Подать заявку

Обратная связь

Ваше сообщение было успешно отправлено

Сортировка:
Показать:

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

Утверждена

Постановлением

Госгортехнадзора России

от 11 марта 2002 г. N 14

 

Срок введения в действие

с 15 апреля 2002 года

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ ОДНОВРЕМЕННОГО

ПРОИЗВОДСТВА БУРОВЫХ РАБОТ, ОСВОЕНИЯ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА КУСТЕ

 

РД 08-435-02

 

Разработана и внесена Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России.

 

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте разработана в целях обеспечения промышленной безопасности ведения работ в условиях высокой концентрации опасных производственных объектов на ограниченной территории при совмещении во времени технологических операций по бурению, освоению, эксплуатации и ремонту скважин на кусте.

С вводом в действие настоящей Инструкции по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте утрачивает силу Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте, утвержденная Минтопэнерго России 01.12.95 и Госгортехнадзором России 15.01.96.

В разработке настоящей Инструкции приняли участие: Ю.А. Дадонов, Ю.К. Гиричев (Госгортехнадзор России); В.А. Глебов, А.С. Оганов (Ассоциация буровых подрядчиков). В Инструкции учтены предложения и рекомендации предприятий и организаций нефтегазового комплекса, связанных с освоением месторождений путем кустового строительства и эксплуатации скважин на кусте.

 

Введение

 

Настоящая Инструкция разработана в соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588), Законом Российской Федерации "О недрах" от 21.02.92 N 2395-1 (в редакции от 08.08.01), Правилами применения технических устройств на опасных производственных объектах, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 25.12.98 N 1540 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1, ст. 191), Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 N 841.

В Инструкции установлены требования к размещению опасных производственных объектов на кустовой площадке, организации работ, последовательности технологических операций применительно к условиям кустового строительства и эксплуатации скважин на кусте. Порядок взаимодействия предприятий, разграничение обязанностей и ответственность сторон, участвующих в производственном процессе на кустовых площадках <*>, установлены с учетом положений Гражданского кодекса Российской Федерации.

--------------------------------

<*> Кустовая площадка - ограниченная территория месторождения, на которой подготовлена специальная площадка для размещения группы скважин, нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений и т.п.

 

В Инструкции использован многолетний опыт кустового строительства и эксплуатации скважин на кусте нефтяных компаний "ЛУКОЙЛ", "Роснефть", "СИДАНКО", "Славнефть", "Сургутнефтегаз", Тюменской нефтяной компании.

Требования настоящей Инструкции распространяются на предприятия и организации, занимающиеся освоением нефтяных месторождений посредством кустового строительства и эксплуатации скважин на кусте.

1. Основные положения

 

1.1. Действие настоящей Инструкции распространяется на строительство, освоение, эксплуатацию и ремонт нефтяных скважин, расположенных на кустовых площадках. При освоении нефтяных месторождений с газовым фактором более 200 куб. м/т в проектной документации должны предусматриваться дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и при обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием.

1.2. Состав и структура проектной документации на подготовку кустовых площадок, строительство скважин, обустройство и разработку месторождений должны отвечать требованиям Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" и Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений, утвержденной Постановлением Минстроя России от 30.06.95 N 18-64. Технические, технологические и организационные решения, закладываемые в проект, в том числе стадийность и порядок ввода в эксплуатацию отдельных объектов на кустовой площадке, должны приниматься в соответствии с требованиями настоящей Инструкции.

 

2. Размещение и планировка кустовых площадок

 

2.1. Скважины на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями) <*>. Количество скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м.

--------------------------------

<*> Позиция - группа скважин с расстоянием между их устьями, равным 5 м.

 

2.2. Количество групп скважин на кустовой площадке не регламентируется, но суммарный свободный дебит всех скважин одного куста не должен превышать 4000 т/сут. по нефти.

2.3. Устья скважин должны располагаться на специальной площадке по одной прямой на оси куста на расстоянии 5 м друг от друга. В отдельных случаях (в силу особых причин) проектом может быть установлено меньшее расстояние между скважинами. В любом случае это отклонение согласовывается с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России, а расстояние между устьями скважин должно быть не менее 2 м.

2.4. При размещении куста на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин определяется исходя из возможного радиуса растепления вокруг скважины. Это расстояние не должно быть меньше норм, предусмотренных п. 2.3 настоящей Инструкции.

2.5. Расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной должно быть не менее 50 м. Расстояние от границ кустовой площадки до магистральных и внутрипромысловых дорог должно быть более 50 м.

2.6. На кустовой площадке должна быть площадка размером 20 x 20 м для размещения пожарной техники. Месторасположение площадки устанавливается проектом с учетом требований пожарной безопасности.

2.7. Служебные и бытовые помещения на территории кустовой площадки должны быть оборудованы в соответствии с требованиями пожарной безопасности и размещены от устья бурящейся скважины на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м. Расстояния между пробуренными, действующими скважинами и служебными (бытовыми) помещениями должны соответствовать требованиям действующих нормативно - технических документов.

2.8. Размеры кустовых площадок должны обеспечивать размещение технологического оборудования, агрегатов для ремонта скважин, специальной техники, другого оборудования при различных способах эксплуатации скважин с учетом требований к расположению станков - качалок, станций управления, трансформаторных подстанций, газопроводов газлифта, кабельных эстакад по одну сторону от оси куста скважины и подземной прокладки кабельных линий к электроцентробежным насосам и станкам - качалкам по другую сторону от оси куста скважины при условии согласования с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России.

 

3. Организация работ на кустовой площадке

 

3.1. При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин после окончания бурения очередной скважины и получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки допускается консервация скважины без спуска насосно - компрессорных труб.

3.2. Схема обвязки устьев скважин в процессе бурения, освоения, эксплуатации и ремонта разрабатывается предприятием, выполняющим указанные работы, согласовывается с заказчиком и соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России и утверждается техническим руководителем предприятия.

3.3. Допускаются последовательное освоение, интенсификация притоков, дополнительное вскрытие продуктивных отложений, в том числе путем проводки горизонтальных ответвлений, ввод в эксплуатацию ранее пробуренных скважин, расположенных на расстоянии, обеспечивающем безопасный монтаж и эксплуатацию установок (агрегатов) для освоения и ремонта скважин в соответствии с инструкциями завода - изготовителя, но не менее 10 м от устья бурящейся скважины.

3.4. Система водоснабжения кустовой площадки должна предусматривать возможность аварийного орошения устьевого оборудования действующих скважин на время, необходимое для подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу или к другим источникам водоснабжения. Допускается подключение к системам поддержания пластового давления (ППД) при использовании в них в качестве рабочего агента технической воды без добавок химических реагентов.

