Требования промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли (стр. 8 )

748. Размещение установок, оборудования, вспомогательных объектов производится по утвержденной схеме.

Помещения для персонала располагаются в безопасной зоне от устья скважины на расстоянии на 10 м больше высоты вышки.

Схема расположения подземных и наземных коммуникаций утверждается маркшейдерской службой нефтегазодобывающей организацией, выдается исполнителю до начала подготовительных и ремонтных работ.

Вышки агрегатов устанавливаются на безопасном расстоянии не менее высоты вышки охранной зоны линии электропередачи напряжением до 1 кВ - 2 м; 1-20 кВ - 10 м; 20-35 кВ – 15м; 35-110 кВ - 20 м; 110-220 кВ – 25 м; 220-500 кВ – 30 м, 500-750 кВ – 40 м.

749 Установки и оборудование устанавливаются на основания или фундаменты, выполненные в соответствии с руководством по эксплуатации изготовителя, исключающие опасность перемещения, воздействия вибрации.

750. Безопасность передвижения транспортных средств на территории объекта соответствует установленным требованиям, маршрутам и контролируется руководителем работ. Скорость движения транспортных средств не более 10 км/час. На территории и площадках указываются места сбора и маршрут эвакуации персонала и транспортных средств при возникновении опасных ситуаций.

751. Растяжки вышки устанавливают в соответствии с руководством по эксплуатации без повреждений каната. Крепление растяжек производится с использованием коушей и учетом максимальной рабочей и ветровой нагрузки в соответствии с документацией изготовителя.

752. Нагнетательные линии устанавливаются с использованием герметичных соединений и опрессовкой на максимальное рабочее давление, с коэффициентом безопасности 1,5 и составлением акта.

753. Промывочный шланг застрахован стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1 - 1,5 м по длине шланга. Концы каната крепятся к фланцам шланга и конструкции вышки. Для предупреждения разрыва шланга и предельного давления на насосном агрегате устанавливается предохранительный клапан на давление менее допустимого на шланг на 25 %.

Соединительные элементы крепятся контргайками или штифтами.

754. Для обеспечения контролируемого долива скважины устанавливается емкость с уровнемером, соединенная с насосом и устьем, имеющая градуировку.

755. Для освещения рабочих мест и территории применяются светильники во взрывозащищенном исполнении в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и санитарными нормами.

756. Воздушные и кабельные электрические линии, трансформаторы и распределительные устройства, электрические установки и оборудование, диэлектрические средства устанавливаются и эксплуатируются в соответствии с требованиями электробезопасности и документацией изготовителя. Трасса подземной прокладки кабелей обозначается знаками безопасности, устанавливаемыми на границе опасной зоны, в местах пересечения дорог и коммуникаций.

757. Работы в охранной зоне электрических линий, нефтегазопроводов и взрывопожароопасных объектов проводятся по наряду-допуску.

758. Установка и наземное оборудование, связанное с подачей электроэнергии, использованием электрооборудования обеспечивается заземлением и молниезащитой в соответствии с документацией изготовителя.

759. Для работы на установке, персонал допускается при наличии СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ.

760. До монтажа оборудования, в соответствии планом организации работ производится остановка скважины и составляется акт. Плотность и количество промывочной жидкости, методика задавки определяются и указываются в плане организации работ.

761. На кустовых площадках работы на скважине производятся после отключения и снятия избыточного давления в нефтегазопроводах с установкой заглушек от замерного устройства и скважин, расположенных в опасной зоне с регистрацией в журнале и наряде-допуске. В местах отключения устанавливаются предупредительные надписи и знаки безопасности.

762. При работе на кустовых площадках скважин, оборудованных электрическими насосами, электрокабели, находящиеся в опасной зоне отключаются, снимаются с эстакад и закрываются футляром, обеспечивающим сохранность изоляции и безопасность.

763. Для ввода в действие установки и оборудования проводится проверка комплектности, соответствие требованиям безопасности с составлением акта готовности и пусковой документации.

Глава 38. Основные требования к оборудованию

по ремонту и реконструкции скважин

764. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка соответствует максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

Расположение установок, оборудования, вспомогательных объектов соответствует утвержденной схеме. Помещения для персонала располагаются в безопасной зоне от устья скважины на расстоянии не менее высоты мачты (вышки) плюс 10 м.

