Файл: Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики.pdf

84
3.15. Нагнетание двуокиси углерода
3.15.1. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.
3.15.2. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.
3.15.3. Необходимо вести постоянный контроль за состоянием воздушной среды рабочей зоны.
При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 об.%) и нарушении герметичности системы распределения и сбора двуокиси углерода работы должны быть прекращены.
3.16. Внутрипластовое горение
3.16.1. Процесс должен осуществляться в соответствии с проектом.
Система сбора нефти и газа должна быть закрытой и предусматривать использование газообразных продуктов технологического процесса. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Сброс углекислоты в атмосферу запрещается.
3.16.2. Устье нагнетательной скважины на период инициирования горения должно быть оборудовано арматурой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.
3.16.3. Вокруг нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.
Установка различного оборудования, емкостей, щитов КИП в пределах опасной зоны не допускается.
3.16.4. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.
3.16.5. Электронагреватель должен быть оснащен устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.
3.17. Тепловая обработка
3.17.1. Парогенераторные и водогрейные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.
3.17.2. При прокладке трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации необходимо соблюдать требования "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".
3.17.3. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.
3.17.4. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

85 3.17.5. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
3.17.6. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая эту работу при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при остановке подачи воды.
3.17.7. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена.
3.17.8. Тепловую обработку призабойной зоны скважин следует производить после установки термостойкого пакера при давлении теплоносителя, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.
3.17.9. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала.
При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.
3.17.10. При температуре теплоносителя более 200°С колонна насосно-компрессорных труб должна иметь теплоизоляцию.
3.18. Обработка горячими нефтепродуктами
3.18.1. Установка для подогрева нефтепродукта располагается не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.
Запрещается розжиг печи при отсутствии в змеевике нефтепродуктов, а также паровой завесы.
3.18.2. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.
3.18.3. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.
3.18.4. В плане производства работ должны быть предусмотрены конкретные меры, обеспечивающие их безопасность.
3.19. Обработка забойными электронагревателями
3.19.1. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе.
Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой в полевых условиях не допускаются.
3.19.2. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем его должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье.
3.19.3. Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.
3.19.4. Сетевой кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей.

86
3.20. Термогазохимическая обработка
3.20.1. Пороховые заряды (пороховые генераторы или аккумуляторы давления) для комплексной обработки призабойной зоны скважины необходимо хранить в стальных ящиках, закрытых на замок, раздельно взрыватели и заряды, вне огнеопасной зоны.
Оставлять заряды в открытых ящиках запрещается.
3.20.2. Пороховые генераторы (аккумуляторы) давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед ее вводом в лубрикатор.
3.20.3. Ящики с пороховыми зарядами должны храниться в помещении, запираемом на замок и расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины.
3.20.4. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор только при закрытой центральной задвижке.
Спускаемое устройство не должно касаться плашек задвижек. Работа должна выполняться двумя рабочими.
3.20.5. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети проводиться в следующей последовательности:
- герметизация устья скважины;
- подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору
(распределительному пункту);
- удаление членов бригады и других лиц, находящихся на рабочей площадке (кроме непосредственных исполнителей), на безопасное расстояние от устья скважины - не менее
50 м;
- установка кода приборов подключения в положение "выключено";
- подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления;
- проведение мер, исключающих наведение посторонних токов;
- подача электроэнергии на приборы управления;
- включение электроэнергии на гирлянду с зарядом (проводится только по команде ответственного руководителя работ).
3.20.6. При использовании во время комбинированной обработки призабойной зоны скважины пороховых зарядов типа АСД-6 или других элементов гидравлического разрыва пласта выполняются требования, обеспечивающие сохранность эксплуатационной колонны.

87 3.21.4. Установки для гидроразрыва пласта следует располагать на расстоянии не менее
10 м от устья скважины. Между установками должно быть не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины.
3.21.5. После обвязки устья скважины необходимо спрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса, указанном в пункте 1.5.23 настоящих Правил.
3.21.6. В случаях, когда ожидаемое давление разрыва пласта выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует устанавливать пакер.
3.21.7. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.
3.21.8. Перед проведением гидроразрыва пласта в глубинонасосных скважинах необходимо отключить привод станка-качалки, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве двигателя вывесить плакат: "Не включать - работают люди".
Балансир станка-качалки следует демонтировать или установить в положение, при котором можно беспрепятственно помещать заливочную арматуру и производить обвязку устья скважины.
3.21.9. Перед проведением гидравлического разрыва пласта талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спуско-подъемного сооружения.
3.21.10. Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления.
На устьевой арматуре или на нагнетательных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные устройства и манометры.
Предохранительные устройства должны удовлетворять требованиям, изложенным в п.п.
2.7.17 и 2.7.18 настоящих Правил.
3.21.11. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
3.21.12. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние.
3.21.13. После окончания обвязки устья скважины следует спрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта.
3.21.14 При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины обслуживающий персонал должен быть удален объектов за пределы опасной зоны.
3.21.15. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены глушителями-искрогасителями.
3.21.16. Во время закачки и продавки жидкости при гидроразрыве пластов нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.
Пуск в ход агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных с непосредственным выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

88 3.21.17. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.
3.21.18. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление до атмосферного.
3.21.19. Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться из емкостей агрегатов и автоцистерн в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную емкость.
3.21.20. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной раскачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.
3.21.21. При гидравлическом разрыве пластов с применением кислоты и щелочных растворов надлежит руководствоваться требованиями, изложенными в подразделе "Обработка скважин кислотами" раздела 44 а при применении радиоактивных изотопов - в подразделе "Работы с применением радиоактивных веществ (РВ) и источников ионизирующих излучений" раздела 9 настоящих Правил.
3.21.22. При гидропескоструйной перфорации должны выполняться требования, изложенные в настоящем подразделе.
3.21.23. Консервация скважин должна производиться в соответствии с "Положением о порядке консервации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, подземных хранилищах газа (ПХГ) и месторождениях термальных вод".
Все задвижки фонтанной арматуры должны быть полностью закрыты и опломбированы, а маховики сняты.

89
4. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
4.1. Общие положения
4.1.1. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному руководством предприятия.
В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.
4.1.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после него производятся по акту.
4.1.3. Высота рабочей площадки передвижных установок, предназначенных для ремонта скважин, должна позволять осуществлять установку превентора на устье скважины.
4.1.4. Установка должна быть обеспечена электроосвещением рабочих мест и оборудования в соответствии с нормами.
4.1.5. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.
4.1.6. Грузоподъемность подъемной установки, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.
4.1.7. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на специальной площадке с надежными опорами или приспособлениями для крепления подъемника в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
4.1.8. Органы управления спуско-подъемными операциями агрегата для ремонта скважин должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно-измерительными приборами, расположенном в безопасном месте и обеспечивающим видимость вышки, мачты, устья скважины, лебедки и других механизмов, установленных на агрегате.
4.1.9. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного, при отсутствии забойного клапана- отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.
Скважина, в продукции которой имеется сероводород, должна быть заглушена жидкостью, содержащей его нейтрализатор.
4.1.10. Устье скважины с возможным нефтегазопроявлением на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина заглушена.
Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:
- все скважины с пластовым давлением выше гидростатического;
- скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых, согласно выполненным расчетам, сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Выбор скважин, в которых текущий и капитальный ремонты проводятся без их глушения, осуществляется по специальной методике.
4.1.11. Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время ремонта фонтанной скважины должны быть постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье установлено противовыбросовое оборудование. На этот период скважина должна быть обеспечена запасом жидкости в количестве не менее двух ее объемов.