Требования промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений (стр. 2 )

95. Производственные помещения и площадки территории опасных объектов, где расположено оборудование, обеспечивают техническими и технологическими средствами для подвода пара, воды, воздуха, азота, реагентов для безопасной эксплуатации, обслуживания и ремонта оборудования, трубопроводов, резервуаров.

96. Трубопроводы и шланги прочно закрепляются на эстакады и стойки устройствами с контргайками.

97. Металлические предметы на площадки и полы производственных помещений и сооружений опускаются плавно, без ударов и искрообразования.

98. Не допускается использовать проезды, дороги, тротуары, площадки для складирования материалов.

99. Производственные помещения содержатся в чистоте и безопасном состоянии. Не допускается хранение в производственных помещениях не предусмотренного оборудования и материалов. Использованный обтирочный материал и отходы собираются в металлические контейнеры с крышками, установленные вне помещения и ежесменно удаляются в безопасные места с территории установки. Работник перед сдачей смены приводит в безопасное состояние рабочее место.

100. Материалы, оборудование для временного хранения размещаются в отведенных для этой цели помещениях и на площадках, согласованных с пожарной службой, в установленном количестве и при соблюдении безопасных правил хранения.

101. Смазочные материалы в производственных помещениях допускается хранить в количестве не более суточной потребности в металлической таре с закрытой крышкой.

Не допускается хранить в производственных помещениях легковоспламеняющиеся продукты и вредные вещества в объемах, не предусмотренных технологическим регламентом.

102. Полы производственных помещений имеют пожаробезопасное покрытие, уклон к канализационным колодцам и содержатся в исправном состоянии.

103. Окна, фрамуги или другие открывающиеся устройства в производственных помещениях открываются наружу и оборудуются легкоуправляемыми приспособлениями для их открывания и фиксации в требуемом положении. Не допускается установка решеток, не предусмотренных проектом.

104. На территории установки и в производственных помещениях, где возможны контакты работающих с вредными и агрессивными веществами (кислоты, щелочи и едкие реагенты), производится устройство крана для промывания с регулировкой подачи воды.

105. Не допускается сушить одежду, обувь в производственных помещениях, хранить горючие и другие материалы на поверхностях трубопроводов, аппаратов и приборов отопления.

106. На территории объектов, установок, резервуарных парков, сливо-наливных устройствах и в производственных помещениях проводятся мероприятия по безопасности:

1) проверка технического состояния и готовность противопожарного оборудования, систем пожаротушения, наличие рабочего давления воды, пара и реагентов в системах не реже одного раза в смену старшим оператором, руководителем смены;

2) наружный осмотр и проверка исправности действия вентиляционных установок перед началом каждой смены старшим оператором (руководителем смены);

3) осмотр и проверка исправности системы (пожарного) водоснабжения (колодцы, гидранты, задвижки, резервуары, емкости, насосные устройства и шланги), установок пожаротушения не реже двух раз в месяц назначенными работниками объекта и не реже одного раза в месяц руководителем объекта, совместно с представителями пожарной службы;

4) осмотр и проверка состояния КИПиА, автоматики и предохранительных устройств не реже одного раза в смену работником службы КИПиА и руководителем смены;

5) проверки руководителем объекта и другими работниками проводятся в соответствии с системой управления промышленной безопасности, охраной труда, действующей в организации, и должностными инструкциями.

Результаты всех проверок записываются в журнал под роспись с указанием сроков устранения нарушений.

107. На наружной стороне каждой двери взрывоопасного помещения размещается надпись с указанием пожаровзрывоопасности помещения, должности работника, обеспечивающего пожарную безопасность.

108. Для определения предельно-допустимых взрывных концентраций газовоздушных смесей во всех взрывоопасных помещениях состояние воздушной среды контролируется при помощи стационарных газоанализаторов-сигнализаторов. При загазованности помещения 20 % от нижнего предела взрываемости подается звуковой и световой сигналы по месту установки и на щит управления в операторную с автоматическим включением аварийной вентиляции.

109. Для определения ПДК, ПДВК в воздушной среде производственных помещений применяются стационарные и переносные газоанализаторы и газосигнализаторы. Результаты измерений регистрируются в журнале под роспись с указанием места, даты и времени проверки.

110. График отбора проб и проведения анализов утверждается техническим руководителем.