Схема расположения подземных и наземных коммуникаций утверждается маркшейдерской службой организации-заказчика и выдается исполнителю работ до начала подготовительных и ремонтных работ.

Установка, агрегаты и оборудование, используемые во взрывопожароопасных зонах, применяются во взрывозащищенном исполнении, оснащаются аварийной световой и звуковой сигнализацией, рабочим и аварийным освещением.

На вышке и грузоподъемном механизме устанавливаются металлические таблички изготовителя с указанием типа, грузоподъемности, номера, даты изготовления, срока проверки (освидетельствования).

Установка комплектуется технической и эксплуатационной документацией.

Высота рабочей площадки передвижных установок, предназначенных для ремонта скважин, обеспечивает безопасную установку противовыбросового оборудования на устье скважины.

Грузоподъемность подъемной установки, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка определяется в соответствии с максимальными нагрузками, ожидаемыми в процессе ремонта, с учетом коэффициентов запаса прочности.

Устройства управления спускоподъемными операциями агрегата для ремонта скважин находятся на пульте, оснащенном контрольно-измерительными приборами, расположенном на безопасном месте и обеспечивающем видимость вышки, мачты, устья скважины, лебедки и механизмов, установленных на агрегате.

Установка центрируется относительно устья скважины в соответствии с руководством по эксплуатации.

765. Установка комплектуется средствами безопасности, блокировки и механизации труда:

лебедка обеспечивается ограничителем грузоподъемности на крюке;

агрегат оснащается автоматическим ограничителем высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противозатаскиватель талевого блока под кронблок);

устройство для установки контроля положения платформы агрегата в горизонтальном состоянии;

устройство для фиксации талевого блока и защиты вышки от повреждений при транспортировке;

система подъема вышки с дистанционным управлением и обеспечение безопасности при отказе элементов системы;

тормозная система;

устройства защиты от молний, заземление и диэлектрические средства;

блокировочное устройство аварийного отключения двигателя, искрогасители;

электрическое устройство, трансформатор, выпрямитель постоянного тока для зарядки аккумуляторов и аварийного освещения;

ограждения, лестница для безопасного подъема и спуска верхового рабочего, устройство для аварийной эвакуации;

гидравлические опорные домкраты с механическими фиксаторами и фундаментными балками;

кронблочный ролик под канат вспомогательной лебедки, ролики под канат подвески машинных ключей и устройство для подвески гидравлического ключа;

звуковая и визуальная сигнализация выдвижения и посадки секции мачты;

устройство для осушки воздуха;

гидравлический индикатор веса, манометры, приборы контроля двигателя;

освещение. Выполняется светильниками во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающими освещенность ротора - 100 лк, лебедки – 75 лк, талевого блока – 30 лк, приемных мостков – 10 лк. Освещенность рабочих мест и территории ремонтируемой скважины соответствует требованиям санитарных норм и Требований промышленной безопасности;

укрытие рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверьми с каждой стороны платформы и двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки;

приспособление на мачте агрегата для подвешивания ролика кабеля;

устройство вертикальной установки труб с комплектом оборудования и инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами диаметром 60, 73, 89 мм и насосными штангами диаметром 19, 22, 25 мм при установке их за «палец» балкона;

механизмы свинчивания и развинчивания труб и штанг, приспособления, обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ на скважинах;

стальные канаты, применяемые в качестве оснастки агрегатов по ремонту скважин, отвечают требованиям при эксплуатации грузоподъемных кранов и имеют сертификат или копию сертификата предприятия-изготовителя канатов, свидетельство об их испытании, в соответствии с ГОСТ 3241 и ГОСТ 18899.

При получении канатов, не имеющих сертификата, их подвергают испытанию, в соответствии с указанными стандартами.

Канаты, не имеющие сертификата предприятия-изготовителя или свидетельства об испытании, к применению не допускается.

766. Ходовой конец талевого каната крепится на барабане лебедки с помощью приспособления, исключающего деформацию и износ каната в месте крепления. На барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока находится не менее трех витков каната.

767. Коэффициент запаса прочности талевого каната (отношение разрывного усилия каната к силе натяжения ходового конца талевого каната) не менее двух.

