НАЙТИ ДОКУМЕНТ
Наказ № 45 від 29.01.2009Про скасування спеціальних санкцій, що застосовані до суб'єктів зовнішньоекономічної діяльності України
Текст документа по состоянию на 2 июля 2009 года
<< Назад |
<<< Главная страница
Стр. 12
робочій площадці (крім безпосередніх виконавців), на безпечну
відстань від устя свердловини - не менше ніж на 50 м;
г) установлення коду приладів підключення в положення
"вимкнуто";
ґ) підключення кабелю електромережі до трансформатора або
приладів керування;
д) подача електроенергії на прилади керування;
е) вмикання електроенергії на гірлянду з зарядом (виконується
лише за командою відповідального керівника робіт).
11.7.6. При використанні під час комбінованої обробки
привибійної зони свердловини порохових зарядів типу АДС-6 або
інших елементів гідравлічного розриву пласта повинні виконуватись
вимоги, що забезпечують збереження експлуатаційної колони.
11.8. Гідравлічний розрив пласта
11.8.1. Гідравлічний розрив пласта проводиться під
керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника за
планом, затвердженим підприємством.
11.8.2. Під час проведення гідророзриву пласта перебування
персоналу біля устя свердловини та нагнітальних трубопроводів
ближче ніж 20 м не дозволяється.
11.8.3. Місця встановлення агрегатів для гідророзриву пласта
повинні бути відповідним чином підготовлені і звільнені від
сторонніх предметів, які перешкоджають установленню агрегатів та
прокладенню комунікацій.
11.8.4. Агрегати для гідророзриву пластів повинні бути
встановлені на відстані не менше ніж 10 м від устя свердловини і
розташовані так, щоб відстань між ними була не менше ніж 1 м і
кабіни їх не були повернуті до устя свердловини.
11.8.5. Напірний колектор блоку маніфольдів повинен бути
обладнаний датчиками КВП, запобіжними клапанами та лінією скидання
рідини, а нагнітальні трубопроводи - зворотними клапанами.
11.8.6. Після обв'язки устя свердловини необхідно опресувати
нагнітальні трубопроводи на очікуваний тиск при гідравлічному
розриві пласта з коефіцієнтом запасу 1,5.
11.8.7. Для вимірювання і реєстрації тиску при гідророзриві
до гирлової арматури повинні бути під'єднані показуючий та
реєструвальний манометри, винесені на безпечну відстань.
11.8.8. Перед від'єднанням трубопроводів від устьової
арматури необхідно закрити крани на ній та знизити тиск у
трубопроводах до атмосферного.
11.8.9. Застосування пакерувальних пристроїв при
гідророзривах пласта обов'язкове, якщо тиск гідророзриву перевищує
допустимий для експлуатаційної колони.
11.8.10. При проведенні гідрокислотних розривів необхідно
застосовувати інгібітори корозії.
11.8.11. Працівники, які безпосередньо беруть участь у цих
роботах, повинні бути забезпечені локальним радіозв'язком для
синхронізації, узгодження та контролю робіт.
12. Капітальний і підземний ремонт свердловин
12.1. Роботи з капітального і підземного (поточного) ремонту
свердловини повинні проводитись за планом, затвердженим технічним
керівником підприємства.
У плані повинні передбачатись усі необхідні види робіт і
технічні засоби, що забезпечують безпеку і захист навколишнього
середовища під час їх виконання.
12.2. Передача свердловин для ремонту та приймання їх після
ремонту здійснюється за актом відповідно до порядку, установленого
на підприємстві.
12.3. Перед початком проведення робіт на свердловині бригада
повинна бути ознайомлена з ПЛАС та планом робіт, який повинен
містити відомості про конструкцію і стан свердловини, пластовий
тиск, внутрішньосвердловинне обладнання, перелік операцій, які
плануються, очікувані технологічні параметри при їх проведенні.
12.4. До встановлення підйомника на усті свердловина повинна
бути заглушена. Глушіння повинно проводитись розчином з густиною,
яка відповідає вимогам підпункту 3.3.3 пункту 3.3 глави 3
розділу V цих Правил. Глушінню підлягають усі свердловини з
пластовим тиском, що перевищує гідростатичний і свердловини, у
яких (відповідно до виконаних розрахунків) зберігаються умови
фонтанування або газонафтоводопроявів при пластових тисках нижчих
від гідростатичного.
Свердловини, у продукції яких міститься сірководень у
кількостях, що перевищує межі, установлені табл. 3 та 4 цих
Правил, повинні бути заглушені розчином, що містить нейтралізатор
сірководню.