111. Содержание вредных веществ, паров и газов в воздухе рабочей зоны производственных помещений и площадок ограничивается ПДК и ПДВК (приложение 2 к настоящим Требованиям). При превышении вводится в действие ПЛА и работы выполняются с использованием средств индивидуальной и коллективной защиты.

112. Отбор проб горючих и газообразных продуктов, вредных веществ и реагентов производится при условии обеспечения герметичности в соответствии с требованиями технологического регламента. Отбор проб с наличием сероводорода, меркаптанов и вредных веществ производится в присутствии дублера.

113. Применение опасных и вредных веществ производится при условии выполнения требований безопасности, установленных изготовителем, проектной документацией.

114. Освещенность территории, площадок, дорог обеспечивается не ниже установленных норм, указанных в приложении 3 к настоящим Требованиям. Освещенность проверяется в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем организации, но не реже одного раза в год.

115. При производстве работ, где возможно образование взрывоопасной смеси газов и паров с воздухом, применяется искробезопасный инструмент, а режущий стальной инструмент обильно смазывается консистентными смазками.

116. Не допускается работать и находиться в пожаровзрывоопасных помещениях и на площадках в обуви со стальными гвоздями или подковками.

117. Интерьер и окраска производственных помещений, обозначение и окраска технологического оборудования производится в соответствии с проектом.

118. Производственные здания, сооружения, помещения, установки, склады обеспечиваются запасными выходами и пожарным инвентарем, согласно проекта.

119. Противопожарный инвентарь размещается в доступных местах в установленном проектом количестве с соблюдением правил его хранения и применения.

120. Не допускается загромождение и загрязнение дорог, подъездов, проездов, лестничных клеток, проходов и выходов из зданий, проходов к противопожарному оборудованию, средствам пожаротушения, связи и сигнализации.

121. Не допускается использование противопожарного инвентаря и оборудования, аварийных и газоспасательных средств для других целей, не связанных с их прямым назначением.

122. На рабочих местах около всех средств сигнализации и связи вывешиваются таблички с указанием порядка подачи аварийных сигналов, оповещения и вызова руководства объекта, аварийно - спасательной, пожарной и медицинской службы.

123. Отопление и вентиляция обеспечиваются в соответствии с проектом.

124. Для персонала объектов предусматриваются санитарно-бытовые помещения, в соответствии с проектом.

125. Условия обмена воздуха в бытовых помещениях и внутренние расчетные температуры обеспечиваются по установленным санитарным нормам, указываются в проектной документации и контролируются в соответствии с графиком.

126. Питание и отдых персонала производится в отдельном помещении, оборудованном в соответствии с проектом.

127. Для оказания помощи на объекте предусматриваются оборудованные медпункты, в зависимости от численности производственного персонала и расположения объекта, в соответствии с санитарными нормами.

Медпункты обеспечиваются связью, дежурным медицинским персоналом и транспортом.

128. Производственные объекты и жилищно-бытовые помещения комплектуются аптечками с набором медикаментов, материалов для оказания первой доврачебной медицинской помощи.

129. При ожогах, травмах отравлениях или других повреждениях здоровья, работник установки сообщает об этом руководству объекта, в медпункт и аварийно-спасательную службу, производится оказание помощи пострадавшему.

Номера телефонов экстренных служб вывешиваются на видном месте.

Раздел 4. Обустройство устья и эксплуатация скважин

Подраздел 1. Устьевая площадка

130. Обустройство устьевой площадки скважин производится по проекту.

Тип и схема оборудования устья указывается в проекте обустройства и разработки месторождения для каждой скважины в соответствии с её назначением, нормами отвода земли для нефтяных и газовых скважин.

Минимальные безопасные расстояния размещения объектов обустройства указаны в приложении 4 к настоящим Требованиям.

131. Монтаж оборудования устья, фонтанной и запорной арматуры манифольда, наземных установок для замера, сепарации и подготовки продукции скважин, трубопроводов, производится с учетом состава пластового флюида, инфраструктуры месторождения, рельефа местности, транспортных и трубопроводных коммуникаций, границы селитебной территории, охранной и санитарно-защитной зоны, преобладающего направления ветра и требованиями по безопасному обслуживанию, тестированию и эксплуатации объектов.

132. После окончания монтажных работ на устьевой площадке производится испытание и опрессовка оборудования устья, наземного комплекса для добычи и учета продукции скважин, проверка технического состояния с составлением акта приемки и схемы с указанием всех размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам.

Для участия в проверке привлекаются работники аварийно-спасательной противофонтанной службы.