768. За состоянием каната устанавливается контроль. Частота контрольных осмотров зависит от характера условий работы и определяется техническим руководителем, в соответствии с техническим состоянием каната.

769. Применять срощенные канаты для оснастки талевой системы агрегатов для ПРС, для подъема вышек и мачт, изготовления растяжек, грузоподъемных стропов, удерживающих рабочих и использование их в качестве страховых канатов не допускается.

770. Резка талевых канатов с использованием электросварки не допускается.

771. Неподвижный конец талевого каната закрепляется на устройстве надежно соединенным с металлоконструкциями платформы агрегата.

772. Насосы установки обеспечиваются запорными и предохранительными устройствами, приборами для регулирования параметров технологического процесса с контролем на пульте управления.

773. Тюбинговые установки с гибкими трубами оснащаются:

ограничителями грузоподъемности;

системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при спуско-подъемных операциях;

системой контроля движения труб;

приборами контроля и регистрации давления при прокачивании через гибкую трубу жидкостей в процессе технологических операций;

комплектом устройств на устье скважины для спуска труб под давлением.

774. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация тюбинговых установок производится в соответствии с руководством по эксплуатации изготовителя, технологическим регламентом.

775. Оборудование для ремонта скважин с использованием канатной техники комплектуется лебедкой с приводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в установленных диапазонах скоростей и допустимой нагрузкой на канат.

776. Вырезающие устройства для забуривания новых стволов из обсаженных скважин применяются в соответствии с проектом и технологическим регламентом.

Глава 39. Глушение скважин

777. Перед началом ремонтных работ (замены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования), связанных с разгерметизацией устья, при необходимости скважину глушат. Время отстоя после глушения не менее 1 часа.

778. Скважину глушат после подписания акта о приеме скважины в ремонт при наличии утвержденного ПОР.

779. Перед глушением наземное оборудование снабжают трубопроводами для глушения скважины длиной не менее 25 м. Трубопроводы оборудуют обратными клапанами и устройствами для подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры. Трубопроводы и арматуру на устье скважины опрессовывают водой давлением в 1,5 раза больше ожидаемого максимального давления. Нагнетательные линии монтируются из труб с быстросъемными соединениями.

Промывочный шланг установки страхуется стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1-1,5 м по всей длине шланга. Концы каната крепятся к ответным фланцам шланга. Для предупреждения разрыва шланга установить на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25 %.

Болтовые соединения исключают возможность самопроизвольного раскрепления.

780. Перед глушением скважины предусматривается запас жидкости глушения необходимых параметров в объеме, равном двум объемам ремонтируемой скважины. Запас хранят на скважине или в непосредственной близости для оперативного подключения к трубопроводу глушения.

781. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газо-, нефте-, водопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

782. Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления, превышающего пластовое давление на величину:

10 – 15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервал от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см 2 (1,5 МПа);

5 – 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервал от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см 2 (2,5 МПа);

4 – 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервал от 2500 до проектной глубины), но не более 35 кгс/см 2 (3,5 МПа).

783. При глушении скважины создают гидростатическое динамическое давление (при вытеснении нефти из скважины жидкостью глушения), не превышающее давления гидроразрыва пласта или давления поглощения жидкости пластом.

784. Скважины, через которые добывают углеводороды, содержащие сероводород, глушат жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

785. Проведение ПРС без глушения допускается на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.

786. После проведения глушения устье скважины оснащают противовыбросовым оборудованием, в соответствии с утвержденной в ПОР схемой, обеспечивающей контроль и управление скважинами при ПРС и в аварийных ситуациях с учетом геолого-технических условий бурения и эксплуатации на месторождении.

787. Схему установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывает организация.

788. После установки противовыбросового оборудования его опрессовывают водой давлением, равным максимально ожидаемому, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовку противовыбросового оборудования проводят с учетом технического состояния эксплуатационной колонны, состава пластового флюида (газового фактора) и паспорта оборудования в присутствии представителя АСС.

789. При появлении признаков нефтегазопроявлений ПРС прекращают, скважину повторно глушат. Возобновление работ разрешает технический руководитель организации.

790. При перерывах в работе по ПРС устье скважины надежно закрывают (герметизируют).

