Требования промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений (стр. 6 )

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.