Проведення поточних і капітальних ремонтів свердловин без їх
попереднього глушіння допускається на родовищах з
гірничо-геологічними умовами, що унеможливлюють самочинне
надходження пластового флюїду до устя свердловини. Перелік таких
родовищ (чи їх окремих ділянок), свердловин погоджується з
територіальним органом Держгірпромнагляду.
12.5. Розміщення агрегатів, обладнання, пристроїв і
облаштування площадок у зоні робіт здійснюється відповідно до
схеми і технічних регламентів, затверджених технічним керівником
підприємства.
12.6. Вантажопідйомність бурових вишок, щогл необхідно
вибирати з урахуванням максимального навантаження, очікуваного в
процесі ремонту, а також вітрового навантаження.
12.7. Агрегати для ремонту свердловин установлюються на
приустьовій площадці відповідно до інструкції з експлуатації
підприємства-виробника.
Підйомник для ремонту свердловини повинен відповідати таким
вимогам:
а) щогла підйомника повинна закріплюватись відтяжками зі
сталевого каната. Число, діаметр і місце кріплення відтяжок
повинні відповідати технічній документації агрегату;
б) у трансмісії приводу лебідки повинен використовуватися
обмежувач вантажопідйомності на гаку (якщо він передбачений
конструктивно і поставляється підприємством-виробником);
в) підйомник повинен мати автоматичний обмежувач висоти
підняття талевого блоку з блокуванням руху барабана лебідки
(протизатягувач талевого блоку під кронблок);
г) підйомник повинен мати:
прилади, що дають змогу встановлювати шасі в горизонтальне
положення;
пристрій для фіксації талевого блоку і захисту щогли від
ушкоджень при пересуванні;
ґ) система підняття щогли повинна мати дистанційне керування
і забезпечувати безпеку при відмові елементів гідрообладнання;
д) рівні шуму на постійних робочих місцях повинні відповідати
вимогам ГОСТ 12.1.003-83;
е) підйомник повинен бути оснащений світильниками у
вибухобезпечному виконанні, які забезпечують освітленість згідно з
діючими нормами;
є) підйомник повинен бути оснащений іскрогасниками двигунів
внутрішнього згорання та засувками екстреного перекриття доступу
повітря в двигун (повітрязабірник);
ж) підйомник повинен бути оснащений дистанційним пристроєм
аварійного відключення двигуна з пульта бурильника (заслінкою
екстреного перекриття доступу повітря в двигун);
з) підйомник повинен бути оснащений усім необхідним для
освітлення робочих місць, трансформатором-випрямлячем постійного
струму на 24 В, пристроєм для підзарядки акумуляторів і аварійним
освітленням;
и) вишка підйомника повинна бути обладнана сходами для
безпечного підйому та спуску по них верхового працівника, якщо
підприємством-виробником підйомника передбачено встановлення
інструменту за "палець" балкона;
і) підйомник повинен бути оснащений гідравлічними опорними
домкратами з фундаментними блоками під них;
ї) підйомник повинен бути оснащений укриттям робочої площадки
заввишки 2,5 м з одинарними дверима з кожного боку платформи,
двостулковими дверима з боку робочої площадки при проведенні
спуско-підйомних операцій з установленням інструменту за "палець"
балкона, якщо це конструктивно передбачено
підприємством-виробником;
й) підйомник повинен мати спеціальні пристрої для підвіски
машинних ключів, для підвіски гідравлічного ключа та пристрій для
розкріплення бурильних труб;
к) пневмосистема підйомника повинна бути оснащена осушувачем
повітря згідно з технічною документацією підприємства-виробника;
л) гальмова система лебідки повинна мати систему охолодження,
якщо це конструктивно передбачено підприємством-виробником;
м) підйомник вантажопідйомністю 70 т і більше повинен мати
допоміжні гальма, які забезпечують спуск номінальної ваги зі
швидкістю не більше 2 м/с;
н) основні гальма повинні бути обладнані блокувальним
пристроєм гальм у неробочому стані;
о) щогла підйомника повинна мати пристрій для підвішування
ролика кабелю ЕВН;
п) приймальні містки повинні мати посередині жолоб для
викидання труб на приймальні стелажі;
р) приймальні стелажі для труб повинні мати телескопічні
регульовані опори, під які повинні бути встановлені дерев'яні
прокладки. Стелажі для укладання труб повинні мати стояки, що
запобігають розкочуванню труб;
с) після монтажу підйомника гвинтові домкрати встановлюються
на передній і задній фундаментні блоки.