133. Оборудование устья, трубопроводов, установок замера и сепарации продукции скважин обеспечивают полную герметичность и возможность безопасного отключения скважины в аварийной ситуации, устойчивость от воздействия опасных и вредных веществ на проектируемый период эксплуатации, в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

Проверка технического состояния и осмотр производится по графику, утвержденному техническим руководителем организации с регистрацией в журнале.

134. В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины при обустройстве и разработке месторождения предусматриваются:

1) оборудование устья скважины по принятой схеме;

2) приустьевая площадка с твердым покрытием и уклоном для стока и сбора технологической жидкости;

3) площадки для установки ремонтного агрегата, приемных мостков, емкостей и другого оборудования;

4) места для крепления оттяжек вышки и фонтанной арматуры;

5) фундаменты под станок-качалку, крепление арматуры и трубопроводов;

6) площадки для станций управления скважиной и наземного комплекса учета и сепарации продукции скважины;

7) площадки для электрических установок и оборудования;

8) система сбора технологической жидкости с лотками, поддонами, дренажной емкости;

9) устройство для запуска внутритрубных устройств очистки и диагностики состояния трубопроводов;

10) устройство для ввода ингибиторов и других реагентов;

11) устройство для мониторинга окружающей среды;

12) блоки для закачки воды и газа;

13) устройство для защиты от молний и статического электричества;

14) ограждения и укрытия.

135. Техническая характеристика оборудования устья предусматривается с учетом превышения не менее чем на 10 % максимального давления для глушения скважины, возможного изменения температурного режима и условий эксплуатации, коррозионного воздействия пластового флюида, очистки от отложений гидратов и парафина.

136. Обустройство устьевой площадки и других объектов в опасной зоне производится с учетом классификации по взрывопожарной и пожарной опасности, указанной в приложении 5 к настоящим Требованиям.

137. Регулирующая арматура (дроссели) и запорная арматура обеспечиваются устройствами ручного и автоматического управления, в соответствии с технической документацией изготовителя, проектной документацией и обеспечивает возможность безопасной замены КИПиА без остановки скважины и наземного оборудования.

138. Фонтанные скважины с большим дебитом, высоким давлением, наличием сероводорода и вредных веществ оснащаются внутрискважинным оборудованием, обеспечивающим безопасную остановку и закрытие скважины (клапан-отсекатель, циркуляционный клапан).

На выкидных линиях газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах устанавливается автоматический клапан - отсекатель.

При эксплуатации скважины производится проверка исправности клапанов - отсекателей по утвержденному графику с регистрацией в журнале.

139. Станция управления газлифтной скважиной устанавливается на безопасном расстоянии от устья, в соответствии с проектом и документацией изготовителя оборудования.

140. Оборудование устья, станок - качалка, наземное оборудование, трубопроводы, коммуникации, электропривод и пусковые устройства окрашиваются, ограждаются и обеспечиваются знаками безопасности в соответствии с проектом.

141. Оборудование устья, трубопроводы и коммуникации нагнетательной скважины соответствуют максимальному давлению и обеспечивают безопасность технологического процесса.

142. При кустовом размещении скважин устьевая площадка проектируется с учетом безопасного обслуживания и подъезда технологического транспорта, механизации грузоподъемных работ.

143. Газоопасные и грузоподъемные работы на устьевой площадке и в опасной зоне выполняются по наряду-допуску.

Подраздел 2. Испытание и освоение скважин

144. Испытание и освоение скважины проводятся после оборудования устья по утвержденной схеме, компоновки внутрискважинного оборудования с колонной насосно-компресорных труб, монтажа и опрессовки наземного оборудования, в соответствии с проектом и планом проведения работ.

После окончания подготовительных работ проводится проверка готовности скважины с составлением акта для получения разрешения на испытание. В состав комиссии включаются работники организаций, проводящих работы, представители заказчика, аварийно-спасательной противофонтанной службы.

145. В случаях установления негерметичности устья, эксплуатационной и промежуточных колонн, наличия межпластовых перетоков и межколонного давления, несоответствия интервалов цементирования принимаются меры по устранению дефектов до начала работ.

146. Перед перфорацией и вызовом притока выполняются мероприятия, по предотвращению неконтролируемых газонефтеводопроявлений
и открытых фонтанов, составляется акт готовности скважины к перфорации и выдача письменного разрешения руководителем работ, представителями заказчика, аварийно-спасательной противофонтанной службы.