791. Для предотвращения и ликвидации возможных газо-нефте-водопроявлений устанавливают блок долива жидкости глушения и обвязывают его с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважин). Подъем труб из скважины проводят с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливную емкость оборудуют уровнемером с градуировкой.

792. Перед демонтажом устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространстве уменьшают (стравливают) до атмосферного.

793. Разборку устьевой арматуры проводят после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки в ней постоянства уровня жидкости. В ПОР указывают продолжительность времени технологического простоя, после разборки устьевой арматуры, для проверки отсутствия притока жидкости из скважины.

794. Персонал бригады ведет постоянный контроль признаков обнаружения газо-нефте-водопроявлений и производит герметизацию устья скважины, в соответствии с технологическим регламентом.

795. Для герметизации трубного пространства на мостках находится компоновка трубы с переводником, шаровым краном, обратным клапаном или аварийной задвижкой в открытом состоянии, опрессованная на установленное давление и окрашенная в красный цвет.

796. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, перед ПРС останавливают, стравливают давление до атмосферного и в течение не менее трех часов проверяют скважину на отсутствие притока через клапан-отсекатель или через другие каналы.

797. Работы по ревизии клапана-отсекателя выполняют в соответствии с рекомендациями завода изготовителя и промысловыми заявками.

Глава 40. Спуско-подъемные операции при ремонте скважин

798. Пульт управления спуско-подъемными операциями подъемного агрегата для ремонта скважин располагается в безопасном месте, с которого хорошо видны: мачта, вышка, устье скважины, лебедка и другие механизмы, установленные на агрегате и рабочей площадке.

799. Не допускается без индикации (индикатора) веса и давления поднимать из скважины или спускать в скважину насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ), вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. Исправность индикатора веса манометра проверяется перед началом ПРС.

Не допускается проведение спуско-подъемных операций при:

1) неисправном оборудовании и инструменте, контрольно-измерительных приборов (пишущий прибор, манометры и так далее);

2) не полном составе вахты;

3) скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде;

4) нефтегазоводопроявлении;

5) отсутствии ПОР.

800. Во время спускоподъемных операций при обнаружении газо-нефте-водопроявлений бригада ПРС повторно глушит скважину и далее действует в соответствии с ПОР. При невозможности повторного глушения устье скважины герметизируют и далее действуют по плану ликвидации аварий.

801. Для предотвращения и ликвидации возможных нефте-газо-водопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время спуско-подъемных операций постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование.

802. Перед спуском НКТ в скважину каждую трубу шаблонируют. Перед свинчиванием труб резьбу очищают металлической щеткой и покрывают защитным слоем, предусмотренным ПОР (графитовые смазки, сурик, специальный герметик и тому подобные).

803. Осуществляется контролируемый долив в скважины с обеспечением уровня промывочной жидкости на устье скважины, по графику с записью в журнале.

804. До начала работ обеспечивается наличие рабочего объема промывочной жидкости и запасного не менее двух объемов скважины с параметрами, соответствующими геолого-техническим условиям и регулярным контролем согласно плана организации работ.

805. НКТ свинчивают на всю резьбовую часть трубы и крепят плотно до упора.

806. Перед началом ПРС на скважине со станком-качалкой освобождают проход для талевого блока с крюком от кронблока до устья скважины. Для этого головку балансира станка-качалки откидывают назад или отводят в сторону (в зависимости от конструкции).

807. Откидывание, отвод в сторону и возврат головки балансира в рабочее положение, снятие и надевание канатной подвески проводят при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.

808. При больших габаритах талевого блока или вертлюга, во избежание задевания ими за балансир станка-качалки при спуско-подъемных операциях отсоединить шатун от кривошипа и поставить балансир с повернутой или откинутой головкой в крайнее верхнее положение. При этом канатная подвеска сальникового (полированного) штока отводится в сторону и закрепляется за стойку станка-качалки, чтобы она не раскачивалась на весу и не мешала бригаде при оснастке, смене каната и при ремонтных работах.

809. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки.

810. Барабан с кабелем погружного электроцентробежного насоса находится в зоне видимости с пульта управления подъемного агрегата и с рабочей площадки.

811. Размотка и намотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, механизируются. Витки кабеля укладываются на барабан правильными рядами.