12.8. Після монтажу підйомника, до початку його експлуатації,
виконуються такі роботи:
а) випробування якорів установки з картограмою;
б) випробування протизатягувача талевого блоку;
в) перевірка роботи пневмосистеми, КВП, наявності
сертифікатів на талевий канат і канат для підйому верхньої секції;
г) монтування показувального пристрою індикатора ваги, який
повинен перебувати в полі зору бурильника (машиніста підйомника) і
повинен мати незалежну фундаментну основу;
ґ) вимірювання заземлення обладнання і пристроїв.
На виконані роботи складається акт.
12.9. Уведення змонтованого підйомника в роботу здійснюється
за рішенням комісії з приймання підйомника після повної
готовності, випробування та за наявності укомплектованої
бригади КРС.
Готовність до пуску оформлюється актом уведення підйомника в
експлуатацію. Склад комісії визначається наказом по підприємству.
Якщо вантажопідйомність підйомника становить понад 70 т, у
роботі комісії бере участь представник територіального органу
Держгірпромнагляду.
12.10. Перед демонтажем устьової арматури свердловини тиск у
трубному і затрубному просторах повинен бути знижений до
атмосферного. Свердловину, обладнану вибійним клапан-відсікачем, у
якому планом робіт не передбачене проведення попереднього
глушіння, необхідно зупинити, стравити тиск до атмосферного і
витримати в часі не менше трьох годин.
Демонтаж устьової арматури проводиться після візуально
встановленого припинення виділення газу зі свердловини і перевірки
сталості рівня рідини в ній.
12.11. При проведенні підземних і капітальних ремонтів устя
свердловин за рішенням технічного керівника підприємства повинні
бути оснащені противикидним обладнанням. Фактична схема обв'язки
устя противикидним обладнанням розробляється підприємством на
основі типових схем згідно з ГОСТ 13846-89 і погоджується зі
спеціалізованою аварійно-рятувальною службою. Після встановлення
противикидного обладнання свердловина опресовується на максимально
очікуваний тиск, який не повинен перевищувати тиск опресування
експлуатаційної колони.
12.12. Для постійного доливу свердловини під час проведення
технологічних операцій і для контролю рівня розчину глушіння на
площадці встановлюється блок доливу і обв'язується з гирлом
свердловини з таким розрахунком, щоб забезпечувався самодолив
свердловини або примусовий долив за допомогою насоса (агрегату для
промивання свердловини). Підняття труб зі свердловини проводиться
з доливанням і підтримкою рівня на усті. Доливна місткість повинна
бути обладнана рівнеміром і мати градуювання.
Запас розчину глушіння відповідної густини повинен бути:
а) для газових свердловин - у кількості не менше одного
об'єму свердловини;
б) для нафтових свердловин:
при глибині свердловини до 2000 м - 10 куб.м;
при глибині свердловини до 3500 м - 15 куб.м;
при глибині свердловини більше 3500 м - 20 куб.м.
12.13. Не дозволяється проводити спуско-підйомні операції, а
також вести ремонтні роботи, пов'язані з навантаженням на щоглу
(бурову вишку), незалежно від глибини свердловини з несправним
індикатором ваги.
12.14. Ремонт свердловин на кущі без зупинки сусідньої
свердловини дозволяється за умови здійснення і застосування
спеціальних заходів і технічних засобів, передбачених планом,
затвердженим технічним керівником підприємства.
Допускаються ведення робіт з освоєння, ремонту і введення в
дію свердловин з одночасним бурінням на кущі та одночасна робота
двох бригад з ремонту свердловин. За цих умов кожен виконавець
робіт повинен негайно повідомити інших учасників робіт на кущі про
виникнення на його ділянці нестандартної ситуації (ознаки
газонафтоводопроявів, відхилення від технологічного регламенту
тощо). При цьому всі роботи на кущі припиняються до усунення
причин виникнення нестандартної ситуації.
Інструкція з одночасного ведення робіт на кущі розробляється
нафтогазодобувним підприємством, затверджується його технічним
керівником і погоджується з територіальним органом
Держгірпромнагляду.
12.15. При ремонті газліфтних свердловин перед розміщенням
обладнання нагнітання газу в свердловину, яка ремонтується, а
також сусідніх свердловин ліворуч і праворуч (на період
розміщення) припиняється. Не дозволяється встановлення обладнання
і спецтехніки на діючих шлейфах газопроводів.
При ремонті свердловин у кущі з відстанню між центрами гирл
1,5 м і менше сусідня свердловина зупиняється і глушиться.
12.16. Не дозволяється проведення робіт з монтажу, демонтажу
і ремонту бурових вишок та щогл: у темний час доби без штучного
освітлення, яке забезпечує безпечне ведення робіт; при вітрі зі
швидкістю 15 м/с і вище; під час грози, сильного снігопаду, при
ожеледі, зливі, тумані (з видимістю менше 50 м).