3.5. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных служб. Дислокация складов должна обеспечивать оперативную доставку необходимых средств на кустовую площадку.

3.6. Порядок организации одновременного ведения работ по бурению, освоению, вскрытию дополнительных продуктивных отложений, эксплуатации и ремонту скважин на кустовой площадке устанавливается в соответствии с Положением о порядке организации одновременного ведения работ по бурению, освоению, вскрытию дополнительных продуктивных отложений, эксплуатации и ремонту скважин на кустовой площадке (далее - Положение), утверждаемым владельцем лицензии на разработку месторождения и включающим:

последовательность работ и операций, порядок их совмещения во времени;

оперативное и территориальное разграничение полномочий и ответственности между предприятиями (подразделениями), задействованными в производственном процессе;

систему производственного контроля и порядок назначения работников, уполномоченных на осуществление производственного контроля;

порядок и условия взаимодействия предприятий (подразделений), задействованных в производственном процессе, в том числе и предприятий, привлеченных к работе на договорной основе.

3.7. За обеспечение безопасных условий работ, связанных со строительством, монтажом оборудования, бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом скважин, ответственность несут руководители предприятий или задействованных в выполнении указанных работ подразделений организации - пользователя недр.

3.8. При работе на одном из опасных производственных объектов, расположенных на кустовой площадке, нескольких предприятий порядок организации и производства работ должен определяться Положением о взаимодействии между предприятиями, утверждаемым совместно руководителями этих предприятий, а при работе нескольких подразделений одного предприятия - порядком, установленным руководителем предприятия.

3.9. Контроль и надзор за организацией, ходом и качеством работ, выполняемых участниками производственного процесса на кустовой площадке, должны производиться в порядке, предусмотренном Положением (см. п. 3.6 настоящей Инструкции). При этом пользователь недр (заказчик) не вправе вмешиваться в оперативно - хозяйственную деятельность подрядчика.

3.10. По наряду - допуску производят следующие работы:

передвижки вышечно - лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;

демонтаж буровой установки;

перфорацию, освоение скважин;

обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;

монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;

электрогазосварку;

рекультивацию территории куста, амбаров.

Выдача наряда - допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.

3.11. При возникновении нештатной ситуации на том или ином участке работ (нефтегазоводопроявления, прорыв нефтепровода и т.п.) каждый производитель работ должен немедленно оповестить ответственного руководителя работ и остальных участников производственного процесса о случившемся. В таких случаях все работы на кустовой площадке должны быть приостановлены до устранения причин возникновения и последствий нештатной ситуации.

3.12. Ликвидация аварий, связанных с нефтегазоводопроявлениями или открытыми фонтанами, должна производиться в соответствии с Планом ликвидации аварий (ПЛА).

3.13. Электрогазосварочные работы на кусте должны производиться квалифицированными сварщиками, аттестованными в соответствии с требованиями Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства (ПБ 03-273-99), утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 30.10.98 N 63. При проведении этих работ следует руководствоваться Типовой инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах (РД 09-364-00), утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 23.06.00 N 38.

3.14. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания буровой установки, передвижных и цементировочных агрегатов, другой специальной техники должны быть оснащены искрогасителями.

3.15. Порядок передвижения всех видов транспорта на кустовой площадке устанавливается Положением (см. п. 3.6 настоящей Инструкции). Запрещается проезд транспорта (кроме технологического) на территорию, где расположены нефтедобывающее оборудование и коммуникации.

3.16. Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями настоящей Инструкции и Положения (см. п. 3.6 настоящей Инструкции) и аттестацию в порядке, предусмотренном Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России (РД 04-265-99), утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 11.01.99 N 2.

3.17. Порядок эвакуации людей, транспорта, специальной техники с кустовых площадок при возникновении аварийных ситуаций должен быть предусмотрен ПЛА.

3.18. В случае затопления кустовой площадки паводковыми водами выше колонных фланцев бурение, освоение и ремонт скважин не допускаются, а эксплуатация скважин осуществляется по специальному плану, утвержденному пользователем недр (его представителем) и согласованному с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России.

 

4. Строительство скважин

 

4.1. Строительство скважин на кустовых площадках осуществляется в соответствии с проектом, утвержденным в порядке, установленном Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.00 N 1008 "О порядке проведения государственной экспертизы и утверждения градостроительной, предпроектной и проектной документации".

4.2. Строительство кустовой площадки, подъездных дорог, ЛЭП, устройство амбаров, обваловок и т.п. должны быть завершены до начала бурения первой скважины. Готовность кустовой площадки к началу работ по строительству скважин должна быть установлена комиссией, назначаемой заказчиком, с включением в состав комиссии представителей исполнителей работ, бурового предприятия и организации, осуществляющей эксплуатацию опасных производственных объектов. При увеличении количества скважин на кустовой площадке в соответствии с изменениями, внесенными в проект в установленном порядке, допускается совмещение работ по приросту кустовой площадки, устройству дополнительных амбаров, монтажу коммуникаций и т.д. с буровыми и иными работами, предусмотренными проектом.

4.3. Дороги и подъезды к кустовой площадке должны обеспечивать круглогодичный проезд автотранспорта и специальной техники. Количество подъездов к кустовой площадке определяется проектом.

4.4. При содержании газа в буровом растворе более 5% или в случаях использования растворов на нефтяной основе должен производиться отбор проб газовоздушной среды в процессе бурения на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоках очистки бурового раствора и емкостной системы.

4.5. При передвижении вышечно - лебедочного блока, других блоков и оборудования на новую позицию, при испытании вышки, а также при аварийных работах, связанных с повышенными нагрузками на вышку, должны быть прекращены работы по освоению соседних скважин, расположенных в опасной зоне. Из опасной зоны (в радиусе, равном высоте вышки плюс 10 м) должны быть удалены люди, кроме работников, занятых непосредственно ликвидацией аварии, передвижкой вышечно - лебедочного блока.

4.6. При проведении опрессовок трубопроводов, манифольдов высокого давления, продувок скважин работы по бурению, освоению и ремонту скважин должны быть прекращены, если они создают помехи для проведения перечисленных видов работ и технологических операций.

4.7. Сроки опрессовки превенторов на рабочее давление устанавливаются предприятием по согласованию с территориальным органом Госгортехнадзора России. Этот срок не должен превышать времени бурения одной группы скважин.

4.8. При авариях с открытыми разливами нефти или с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте, включая добычу нефти, должны быть прекращены.

 

5. Освоение, эксплуатация и ремонт скважин

 

5.1. На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м. Прострелочные работы должны проводиться с соблюдением требований безопасности.