147. В комплексе работ по испытанию и освоению скважин ведется учет и сбор пластового флюида (нефть, конденсат, вода) в емкости.

При наличии сероводорода и других вредных и опасных компонентов проводится их нейтрализация с утилизацией отходов.

148. В ПЛА при испытании и освоении скважин предусматриваются мероприятия и безопасные действия персонала в случае возникновения опасных и аварийных ситуаций, связанных с технологией работ, возможной утечкой пластового флюида и отрицательного воздействия на окружающую среду, производственный персонал и население в опасной зоне.

149. В случае отклонения от проектных решений возможность проведения испытания и освоения определяется после дополнительных согласований с заказчиком, проектной организацией, аварийно-спасательной противофонтанной службой, при условии разработки и выполнения дополнительных мероприятий по промышленной безопасности, позволяющих обеспечивать надежное управление скважиной, включая её глушение и ликвидацию, безопасность персонала.

Подраздел 3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

150. 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 и Тебованиями промышленной безопасности.

151. 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 аварийно-спасательной противофонтанной службы.

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

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

154. 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.

155. Оборудование устья с устройством шахты производится по схемам, согласованным с аварийно-спасательной противофонтанной службой с учетом конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона.

156. 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.

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

158. 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.

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

160. 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.

161. 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.

162. 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.

163. 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.

Подраздел 4. Эксплуатация скважин со штанговыми насосами

164. Перед вводом скважины в эксплуатацию выполняются требования и условия, указанные в пунктах 150, 151, 155-157 настоящих Требований, с учетом конкретных условий объекта нефтегазодобычи, конструкции штангового насоса и станка-качалки.

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

166. 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.

167. 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.

168. 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.

Подраздел 5. Эксплуатация скважин с центробежными, диафрагменными, винтовыми, погружными электрическими насосами

169. При эксплуатации скважины с применением центробежных, диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются условия, указанные в пунктах 150, 151, 155-157 настоящих Требований, требования по электрической безопасности в соответствии с действующими требованиями, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, проектной документацией.

170. 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.

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

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

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

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

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

176. 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.

Подраздел 6. Эксплуатация скважин с гидропоршневыми и

струйными насосами

177. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и струйных насосов перед началом работ выполняются условия и требования, указанные в пунктах 150, 151, 155-157 настоящих Требований и дополнительное обустройство, в соответствии с проектом.

178. 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.

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

180. Перед входом в помещение технологического блока выполняются требования по безопасности:

1) проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

2) включить освещение;

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

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

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

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

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

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

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

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

188. 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.

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

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

Подраздел 7. Эксплуатация нагнетательных скважин

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

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

2) надежное разобщение пластов и объектов закачки;

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

4) проведение ремонтных и аварийных работ.

192. 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.

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

194. 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.

195. 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.

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

197. 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.

198. 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 с составлением акта. Дальнейшая эксплуатация производится при наличии разрешения технического руководителя организации.

199. 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.

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

201. 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.

Подраздел 8. Исследование скважин

202. Периодичность и объем исследований скважин устанавливаются на основании технологических регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения и указывается в комплексном плане (графике) эксплуатации НГМ.

203. В соответствии с планом работ проводится проверка технического состояния исследовательского оборудования и аппаратуры, опрессовка лубрикатора до и после установки на устье на максимальное давление при исследовании с учетом запаса прочности, по результатам составляются соответствующие акты и проводится исследование скважины.

204. Исследование скважин с наличием сероводорода и опасных факторов производится после выполнения мероприятий безопасности, предусмотренных в проекте или технологическом регламенте, проверки и составления акта готовности скважины, получения соответствующего разрешения.

205. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительные приборы и устройства, позволяющие безопасно отбирать пробы добываемой продукции, спускать глубинные приборы в скважину, измерять и регистрировать дебиты пластового флюида, давления на устье и забое, положение динамического уровня в скважине и другие параметры.

206. Исследование скважин, не оборудованных техническими средствами безопасного отбора проб, замера дебита и других параметров не допускается.

207. Контрольно-измерительные приборы и устройства для исследования технологических параметров проходят метрологическую поверку и калибровку, в соответствии с требованиями технической документацией изготовителя.

Подраздел 9. Интенсификация скважин

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

209. 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 (плане).

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

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

211. 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.

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

213. 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.

214. 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.

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

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

216. 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.

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

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