12.17. При виявленні газонафтоводопроявів гирло свердловини
повинно бути загерметизоване, а бригада має діяти відповідно
до ПЛАС.
12.18. Перед ремонтом свердловини, обладнаної заглибним ЕВН,
необхідно знеструмити кабель.
Для намотування і розмотування кабелю повинен
використовуватись кабелеукладач.
12.19. Барабан з кабелем заглибного ЕВН повинен перебувати в
зоні видимості з робочої площадки бурильника.
12.20. Не дозволяється чищення піщаних пробок желонкою у
фонтанних свердловинах та свердловинах з можливими
газонафтоводопроявами, а також у свердловинах з наявністю
сірководню.
12.21. При проведенні ремонтно-ізоляційних робіт не
дозволяється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого
розриву пластів тиском газу, нафти (після виклику припливу), а
також в інтервалі проникних непродуктивних пластів.
12.22. Технічний стан вишок та лебідок підіймального
обладнання, виготовленого згідно зі стандартом "Установки
подъемные для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Типы
и основные параметры" (ГОСТ 28113-89), яке використовують під час
капітального ремонту свердловин, визначають за результатами
контролю параметрів, установлених технічною документацією.
Ремонт щогл установок для освоєння та ремонту нафтових і
газових свердловин допускається за технологією, яка узгоджена з
підприємством-виробником. Після ремонту щогла повинна пройти
експертне обстеження (технічне діагностування) згідно з вимогами
НПАОП 0.00-6.18-04 ( 687-2004-п ).
12.23. Ремонт свердловини вважається завершеним після
оформлення акта приймання-передавання свердловини з ремонту в цех
видобування нафти і газу.
13. Системи промислового та міжпромислового збору нафти і
газу. Підготовка нафти і газу до транспортування
13.1. Загальні вимоги
13.1.1. Об'єкти і технологічні процеси видобування, збирання,
підготовки нафти і газу, їх технічне оснащення, вибір систем
керування і регулювання, місця розміщення засобів контролю,
керування і протиаварійного захисту повинні враховуватися в
проектах облаштування родовищ і забезпечувати безпеку
обслуговувального персоналу та населення.
13.1.2. Система збирання нафти й газу повинна бути закрита, а
устя нагнітальних, спостережних і видобувних свердловин -
герметичні.
13.1.3. Система автоматизації збору, промислового і
міжпромислового транспорту та підготовки природного газу, газового
конденсату та нафти повинна передбачати:
а) автоматичне відключення окремого обладнання, технологічної
лінії, установки, свердловини при аварійних відхиленнях робочого
тиску від максимально допустимого для обладнання;
б) системи введення інгібіторів корозії та інших пристроїв
для забезпечення можливості реалізації антикорозійних заходів,
передбачених нормативно-технічними документами;
в) дистанційний контроль технологічних параметрів і
реєстрацію основних параметрів технологічного процесу;
г) автоматичне регулювання тиску середовища в технологічному
обладнанні при відхиленнях параметрів технологічного процесу;
ґ) автоматичну сигналізацію аварійних параметрів
технологічного процесу (тиск, температура та ін.) з подачею
попереджувальних сигналів оповіщення на місце встановлення
датчиків та пульт оператора;
д) контроль стану повітряного середовища на об'єктах;
е) на УППГ і ГТУ для збору нафти повинна бути передбачена
можливість короткочасного скиду газу у факельний колектор у разі
порушення режиму роботи УППГ або ГТУ.
13.1.4. Скидати в атмосферу гази, які містять сірководень та
інші шкідливі речовини у кількості, що перевищує ГДК, без
нейтралізації або спалювання не дозволяється.
13.1.5. На об'єктах збору та підготовки нафти й газу, НС і КС
повинна бути технологічна схема, затверджена технічним керівником
підприємства, із зазначенням номерів засувок, апаратів, напрямків
потоків, що відповідають їх нумерації в технологічній схемі.
Технологічна схема є частиною ПЛАС.
13.1.6. Технологічна схема та масштабні плани комунікацій
УКПГ повинні щороку перевірятися на відповідність фактичному
стану, коригуватись у разі внесення змін та доповнень і
затверджуватись технічним керівником підприємства.
Технологічна схема повинна бути вивішена в операторній.
13.1.7. Зміни до технологічного процесу, схеми, регламенту,
апаратурного оформлення та системи протипожежного захисту можуть
уноситись лише за наявності нормативно-технічної та проектної
| Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 | Стр.15 | Стр.16 | Стр.17 | Стр.18 | Стр.19 | Стр.20 | Стр.21 | Стр.22 | Стр.23 |
<< Назад |
<<< Главная страница
|