5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.

5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.

5.4. При освоении скважин с использованием инертных газов с помощью передвижного компрессора последний должен устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.

5.5. Устья скважин на кусте должны быть оборудованы (в зависимости от способа эксплуатации) однотипной арматурой, а их колонные фланцы должны быть расположены на одном уровне от поверхности кустовой площадки.

5.6. Необходимость и порядок установки на высокодебитных скважинах, а также на скважинах с высоким газовым фактором клапанов - отсекателей и дистанционно управляемых устьевых задвижек определяются проектом исходя из условия обеспечения безопасности работ.

5.7. С вводом в эксплуатацию первой скважины на кусте должен быть установлен порядок контроля загазованности воздушной среды всей территории кустовой площадки. Разработка графика, определение места отбора проб и порядок контроля осуществляются представителем пользователя недр (заказчиком). Реализация этого контроля возлагается на ответственного руководителя работ на кустовой площадке.

5.8. После завершения работ по бурению и освоению скважин кустовая площадка должна быть освобождена от бурового оборудования, не использованных при строительстве материалов, инструментов, отходов бурения и т.п. После сдачи заказчику кустовой площадки или ее части по акту подрядчик не несет никакой ответственности за инциденты и происшествия на этой территории [1]. Прием в эксплуатацию каждого опасного производственного объекта на кустовой площадке производится в установленном порядке [2].

5.9. В пределах запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин не допускается присутствие лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ.

5.10. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному техническим руководителем предприятия. План работ должен включать необходимые мероприятия по промышленной безопасности и охране окружающей среды.

5.11. Ремонт скважин без остановки соседних скважин допускается при условии разработки и реализации специальных мероприятий, исключающих возможность опасного воздействия на работающие скважины. Указанные мероприятия должны быть предусмотрены в плане работ. При дополнительном вскрытии продуктивных отложений соседние скважины должны быть остановлены и при необходимости заглушены.

5.12. Допускается одновременная работа двух специализированных бригад по ремонту или освоению скважин на одной кустовой площадке. Инструкция по безопасности ведения таких работ разрабатывается предприятием и согласовывается с соответствующим территориальным органом Госгортехнадзора России.

5.13. При ремонте скважины на газлифтных кустах перед расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также в соседние скважины слева и справа на период расстановки оборудования прекращается. Установка специальной техники на трассах газопроводов газлифта запрещается.

5.14. Демонтаж буровой установки с кустовой площадки, транспортирование ее блоков и узлов производятся при остановке скважин, находящихся в опасной зоне. Размеры и границы опасных зон, в зависимости от вида работ (опускание вышки, снятие с точки и транспортирование вышечно - лебедочного блока и т.д.), устанавливаются Положением (см. п. 3.6 настоящей Инструкции).

 

Список литературы

 

1. Гражданский кодекс Российской Федерации.

2. Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ.

3. Закон Российской Федерации "О недрах" от 21.02.92 N 2395-1 (в редакции от 08.08.01).

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98). Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.98 N 24.

5. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. Утверждены Постановлением Минстроя России от 30.06.95 N 18-64.

6. Изменения и дополнения к Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ИПБ 08-375(200)-00). Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 11.08.00 N 44.

7. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов (РД 08-120-96). Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 12.07.96 N 29.

Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

Утверждаю

Первый заместитель Министра

энергетики Российской Федерации

И.А.МАТЛАШОВ

15 февраля 2001 года

 

Согласовано

Заместитель Министра

Российской Федерации

по делам гражданской обороны,

чрезвычайным ситуациям

и ликвидации последствий

стихийных бедствий

М.И.ФАЛЕЕВ

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЮ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКРЫТОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ

СКВАЖИН НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Настоящая инструкция устанавливает единые требования к организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов (ГНВП и ОФ) на нефтяных и газовых месторождениях Российской Федерации.

1.2. Требования инструкции обязательны для профессиональных аварийно-спасательных формирований - противофонтанных военизированных частей (ПФВЧ) и предприятий, осуществляющих работы по бурению, испытанию, освоению, эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин, независимо от организационно-правовой формы этих предприятий.

1.3. Профилактическая работа является одной из основных задач деятельности ПФВЧ и направлена на предупреждение возникновения газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования нефтяных и газовых скважин.

1.4. При проведении профилактической работы ПФВЧ и их подразделения - военизированные отряды по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов - помимо настоящей инструкции руководствуются следующими документами:

- действующим законодательством Российской Федерации;

- правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

- ГОСТами, ОСТами;

- инструкциями, приказами, распоряжениями и указаниями Минэнерго России, Госгортехнадзора России и МЧС России по вопросам противофонтанной безопасности;

- уставами, положениями и инструкциями противофонтанной военизированной службы.

1.5. Профилактическая работа проводится на основе систематического изучения технических проектов на строительство скважин и разработку месторождений, техники и технологии бурения, освоения и ремонта скважин, выявления причин и условий возникновения ГНВП и ОФ.

1.6. Военизированные части и отряды при проведении профилактической работы тесно взаимодействуют с руководителями и специалистами обслуживаемых предприятий, территориальных органов МЧС России и Госгортехнадзора России, природоохранной прокуратуры, пожарной охраны.

1.7. Работники противофонтанной военизированной службы имеют право беспрепятственного доступа на объекты обслуживаемых предприятий.

1.8. Руководители военизированных частей и отрядов периодически информируют руководителей обслуживаемых предприятий о состоянии дел на предприятии по предупреждению открытого фонтанирования скважин для принятия мер по устранению имеющихся недостатков и привлечению к ответственности нарушителей действующих правил и инструкций.

1.9. Ответственность за организацию и проведение профилактической работы возлагается на руководителей военизированных частей и отрядов.

 

2. ЗАДАЧИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

 

2.1. Основными задачами профилактической работы, проводимой военизированными частями и отрядами, являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов на нефтяных и газовых месторождениях и создание условий для успешной ликвидации этих аварий в случае их возникновения.

