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

105 5.9.10. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация отходов в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.
5.9.11. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время и под руководством ответственного лица (руководителя работы).
5.9.12. На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:
- постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и оперативной группы противофонтанной службы по графику, утвержденному главным инженером предприятия;
- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.
5.9.13. При отсутствии притока освоение скважины проводится нагнетанием:
- природного или попутного нефтяного газа;
- двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу;
- инертных газов;
- жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
5.9.14. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
5.9.15. Освоение скважины должно проводиться при направлении ветра от близлежащих населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов.
5.9.16. Освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, следует проводить в беспаводковый период.
5.9.17. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной, без скруток.
При спуске в скважину проволока должна проходить через ингибитор коррозии.
5.9.18. После извлечения проволоки из скважины или перед очередным ее спуском должно быть проведено испытание образца на перегиб. В случае уменьшения пластичности ниже допустимой ее дальнейшее применение для спуска глубинного прибора в скважину
запрещается.
5.9.19. Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.
5.9.20. Открывать задвижки на узле отвода, извлекать приборы из лубрикатора и разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.
5.9.21. По окончании освоения и исследования скважин приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода.

106 5.9.22. По завершении работ необходимо провести контроль за состоянием воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.
5.10. Эксплуатация и ремонт скважин
5.10.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии диаметром не менее 100 мм и длиной не менее 100 м, спрессованную с коэффициентом запаса, равным 1,5 от ожидаемого рабочего давления.
Линии должны быть оборудованы обратными клапанами и иметь возможность подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры.
5.10.2. Запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования, включающего:
- посадочный ниппель для приемного клапана и глухой пробки;
- пакер для предохранения эксплуатационной колонны;
- клапан циркуляционный;
- клапан ингибиторный;
- приустьевой клапан-отсекатель.
После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости.
В разведочных скважинах допускаются кратковременное освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн.
5.10.3. Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционно-автоматическим.
5.10.4. Запрещается эксплуатация скважин по затрубному пространству.
5.10.5. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана- отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) поставщика или с утвержденным регламентом.
5.10.6. Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде) мобильной бригадой в составе не менее двух операторов с наличием дыхательных аппаратов и средств связи. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале.
5.10.7. При обнаружении утечки нефти, газа, содержащих сероводород, в устьевой арматуре или коммуникациях, скважину необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана отсекателя с пульта управления.
О случившемся следует незамедлительно сообщить руководителю объекта, работникам газоспасательной службы
Узбекской военизированной части противофонтанной и газовой безопасности.
5.10.8. Эксплуатация скважин при наличии межколонного проявления запрещается.
При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты определенные меры по выявлению и устранению причин перетока.

107
По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины.
5.10.9. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью согласно п.2.12.2 настоящих Правил, обработанная нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом.
5.10.10. На устье фонтанной скважины на период ремонта, связанного с разгерметизацией устья, необходимо установить противовыбросовое оборудование, в состав которого должен входить превентор со срезающими плашками.
Схема оборудования устья скважины согласовывается с противофонтанной службой и органами Госгортехнадзора РУз.
5.10.11. При появлении признаков нефтегазопроявления ремонтные работы на скважине должны быть немедленно прекращены. Она повторно заполняется жидкостью, обработанной нейтрализатором, с плотностью, позволяющей приостановить проявления.
Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению повторного случая.
5.10.12. При перерывах в работе по переоборудованию устья скважины, смене крестовин, противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры

108 5.11.2. На предприятиях составляется и утверждается главным инженером график проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры, люков и других источников возможных выделений сероводорода.
5.11.3. Дренирование жидкости из аппарата и емкостей должно быть автоматическим и проводиться в закрытую систему.
5.11.4. Для закачки сероводородсодержащих сред должны использоваться бессальниковые герметичные насосы.
5.11.5. Насосы должны оборудоваться устройством для спуска остатка перекачиваемой жидкости, применяемой для промывки или дегазации внутренних полостей насосов.
5.11.6. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газового конденсата должны подвергаться нейтрализации и очистке.
5.11.7. До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений.
5.11.8. Перед осмотром и ремонтом емкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания пирофорных отложений.
5.11.9. К работе внутри емкости и аппарата можно приступать, если содержание в них сероводорода, нефтяных газов и паров нефти не превышает ПДК, и только в дыхательных аппаратах.
5.11.10. Во избежание самовозгорания пирофорных отложений при ремонтных работах все разбираемые узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).
5.11.11. Расстояние от вертикальной трубы факела для сжигания сбрасываемого газа до производственных и вспомогательных зданий и сооружений и наружных установок предприятий должно определяться расчетом, но быть не менее 100 м.
Территория вокруг вертикальной трубы факела в радиусе не менее 50 м должна быть спланирована и ограждена.
5.11.12. Розжиг факела должен быть автоматическим, а также дистанционно управляемым.
5.11.13. Каждый факел должен иметь дежурную горелку, на которую подается очищенный газ.
5.11.14. Трассы газо-, нефте- и конденсатопроводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местности указательными знаками.
5.11.15. В местах пересечения газо-, нефте- и конденсатопроводами дорог, водных путей, оврагов, железнодорожных путей, на углах поворотов, пунктах возможного скопления людей, технологических узлах газо-, нефте - и конденсатопроводов выставляются соответствующие предупредительные знаки и надписи. Для перечисленных и подобных мест в проекте необходимо предусматривать дополнительные мероприятия, исключающие или уменьшающие опасность выбросов.
Указанные мероприятия должны быть включены в план ликвидации аварий.

109 5.11.16. Система автоматизации сбора и транспортировки должна предусматривать:
- систему ингибирования трубопроводного транспорта;
- автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии;
- установку при аварийных отклонениях параметров с переводом технологических сред на факельную линию с последующей остановкой скважины;
- дистанционную остановку технологической линии, установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических сред на факельную линию;
- дистанционный контроль за технологическими параметрами и их непрерывную автоматическую регистрацию;
- автоматическое регулирование давления среды в технологическом оборудовании при превышении допустимого давления;
- автоматическую звуковую и световую сигнализацию при выходе технологических параметров (давление, температура и др.) за пределы допустимых с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установок и пульт оператора;
- контроль за состоянием воздушной среды на объектах, включая и трубопроводы.
5.11.17. При наличии на объектах добычи газо- и продуктопроводов с большим геометрическим объемом необходимо секционировать их путем установки автоматических рассечных задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000-4000 нм3 сероводородсодержащего газа.
5.12. Эксплуатация компрессорных станций
5.12.1. Плотность сальниковых уплотнений компрессоров и запорных устройств следует проверять не реже одного раза в смену индикатором (бумагой, пропитанной 2%- ным раствором уксуснокислого свинца) или мыльным раствором.
В случае обнаружения пропуска газа компрессор должен быть немедленно остановлен, а неисправность устранена.
5.12.2. Воронка для спуска охлаждающей воды в сточную канаву должна быть герметизирована.
Для наблюдения за подачей воды отводные трубки должны быть снабжены смотровыми стеклами из органического стекла.
5.12.3. Запрещается хранить пищу и воду, а также принимать их в опасных по скоплению газа местах компрессорной станции и на площадках слива и налива конденсата.
5.12.4. Перед очисткой пирофорных осадков сепаратор должен быть заполнен водой для обеспечения медленного окисления отложений по мере их высыхания во время чистки.
Стенки сепаратора при этом должны периодически орошаться водой.
5.12.5. Если компрессор останавливается на длительное время, то всасывающий и нагнетательные трубопроводы должны быть заглушены, а внутренняя поверхность цилиндра обильно смазана компрессорным маслом.
5.12.6. Промежуточные холодильники должны устанавливаться вне помещений компрессорных станций.