в установленном порядке;

2) проверки готовности трассы передвижения установок и наличии согласования с соответствующими организациями условий пересечения линий электропередач, железнодорожных путей, трубопроводов, других коммуникаций и объектов инфраструктуры объекта нефтегазодобычи;

3) назначение ответственных исполнителей (подрядчиков, субподрядчиков) с указанием их функций по выполнению требований безопасности.

Передвижение установок и монтаж оборудования на скважине проводится под руководством лица контроля, назначенного в установленном порядке.

Персонал, принимающий участие в транспортировке и монтаже оборудования, знакомится с трассой передвижения, опасными участками и мерами безопасности.

Не допускается передвижение и монтаж оборудования при неблагоприятных метеорологических условиях, ограничивающих видимость и безопасность работ, которые указываются в плане организации работ.

744. Перед ПРС на устье скважины устраивается рабочая площадка размером не менее 4х6 м при ремонте с вышкой и не менее 3х4 м при ремонте с мачтой.

745. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, устанавливается противовыбросовое оборудование, в состав которого входит превентор со срезающими плашками.

746. Территория площадки для производства работ планируется, освобождается от препятствий. Подземные коммуникации и территория обозначаются, устье и трубопроводы от скважины закрываются защитным футляром. Подъездные дороги прокладываются с учетом безопасности движения и производственных операций на территории объекта.

747. Требования к площадке:

пол площадки изготавливают из рифленого, просечного или сварного металлического листа толщиной не менее 4 мм;

пол площадки имеет надежные упоры и приспособления для крепления к подъемному агрегату;

площадка имеет устройства и емкость для сбора и слива жидкости, разливаемой на устье скважины и поступающей (вытекающей) из скважины (нефть, жидкость глушения);

площадку располагают с наветренной стороны по отношению к скважине с учетом господствующего направления ветра;

рабочая площадка оборудуется мостками и стеллажами:

ширина мостков не менее 1 м. При высоте мостков над уровнем земли более 0,5 м с них устраивают сходни.

Стеллажи обеспечивают возможность укладки труб и штанг без свисания их концов. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи оборудуют предохранительными стойками.