Выполнение данных задач достигается посредством:

- изучения производственной обстановки, техники и технологии производственных процессов;

- осуществления надзора за соблюдением работниками обслуживаемых предприятий действующих нормативных документов по противофонтанной безопасности;

- участия, совместно со специалистами предприятий, в разработке и внедрении в производство организационно-технических мероприятий, рекомендаций, инструкций и методических указаний по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП;

- проведения инструктажей по вопросам предупреждения и раннего обнаружения ГНВП и газобезопасности;

- практического обучения работников бригад, занимающихся бурением, освоением, испытанием и ремонтом скважин, первоочередным действиям при возникновении ГНВП;

- участия в проведении монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования (ПВО) на устье скважин;

- выдачи разрешений на дальнейшее углубление скважин после монтажа на устье ПВО, на производство работ по освоению, испытанию и ремонту скважин;

- запрещения производства работ на скважинах при обнаружении нарушений, создающих опасность для жизни людей, и условий возникновения открытого фонтанирования скважин;

- выдачи предписаний по устранению выявленных нарушений и проверки своевременного их выполнения;

- участия в работе комиссий по расследованию причин возникновения ГНВП и ОФ и разработке мероприятий по их предупреждению;

- участия в работе технических совещаний предприятий по вопросам противофонтанной безопасности;

- осуществления контроля за ремонтом ПВО на базах производственного обслуживания (БПО), участия в его опрессовках;

- участия в разработке инструкций и схем обвязки устья скважин ПВО;

- проверки на объектах наличия, условий хранения и готовности к применению средств индивидуальной защиты (СИЗ), газоанализаторов, искробезопасного инструмента, средств пожаротушения, а также умения обслуживающего персонала пользоваться перечисленными средствами;

- участия в работе комиссий предприятий по проверке знаний производственным персоналом правил и инструкций по противофонтанной безопасности;

- оказания помощи предприятиям во внедрении оборудования и приспособлений для предупреждения возникновения и ликвидации ГНВП и ОФ;

- своевременного пополнения складов аварийного запаса оборудованием, приспособлениями и материалами, применяемыми при ликвидации ГНВП и ОФ, в соответствии с утвержденным перечнем.

 

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

 

3.1. Профилактическая работа по предупреждению возникновения ГНВП и ОФ осуществляется работниками военизированных частей и отрядов путем обследования скважин, находящихся в бурении, освоении, испытании, эксплуатации и ремонте, проверки БПО, осуществляющих подготовку ПВО к эксплуатации, проведения экспертизы технических проектов на строительство скважин и иных документов.

3.2. Работники профилактики военизированных отрядов свою работу осуществляют по месячным планам, утверждаемым руководством отряда.

3.3. Обследование объектов работниками противофонтанной военизированной службы проводится, как правило, в присутствии специалистов предприятия.

3.4. Профилактические обследования объектов работниками военизированной службы проводятся как в составе комиссий, так и индивидуально.

3.5. По типу проверки обследования могут быть целевыми или комплексными.

Целевые проверки проводятся по одному или нескольким вопросам профилактической работы, в том числе по выполнению требований приказов и указаний Минэнерго России и Госгортехнадзора России, а также по контролю за устранением ранее выявленных нарушений.

Комплексные проверки включают в себя весь комплекс профилактической работы, проводимой на объекте.

3.6. Выявленные при проверке нарушения должны быть немедленно устранены, а которые невозможно устранить в ходе проверки, записываются в "Журнал проверки состояния условий труда" на объекте с указанием сроков устранения и ответственных лиц. Одновременно выписывается предписание (Приложение 1) на имя технического руководителя предприятия.

3.7. Предписание составляется в 2-х экземплярах, один из которых вручается техническому руководителю предприятия (лично или через секретаря) или лицу, назначенному приказом по предприятию ответственным за состояние противофонтанной безопасности, второй остается у работника, выдавшего предписание.

3.8. Выдача повторных предписаний не допускается.

3.9. Контроль за своевременным выполнением выданных предписаний работники профилактики осуществляют путем личной проверки объекта или по поступающим от предприятий официальным письменным уведомлениям.

3.10. В зависимости от степени опасности месторождений обслуживаемыми предприятиями совместно с ПФВЧ определяется перечень видов работ, на производство которых выдаются разрешения противофонтанной военизированной службой.

3.11. Разрешение на дальнейшее углубление скважины или на производство работ по освоению, испытанию и ремонту скважин (Приложение 2) выдается работником противофонтанной военизированной службы после монтажа на устье противовыбросового оборудования при отсутствии отступлений от утвержденной схемы обвязки, нарушений правил и инструкций по противофонтанной безопасности.

Проверяется также обученность персонала по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях", степень подготовленности к выполнению первоочередных действий при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрешение составляется в 2-х экземплярах, один из которых вручается руководителю объекта, второй остается у работника военизированной службы, выдавшего его. Одновременно с выдачей разрешения производится соответствующая запись в "Журнале проверки состояния условий труда" на объекте.

3.12. С целью проверки степени готовности персонала к выполнению первичных действий работниками военизированной службы проводятся контрольные учебно-тренировочные занятия по сигналу "Выброс" с последующим разбором действий вахты. Результаты заносятся в "Журнал учета проведения учебных тревог".

3.13. При обнаружении на обследуемых объектах нарушений действующих правил и инструкций, в результате чего возникает опасность для жизни людей или возникновения открытого фонтанирования, работник противофонтанной военизированной службы выдает запрещение на дальнейшее производство работ на объекте (Приложение 3).

3.14. Запрещение составляется в 2-х экземплярах, один из которых вручается техническому руководителю предприятия, второй остается у работника военизированной службы, выдавшего его. Одновременно производится соответствующая запись в "Журнале проверки состояния условий труда" на объекте.

3.15. Разрешение на возобновление работ (Приложение 4) после запрещения выдается работником военизированной службы после того, как он лично убедится в устранении нарушений. Одновременно производится запись в "Журнале проверки состояния условий труда" на объекте.

Разрешение оформляется в 2-х экземплярах, один из которых вручается мастеру бригады, второй остается у работника противофонтанной военизированной службы.

3.16. В исключительных случаях, при невозможности своевременного прибытия работника ПФВЧ на объект (из-за метеорологических условий, болезни и т.д.) для выдачи разрешения, по согласованию с руководством отряда разрешение выдается комиссией предприятия с оформлением соответствующего акта. При первой возможности работник военизированного отряда должен проверить данный объект.

3.17. В случае производства работ по углублению, освоению, испытанию и ремонту скважин без разрешения военизированной службы или при наличии запрещения работник противофонтанной военизированной службы обязан поставить в известность об этом руководство предприятия и военизированного отряда. Командир отряда, в свою очередь, незамедлительно сообщает в военизированную часть.

 

4. ОБЯЗАННОСТИ РУКОВОДИТЕЛЕЙ ОБСЛУЖИВАЕМЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

 

4.1. В профилактических обследованиях предприятий, проводимых работниками противофонтанной военизированной службы, должны принимать участие технический руководитель предприятия или назначенные им специалисты.

4.2. Руководители предприятий обязаны:

4.2.1. Включать работников противофонтанной военизированной службы в комиссии по комплексной проверке предприятий (объектов).