812. Скорость подъема и спуска НКТ определяет лицо контроля во время работы в зависимости от веса, технического состояния НКТ, от скорости долива жидкости глушения в скважину, излива жидкости из скважины, скорости ветра.

813. При подъеме НКТ замеряют общую длину НКТ и количество поднятых труб. При спуске НКТ замеряют глубину спуска НКТ и количество спущенных труб, данные замеров заносятся в журнал «Мера труб». В журнале по форме, утвержденной техническим руководителем организации, указываются диаметр, толщина стенки и длина каждой трубы.

814. Во избежание задевания торцов муфт за внутреннюю стенку эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков пользуются направляющими воронками.

Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них осматривают, очищают резьбу металлической щеткой и смазывают графитовой смазкой.

815. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из разных марок стали. Штанги укладываются на мостках и спускаются в скважину, в соответствии с утвержденной компоновкой в ПОР на ПРС.

816. При спуске ступенчатой колонны штанг соблюдаются указания ПОР.

817. Штанги, спускаемые в скважину, замеряют, данные замеров заносятся в журнал «Мера штанг» по форме, утвержденной техническим руководителем организации, в журнале указывают диаметр, длину, марку стали каждой спущенной штанги.

818. Дефектные трубы и штанги отбраковываются и до окончания ремонта удаляются с мостков.

819. Выброс на мостки и подъем с них насосно-компрессорных труб диаметром более 51 мм допускается проводить двухтрубками, если длина каждой из них не превышает 16 м, а спускоподъемное сооружение имеет высоту не менее 22 м и ворота вышек допускают свободный проход труб. При подъеме и спуске труб двухтрубками крепится средняя муфта.

820. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску НКТ устье скважины герметизируется (закрывается).

821. При ремонте скважин, оборудованных вышкой или мачтой, ходовой конец талевого каната проходит через оттяжной ролик, при этом канат не касается элементов вышки или мачты, не пересекает мостки и рабочую площадку; оттяжной ролик крепится к рамному брусу вышки или мачты, отдельному фундаменту или специальному приспособлению и имеет металлическое ограждение. Применение канатных петель для крепления оттяжных роликов не допускается.

822. При спуско-подъемных операциях на мостках устанавливают специальный лоток для предохранения резьбы от повреждения.

823. Перед спуско-подъемными операциями проверяется исправность и надежность действия тормозной системы.

824. Подъемный крюк имеет стопорный болт и исправный безопасный автоматический затвор, предотвращающий соскакивание штропов с крюка.

825. Спуск на мостки и подъем труб с мостков выполняется плавно и на скоростях, не превышающих допустимые. Рабочий, работающий на тормозе лебедки, стоит в стороне от линии движения тормозной рукоятки, чтобы не получить от нее удара.

826. При подтаскивании трубы с мостков к устью скважины, во избежание травмирования рук, направлять и удерживать руками ее нижний конец.

827. Не допускается находиться на пути или вблизи подтаскиваемой трубы.

828. Шпильки в проушины элеватора закладываются очень тщательно.

829. Чтобы в процессе спуско-подъемной операции штропы не выскочили из проушин, они привязываются к штропам петлей, а шпильки, спайдер, гидравлический ключ имеют фиксацию их положения.

830. В соответствии с техническими требованиями и утвержденным технологическим регламентом штропы, крюк, элеваторы, шкивы блоков и другие исследуют ультразвуковым дефектоскопом для выявления возникших скрытых раковин, трещин и других дефектов.

831. Вспомогательное оборудование – спайдер, гидравлический ключ и другие фиксируются от произвольного включения во время работ.

Глава 41. Основные требования безопасности при ремонте скважин

832. Производственные операции по ремонту скважины выполняются при условии соблюдения Требований промышленной безопасности при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 01.01.01 года № 000. При выдаче задания производится инструктаж персонала с регистрацией в журнале.

При опасности загазованности воздуха рабочей зоны работы по ремонту скважины выполняются по наряду-допуску.

833. Перед началом ремонта, согласно плана организации работ производится остановка скважины в соответствии с технологическим регламентом для исключения опасности ГНВП и ОФ.

Для скважин с наличием в пластовом флюиде сероводорода применяется промывочная жидкость, обработанная ингибитором и нейтрализатором сероводорода.