4.2.2. Выделять работникам военизированных частей и отрядов транспортные средства для выезда на обследуемые объекты.

4.2.3. Включать работников военизированных частей и отрядов в комиссии по расследованию причин возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

4.2.4. Включать работников военизированных частей и отрядов в комиссии по проверке знаний у рабочих и специалистов предприятий действующих правил и инструкций по вопросам противофонтанной безопасности.

4.2.5. Приглашать работников военизированной службы на совещания и конференции по вопросам состояния охраны труда и техники безопасности на предприятии.

4.2.6. Принимать необходимые меры по устранению нарушений действующих правил и инструкций, выявленных работниками военизированной службы, давать письменные уведомления об устранении нарушений в установленные сроки.

4.2.7. По результатам профилактических обследований издавать приказы, распоряжения, разрабатывать мероприятия по улучшению состояния дел по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

4.2.8. Разрабатывать совместно с противофонтанной службой инструкции по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин с учетом местных условий.

4.2.9. Разрабатывать совместно с противофонтанной службой и своевременно пересматривать схемы обвязки устья скважин ПВО, планы практических действий при возникновении ГНВП, инструкции и мероприятия по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

4.2.10. Согласовывать с ПФВЧ введение в эксплуатацию нового устьевого и противовыбросового оборудования.

4.2.11. Отстранять от работы лиц, систематически нарушающих действующие правила и инструкции по вопросам противофонтанной безопасности.

4.3. Руководители предприятий несут персональную ответственность за своевременное выполнение предписаний и осуществление мероприятий, предложенных противофонтанной военизированной службой.

 

 

 

 

 

Приложение 1

 

               Министерство энергетики Российской Федерации

 

                    Аварийно-спасательное формирование

 

_____________________ противофонтанная военизированная часть

_____________________ военизированный отряд по предупреждению возникновения

и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

 

                            ПРЕДПИСАНИЕ N ____

 

                      от "__" ____________ 200_ года

 

Предприятие: ______________________________________________________________

                             (наименование предприятия)

 

Объект: ___________________________________________________________________

              (наименование объекта, месторождение, забой скважины)

 

Кому: _____________________________________________________________________

                         (должность, Ф.И.О. руководителя)

 

    На основании "Инструкции по организации и  проведению  профилактической

работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин  на

предприятиях  нефтяной  промышленности"  предлагается  устранить  следующие

нарушения:

 

 N 

п/п

          Выявленные нарушения         

     Срок    

  устранения 

  Отметка  

о выполнении

 1 

                   2                   

      3      

     4     

 

Предписание выдал _________________________________________________________

                              (должность, подпись, Ф.И.О.)

 

С предписанием ознакомлен и один экземпляр для исполнения получил: ________

___________________________________________________________________________

                       (должность, подпись, Ф.И.О.)

 

"__" ____________ 200_ г.

 

О выполнении предписания сообщить до "__" ____________ 200_ г.

 

 

 

 

 

Приложение 2

 

               Министерство энергетики Российской Федерации

 

                    Аварийно-спасательное формирование

 

_____________________ противофонтанная военизированная часть

_____________________ военизированный отряд по предупреждению возникновения

и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

 

                             РАЗРЕШЕНИЕ N ____

 

         на производство работ по ________________________________

                                           (вид работ)

 

                         "__" ____________ 200_ г.

 

Предприятие: ______________________________________________________________

                             (наименование предприятия)

 

Объект: ___________________________________________________________________

              (наименование объекта, месторождение, забой скважины)

 

Кому: _____________________________________________________________________

                     (должность, Ф.И.О. руководителя объекта)

 

    На основании "Инструкции по организации и  проведению  профилактической

работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин  на

предприятиях нефтяной промышленности"

 

мной, ____________________________________________________________________,

           (должность, Ф.И.О. представителя противофонтанной службы)

проведено   обследование   объекта   и   проверена   правильность   монтажа

противовыбросового  оборудования.  Нарушений  действующих  норм,  правил  и

инструкций по противофонтанной безопасности не обнаружено.

 

Разрешается производство работ по _________________________________________

                                                  (вид работ)

 

________________________________     _____________     ____________________

 (должность представителя ПФВЧ)        (подпись)             (Ф.И.О.)

 

Разрешение получил:

 

________________________________     _____________     ____________________

(должность руководителя объекта)       (подпись)             (Ф.И.О.)

 

"__" ____________ 200_ г.                             "___" час. "___" мин.

 

 

 

 

 

Приложение 3

 

               Министерство энергетики Российской Федерации

 

                    Аварийно-спасательное формирование

 

_____________________ противофонтанная военизированная часть

_____________________ военизированный отряд по предупреждению возникновения

и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

 

                             ЗАПРЕЩЕНИЕ N ____

 

На производство работ по ________________________________

                                   (вид работ)

 

Предприятие: ______________________________________________________________

                             (наименование предприятия)

 

Объект: ___________________________________________________________________

              (наименование объекта, месторождение, забой скважины)

 

Кому: _____________________________________________________________________

                  (должность, Ф.И.О. руководителя предприятия)

 

"__" ____________ 200_ г.                             "___" час. "___" мин.

 

    На основании "Инструкции по организации и  проведению  профилактической

работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин  на

предприятиях нефтяной промышленности"

 

Мной, ____________________________________________________________________,

           (должность, Ф.И.О. представителя противофонтанной службы)

предлагается немедленно прекратить работы по ______________________________

___________________________________________________________________________

                                (вид работ)

по следующим причинам:

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

 

    Работа  на  объекте  может  быть  возобновлена  только после устранения

нарушений и получения письменного разрешения представителя ________________

военизированного отряда.

 

    Запрещение получил и об ответственности  за  самовольное  возобновление

работ предупрежден:

_______________________________________________________

 (должность, подпись, Ф.И.О. руководителя предприятия)

 

"__" ____________ 200_ г.                             "___" час. "___" мин.

 

 

 

 

 

Приложение 4

 

               Министерство энергетики Российской Федерации

 

                    Аварийно-спасательное формирование

 

_____________________ противофонтанная военизированная часть

_____________________ военизированный отряд по предупреждению возникновения

и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

 

                             РАЗРЕШЕНИЕ N ____

 

         на возобновление работ по _______________________________

                                           (вид работ)

 

                          "__" ____________ 200_ г.

 

Предприятие: ______________________________________________________________

                             (наименование предприятия)

 

Объект: ___________________________________________________________________

                   (наименование объекта, месторождение, забой)

 

Кому: _____________________________________________________________________

                     (должность, Ф.И.О. руководителя объекта)

 

Мной, ____________________________________________________________________,

           (должность, Ф.И.О. представителя противофонтанной службы)

проверено  устранение  ранее  выявленных   нарушений   действующих   правил

и инструкций по противофонтанной безопасности (запрещение N _______________

от "__" ____________ 200_ г.).

 

Разрешается дальнейшее производство работ по

___________________________________________________________________________

                                (вид работ)

 

________________________________     _____________     ____________________

 (должность представителя ПФВЧ)        (подпись)             (Ф.И.О.)

 

Разрешение получил:

 

________________________________     _____________     ____________________

(должность руководителя объекта)       (подпись)             (Ф.И.О.)

 

"__" ____________ 200_ г.                             "___" час. "___" мин.

Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

Утверждена

Постановлением

Госгортехнадзора России

от 31 декабря 1998 г. N 80

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ

СКВАЖИН В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

РД 08-254-98

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности (производственная, проектная, научно - исследовательская, конструкторская и т.д.) и форм собственности, включая иностранные, действующие на территории Российской Федерации и осуществляющие разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений.

1.2. Основными целями настоящей Инструкции являются предупреждение газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышение безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающей промышленности.

1.3. При выполнении работ, связанных с ликвидацией газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, следует руководствоваться Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли, утвержденной Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России от 22.06.95, и нормативными документами, регламентирующими выбор стандартных методов и порядок ликвидации газонефтеводопроявлений в конкретных ситуациях.

1.4. На основании требований настоящей Инструкции, других нормативных документов предприятия разрабатывают необходимую техническую документацию по обеспечению предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов в конкретных условиях с учетом специфики проводимых работ.

1.5. Предприятия и организации должны разрабатывать и реализовывать систему оперативного производственного контроля по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов по всему циклу работ, связанных со строительством и эксплуатацией скважины.

1.6. В соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности основных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством) собственные профессиональные аварийно - спасательные службы (формирования).

Предприятия и организации могут создавать нештатные аварийно - спасательные формирования из числа своих работников.

1.7. Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов устанавливаются договором, заключенным между предприятием (организацией) и профессиональной противофонтанной службой (формированием).

1.8. Требования и положения настоящей Инструкции вступают в силу с момента введения ее в действие.

С вводом ее в действие Инструкция по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности, утвержденная Госгортехнадзором России от 22.06.95 и Минтопэнерго РФ от 01.07.95, утрачивает силу.

 

2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

И СПОСОБЫ ИХ РАННЕГО ОБНАРУЖЕНИЯ. СТАДИИ КОНТРОЛЯ

СКВАЖИНЫ (ЛИНИИ ЗАЩИТЫ ОТ ОТКРЫТОГО ВЫБРОСА)

 

2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений

 

2.1.1. Одним из основных условий возникновения газонефтеводопроявлений является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного. Возможно возникновение газонефтеводопроявлений и при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида в ствол скважины в результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контракционных эффектов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород и т.п.

2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:

ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;

тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение - снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);

ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;

недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно - механических и реологических параметров бурового раствора;

разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

 

2.2. Причины возникновения открытых фонтанов

 

2.2.1. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно - геологическим условиям.

2.2.2. Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений.

2.2.3. Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации.

2.2.4. Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.).

2.2.5. Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб.

2.2.6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений.

2.2.7. Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений.

2.2.8. Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско - подъемных операциях.

2.2.9. Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений.

2.2.10. Низкая трудовая и производственная дисциплина.

2.2.11. Некачественное цементирование обсадных колонн.

2.2.12. Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

 

2.3. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

 

Признаки возникновения и развития газонефтеводопроявлений:

несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения;

увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско - подъемных операций;

повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;

несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;

повышение газосодержания в промывочной жидкости;

снижение плотности бурового раствора;

поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;

резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;

изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;

увеличение вращающего момента на роторе;

снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.

 

2.4. Стадии контроля скважины

(линии защиты от открытого выброса)

 

2.4.1. Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно - технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

2.4.2. Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе по использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

2.4.3. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;

третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

 

3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

 

3.1. К работам на скважинах с возможным газонефтеводопроявлением допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" в специализированных учебных центрах (комбинатах), оснащенных специальными тренажерами и имеющих соответствующую лицензию Госгортехнадзора России. Переподготовка этих кадров проводится через три года. При необходимости сроки переподготовки должны быть сокращены.

3.2. Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении" должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации газонефтеводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.

3.3. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

3.4. Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

3.5. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий, и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;

способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;

режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;

необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;

первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

3.6. Ознакомление производственного персонала с планом ликвидации аварий должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

3.7. Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливаются системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием.

3.8. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:

инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений и предельно допустимым параметрам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спуско - подъемных операций, порядок долива и т.п.);

проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;

учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;

оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления и доставки на буровую.

3.9. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину.

Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.

3.10. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных организаций (служб).

3.11. Перед началом проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.12. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

3.13. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, снизить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.14. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.15. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.

В условиях континентального шельфа вместо двойного объема запаса жидкости допускается наличие на объекте материалов и технических средств, обеспечивающих приготовление необходимого объема раствора в установленные сроки.

3.16. Перед вскрытием горизонта с возможным газонефтеводопроявлением и при наличии во вскрываемом разрезе нефтегазосодержащих пластов на объекте вывешиваются предупреждающие надписи: "Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт", "Недолив скважины приводит к выбросу!", "В контроле за скважиной перерывы недопустимы!" и др.

 

4. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

И ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

 

4.1. Выбор конструкции скважины должен производиться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Конструкция скважины должна обеспечить условия безопасного ведения работ при ликвидации газонефтеводопроявлений, охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

4.2. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины. Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:

герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;

противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности;

противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.

4.3. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

4.4. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ожидания затвердения цемента) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

4.5. Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины;

герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

испытание на герметичность обсадных колонн.

4.6. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин. давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/кв. см (0,5 МПа).

4.7. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем ее нахождение на 10 - 20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.8. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

4.9. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

10 - 15% - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/кв. см (1,5 МПа);

5 - 10% - для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/кв. см (2,5 МПа);

4 - 7% - для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 м и до проектной глубины), но не более 35 кгс/кв. см (3,5 МПа).

4.10. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

4.11. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/куб. см от установленной проектом величины.

4.12. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

4.13. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов - изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

4.14. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно - факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно - геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля за состоянием скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

4.15. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается буровым предприятием и согласовывается с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора России, профессиональной противофонтанной службой (если это предусмотрено договором) и утверждается в установленном на предприятии порядке. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект.