После остановки и задавки скважина выдерживается 8-24 часа, в зависимости от глубины и характеристики пласта для проверки поступления флюида из продуктивного пласта и признаков ГНВП.

834. Перед разборкой устьевой арматуры давление в трубном и затрубном пространствах снижается до атмосферного и контролируется отсутствие поступления пластового флюида в скважину. Продолжительность определяется временем обнаружения признаков ГНВП при проведении производственных операций и указывается в плане организации работ.

835. При проведении ремонта в скважинах с возможным ГНВП устье оборудуется противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с оформлением соответствующей документации.

836. Условия безопасной эксплуатации установки, выполнения работ и спуско-подъемных операций регламентируются в соответствии с документацией изготовителя, Требованиями промышленной безопасности.

837. Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек в ночное время, при ветре со скоростью более 8 м/с, при грозе, сильном снегопаде, гололедице, ливне, тумане с видимостью менее 100 м не допускаются.

838. При перерывах в работе, независимо от продолжительности, устье скважины герметизируется.

839. При обнаружении признаков ГНВП устье скважины и трубы герметизируют, персонал выполняет действия в соответствии с ПЛА, по указанию руководителя работ.

840. Перед ремонтом скважины, оборудованной электронасосом, отключается электроснабжение с установкой предупреждающих знаков безопасности.

Укладка кабеля на барабан, установленного в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины производится механизированным способом. Кабель укладываются на барабан без перепуска.

Барабан с кабелем погружного электронасоса находится в зоне видимости с рабочей площадки. Не допускается нахождение работников между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса.

841. Применение канатной техники проводится при обеспечении Требований промышленной безопасности:

установка лебедки, подъемника на безопасном расстоянии при наличии страховочных устройств и блокировок;

проверка клапана-отсекателя и периодичность выполняются в соответствии с планом, технологическим регламентом, документацией изготовителя и технологическим регламентом с учетом ПЛА и регистрацией в журнале;

периодичность проверки лубрикаторов и противовыбросового оборудования устанавливается графиком, включая испытания на герметичность и дефектоскопию в соответствии с руководством по эксплуатации;

после извлечения ингибиторного, газлифтного, циркуляционного клапанов в посадочное место устанавливают съемные пробки. Проведение работ без установки пробок не допускается.

842. При ремонте скважин с использованием вышки машинные ключи подвешиваются на тросе через ролики, исключающие соприкосновение с талевой системой.

Промывочный шланг подвешивается на тросе, через ролик, прикрепленный к вышке.

843. На насосе промывочного агрегата устанавливается манометр и предохранительное устройство с отводом в емкость, закрепленное контргайками.

844. При промывке песчаных пробок в скважинах, в колонне труб устанавливается обратный клапан или шаровой кран и применяется промывочная жидкость с плотностью, исключающей опасность ГНВП.

При промывке и обработке скважин токсичными и агрессивными жидкостями работы проводятся по дополнительному плану организации работ, с применением соответствующих СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ.

Применение желонки для ликвидации песчаных пробок в скважинах с возможными ГНВП или наличием сероводорода не допускается.

845. Ремонтные работы на кустовой площадке проводятся в соответствии с технологическим регламентом, после выполнения мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию скважин.

846. Одновременное проведение работ на нескольких скважинах и порядок взаимодействия исполнителей регламентируется положением, утвержденным техническим руководителем организации.

Для проведения работ по ремонту, освоению и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте назначается руководитель, обеспечивающий координацию действий и производственный контроль.

Руководители работ немедленно оповещаются при возникновении опасной ситуации, признаков ГНВП, отклонения от технологического регламента.

Работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения опасной ситуации.

При ремонте механизированных скважин в кусте, рядом расположенная скважина останавливается согласно плана организации работ и указаниям руководителя объекта.

При ремонте или освоении скважин применяются экранирующие устройства, обеспечивающие защиту устьевого оборудования от механического повреждения с указанием в плане организации работ.

Конструкция защитного экранирующего устройства или ограждения исключает образование непроветриваемых зон и обеспечивает безопасный доступ для управления арматурой скважины.

При передаче газлифтной скважины в ремонт дополнительно составляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций скважин куста с указанием размеров и порядком отключения газонагнетательных скважин.

Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки передаваемой в ремонт газлифтной скважины производит служба эксплуатации.

Перед монтажом и демонтажом оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину и находящиеся в опасной зоне прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке снижается до атмосферного. После окончания монтажа и демонтажа подъемной установки скважины пускают в работу.

847. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну скважины очищают от отложений солей, смол, асфальтенов, парафина, продуктов коррозии и шаблонируют шаблоном с диаметром, соответствующим техническим требованиям.

848. В случае необходимости замеряют глубину искусственного забоя (отбивают искусственный забой), очищают искусственный забой.

849. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах с возможными газо-нефте-водопроявлениями не допускается.

850. В случае необходимости эксплуатационную колонну опрессовывают жидкостью глушения скважины давлением, равным давлению опрессовки при окончании бурения.

851. Спускают в скважину подземное оборудование (воронку на конце НКТ, газлифтные клапаны, муфты, глубинные насосы и тому подобные). Глубину спуска подземного оборудования замеряют, результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

852. Устанавливают технологические параметры работы скважины, указанные в ПОР на ПРС.

853. Замеряют дебит скважины, обводненность добываемой нефти, давление и температуру на устье. Результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

854. При проведении ремонтно-изоляционных работ не допускается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока и в интервале проницаемых непродуктивных пластов).

855. На период перфорации вокруг устья скважины устанавливается и обозначается опасная зона радиусом не менее 10 м.

856. Освоение скважин после завершения ремонтных работ производится в соответствии с планом организации работ.

При освоении и ремонте скважин выполняются мероприятия по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины.

Глава 42. Заключительные работы при ремонте скважин

857. После получения результатов замера параметров работы скважины, соответствующих плановым, утилизируют остатки технологической жидкости, вывозят технически неисправные НКТ, штанги, оборудование с устья скважины на ремонтные базы.

858. Установленное на скважине ремонтное оборудование демонтируют, снимают (трубопроводы глушения, емкости, мостки, стеллажи, рабочую площадку, подъемный агрегат и так далее) и перемещают на очередную скважину для проведения ПРС или на ремонтную базу для проведения профилактического ремонта.

859. Территорию у скважины очищают от возможных ремонтных отходов, планируют и выравнивают площадку.

860. Наземное оборудование на устье скважины очищают, окрашивают в соответствии с дизайном, применяемым на нефтегазопромысле.

861. Все выполненные заключительные работы перечисляют в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

Глава 43. Особенности подземного ремонта скважин

при кустовом расположении скважин

862. Подземный ремонт скважины, расположенный в кусте, проводят в соответствии с требованиями:

при ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседние скважины останавливаются и при необходимости глушатся.

ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины допускается при условии осуществления мероприятий, предусмотренных ПОР.

863. Допускается проведение ПРС с одновременным бурением другой скважины на кусте, одновременная работа двух бригад ПРС. Производитель работ оповещает всех участников работ на кусте о возникновении на скважине аварийной ситуации (признаки газо-нефте-водопроявлений, отклонение от технологического регламента и тому подобные). При этом работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения аварийной ситуации.

864. Организация разрабатывает ПОР по одновременному ведению работ на кусте. ПОР утверждается техническим руководителем организации.

865. При ПРС на газлифтных кустах перед расстановкой ремонтного оборудования нагнетание газа в скважину, ожидающую ремонт, в соседние скважины слева и справа от скважины, ожидающей ремонт, прекращают на период ремонта.

866. Не допускается установка ремонтного оборудования и спецтехники на действующих шлейфах, газопроводах.

Глава 44. Реконструкция скважин

867. Техническое и безопасное состояние бездействующих скважин с целью восстановления и реконструкции устанавливается нефтегазодобывающей организацией с привлечением представителей АСС, научно-исследовательских и проектных организаций.

868. Основанием для принятия решения о реконструкции скважины являются результаты предварительного исследования технического состояния, оценки надежности и безопасности используемой части ствола в процессе реконструкции и последующей эксплуатации, протокол комиссии.

869. Расконсервация, ремонтно-восстановительные работы и бурение новых стволов в аварийных, законсервированных и ликвидированных скважинах производится в соответствии с планом организации работ и проектной документацией, технологическим регламентом.