4.16. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

4.17. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности при вскрытии продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

4.18. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимое для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

4.19. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, другой является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородсодержащих пластов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.

4.20. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки противовыбросового оборудования на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.21. После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

50 кгс/кв. см (5 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв. см (21 МПа);

100 кгс/кв. см (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв. см (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.22. После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).

4.23. Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровым предприятием.

4.24. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

4.25. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

4.26. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу с переводником и шаровым краном, по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

4.27. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами (аномальное пластовое давление) и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

4.28. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

4.29. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

4.30. При строительстве скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок, полупогружных плавучих буровых установок, морских стационарных платформ и т.п.:

выкидные линии должны быть прочно прикреплены к элементам платформы, расстояние между опорами не должно превышать 4 м;

линии глушения и дросселирования могут быть выполнены с поворотами. Повороты следует выполнять с применением кованых угольников на резьбах, фланцах или тройников с буферными устройствами. Допускается применение армированных резиновых шлангов высокого давления, изготовленных в соответствии с прочностной характеристикой превенторной установки, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое на устье;

блок подводного противовыбросового оборудования должен быть испытан на рабочее давление. Непосредственно перед спуском, после установки коллектора управления необходимо провести контрольную проверку на функционирование каждого узла подводного противовыбросового оборудования.

4.31. Блок подводного противовыбросового оборудования и его манифольд должны быть опрессованы на устье скважины с колонной головкой на рабочее давление с использованием опрессовочной пробки.

4.32. Испытание подводного противовыбросового оборудования на герметичность следует проводить:

после его монтажа на устье и спуска обсадных колонн - на рабочее давление подводно - устьевого оборудования;

перед вскрытием продуктивного горизонта - на ожидаемое устьевое давление.

Секции направляющей колонны после каждого соединения и отсоединения от блока превенторов опрессовываются на ожидаемое устьевое давление.

4.33. Бурение верхних интервалов скважин с подводным расположением устья производится с использованием дивертора с аварийными сбросовыми линиями.

4.34. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины.

Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями циркуляционной системы должны быть запорные устройства.

4.35. На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб.

4.36. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб.

При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 куб. м подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

4.37. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско - подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

4.38. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонн

Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

Утверждена

Постановлением

Госгортехнадзора России

от 24 марта 1998 г. N 16

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СОСТОЯНИЯ ПЕРЕДВИЖНЫХ

УСТАНОВОК ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

 

РД 08-195-98

 

Внесена Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности.

На территории России в настоящее время находится в эксплуатации значительное количество отечественных и зарубежных передвижных установок для капитального и текущего ремонта нефтяных и газовых скважин. По условиям эксплуатации данные установки являются объектами повышенного риска, а соответствующий им вид деятельности связан с повышенной опасностью промышленного производства и работ.

С целью повышения промышленной безопасности и обеспечения охраны труда при проведении работ по ремонту оборудования и восстановлению нефтяных и газовых скважин была разработана настоящая Инструкция.

Данная Инструкция разработана АОЗТ "СЖС-Энергодиагностика" с привлечением Научно-внедренческого предприятия по диагностике металлоконструкций "ДИАМЕТ", а также Ассоциации буровых подрядчиков (Приложение 8). Большой вклад в разработку настоящей Инструкции внесли своими замечаниями и предложениями ведущие специалисты Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России и его округов (Приволжского, Тюменского, Самарского, Ставропольского, Центрального промышленного и др.).

При разработке Инструкции были также учтены мнения организаций и предприятий как в сфере проектирования и изготовления передвижных установок для ремонта скважин (Завод экспериментальных машин НПАК "РАНКО" - Москва, ОАО "Спецмаш" Кировского завода - С.-Петербург, ОАО "Машзавод" - С.-Петербург), так и в сфере эксплуатации (ДП "Надымгазпром", Аминекс продакшин компани лимитед - Ухта) и технической диагностики (НТЦ "ВиКонт" - Москва и др.).

Кроме того, при разработке данной Инструкции использовались результаты технического диагностирования, проведенного АОЗТ "СЖС-Энергодиагностика", состояния ряда передвижных установок различного типа и учитывались требования соответствующей нормативно-технической документации как отечественной, так и зарубежной, например Американских Национальных Стандартов API RP 8В (RP 8B) и API 4G (RP 4G).

На основании и в развитие данной Инструкции отдельные организации и предприятия могут разрабатывать и утверждать в установленном порядке свои инструкции по техническому диагностированию состояния передвижных установок для ремонта скважин с учетом местных условий и специфических особенностей работы. Требования таких инструкций должны быть не ниже требований, приведенных в настоящей Инструкции.

 

1. Общие положения

 

Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации нефтяной и газовой промышленности, а также на геологоразведочные организации, ведущие работы на нефть и газ. Инструкция устанавливает единый порядок, объем и методы оценки технического состояния передвижных установок (далее - подъемников) отечественного и зарубежного производства, предназначенных для проведения капитального и текущего ремонта нефтяных и газовых скважин.

Эксплуатация подъемников характеризуется, как правило, двух-, трехсменным режимом работы. Узлы и агрегаты подъемников подвергаются воздействию высоких знакопеременных динамических нагрузок и низких температур.

Инструкция разработана с целью определения возможности безопасного использования подъемников как в пределах нормативного срока службы, так и сверх этого срока.

Работы по диагностированию проводятся специально подготовленным и аттестованным персоналом как в организациях, имеющих соответствующие лицензии Госгортехнадзора России, так и этими организациями у самих владельцев подъемников (при наличии у них условий, удовлетворяющих требованиям данной Инструкции).

Проверка технического состояния осуществляется комиссией, которая назначается приказом руководителя организации (предприятия), являющейся владельцем подъемников. Комиссию возглавляет главный инженер или его заместитель, а в ее состав должны входить представители ремонтно-механических служб, службы главного энергетика, техники безопасности и охраны труда, диагностики (неразрушающего контроля), при необходимости представитель завода-изготовителя и территориального органа Госгортехнадзора России. Если акустико-эмиссионный контроль и контроль другими неразрушающими методами проводится приглашенными специалистами, то они также включаются в состав комиссии. По результатам диагностирования комиссия составляет Протокол технического состояния подъемника (Приложение 1), в котором дает заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации или о необходимости проведения ремонтных работ с повторным обследованием. Протокол утверждается руководителем предприятия (организации).

Комплексное обследование технического состояния независимо от года выпуска подъемников должно проводиться в обязательном порядке после:

- окончания установленного заводом-изготовителем гарантийного срока эксплуатации;

- восстановления в результате аварии;

- капитального ремонта;

- устранения обнаруженных дефектов вышки (мачты).

Для выполнения работ по обследованию предъявляется подъемник в технически исправном состоянии, прошедший техническое обслуживание, очищенный от грязи, продуктов коррозии, отслоений краски. Окраска подъемника перед обследованием не допускается (подъемник красится после обследования, если рекомендуется к дальнейшей эксплуатации). Подъемник, подлежащий обследованию, должен иметь Паспорт и Инструкцию по эксплуатации. При отсутствии данных документов необходимо обратиться в специализированную организацию в целях разработки их дубликатов.

Для проведения обследования подъемников необходимо иметь:

- настоящую Инструкцию;

- технические условия на капитальный ремонт обследуемой модели подъемника, в которых содержатся значения предельных отклонений размеров деталей и узлов подъемника (см. Приложение 4 к настоящей Инструкции);

- оборудование и инструмент, необходимый для выполнения работ (см. Приложение 2).

 

2. Порядок выполнения работ

 

При проведении обследования подъемника работы должны выполняться в следующей последовательности (рис. 2.1):

- экспертиза документации на подъемник и условий его эксплуатации;

- визуальный осмотр состояния металлоконструкций подъемника;

- диагностика технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля;

- осмотр и диагностика состояния механизмов, приводов, электро-, гидро- и пневмооборудования, вертлюгов, элеваторов, штропов, крюкоблоков, талевых блоков, кронблоков, канатов, приборов и устройств безопасности, кабины машиниста и других узлов подъемника;

- проверка работы подъемника на холостом ходу;

- проведение статических испытаний;

- проверка работы приборов безопасности;

- составление протокола, содержащего заключение по дальнейшему использованию подъемника (рекомендуемая форма протокола представлена в Приложении 1).

Работы могут быть прекращены на любой стадии обследования. В этом случае составляется протокол, в котором указываются причины, исключающие возможность дальнейшей эксплуатации подъемника (отсутствие Паспорта, невосстанавливаемость металлических конструкций и пр.).

После проведения необходимых работ по устранению дефектов, обнаруженных на стадии диагностики технического состояния металлоконструкций, навесного и другого оборудования, проводится оценка качества устранения дефектов с составлением протокола.

 

                    ┌───────────┐      ┌──────────────────────┐

                    │передвижная├─────>│экспертиза технической│

                    │ установка │      │     документации     │

                    └─────┬─────┘      └──────────────────────┘

             ┌────────────┴───────────────────────┐

             /                                  /

┌────────────────────────────┐     ┌─────────────────────────────┐

│    визуально-оптический    │     │визуально-оптический контроль│

│контроль металлоконструкций │     │  механизмов и оборудования  │

└────────────┬───────────────┘     └──────────────┬──────────────┘

             /                                  /

┌────────────────────────────┐     ┌─────────────────────────────┐

│капиллярный, ультразвуковой,│     │капиллярный, ультразвуковой, │

│     магнитный контроль     │     │магнитный контроль механизмов│

│     металлоконструкций     │     │       и оборудования        │

└────────────┬───────────────┘     └──────────────┬──────────────┘

             └─────────────────┐ ┌────────────────┘

                              / /

                   ┌─ ── ── ── ── ── ── ── ── ┐

                    ремонт (при необходимости)

                   └─ ── ── ── ─┬─ ── ── ── ──┘

                                /

                   ┌──────────────────────────┐

                   │    проверка работы на    │

                   │       холостом ходу      │

                   └────────────┬─────────────┘

                                /

                   ┌─ ── ── ── ── ── ── ── ── ┐

                    ремонт (при необходимости)

                   └─ ── ── ── ─┬─ ── ── ── ──┘

                                /

                   ┌──────────────────────────┐

                   │ статические испытания с  │

                   │   акустико-эмиссионным   │

                   │         контролем        │

                   └────────────┬─────────────┘

                                /

                   ┌─ ── ── ── ── ── ── ── ── ┐

                    ремонт (при необходимости)

                   └─ ── ── ── ─┬─ ── ── ── ──┘

                                /

                   ┌──────────────────────────┐

                   │ проверка работы приборов │

                   │ и устройств безопасности │

                   └────────────┬─────────────┘

                                /

                   ┌──────────────────────────┐

                   │ составление протокола и  │

                   │  оформление результатов  │

                   └──────────────────────────┘

 

Рисунок 2.1. Порядок технического диагностирования

передвижных установок

 

2.1. Экспертиза технической документации на подъемник и условий его эксплуатации

 

При экспертизе технической документации (см. п. 1 Приложения 1) рассматривается Паспорт подъемника, содержащий сведения о технических характеристиках, проведенных технических освидетельствованиях, ремонтах подъемника, реконструкции и замене отдельных его элементов и узлов, условий безопасной эксплуатации подъемника.

Кроме того, подлежат экспертизе:

- паспорта на комплектующие изделия;

- инструкция по эксплуатации (если она не является частью паспорта);

- все имеющиеся акты и протоколы по ремонтам и изменениям в конструкции (если они не включены в паспорт);

- технические условия на поставку.

В случае, если на подъемнике в течение эксплуатационного периода проводились ремонты металлоконструкций с применением сварки либо замена узлов металлоконструкций, в Паспорте должны содержаться сертификаты на металл, из которого изготовлены вновь установленные элементы, данные о сварочных электродах и сварщике, выполнявшем эти работы, методах и результатах проверки качества сварочных работ.

Результаты экспертизы технической документации отражаются в Протоколе технического состояния подъемника (см. Приложение 1).

Ответственность за достоверность представляемых данных несет владелец подъемника.

Замечания, выявленные при экспертизе документации и требующие устранения, отражаются в Ведомости дефектов (Приложение 3).

 

2.2. Визуальный осмотр подъемника

 

Визуальный осмотр должен выполняться при установке подъемника в рабочее положение. Осмотр мачты следует проводить на специальном стенде (см. Приложение 8). При этом основное внимание уделяется металлоконструкциям, тормозной системе лебедки, канатам талевой системы и оттяжкам. Определяется состояние (с использованием необходимых замеров) опорной рамы, мачты, мест крепления растяжек к мачте, транспортной базы, балконов для работы со штангами и трубами и пр. Выявленные дефекты и отклонения фиксируются в Ведомости дефектов (см. Приложение 3). Обращается внимание на изгиб балок и ферм, скручивание балок, изгиб осевых линий мачты и др.

Замеры выполняются с использованием металлической струны, поверенной металлической линейки, штангенциркуля, теодолита и т.п. (см. Приложение 2).

Фактические значения отклонений конструкции от прямолинейности, изгиба стержней, изгиба и скручивания балок и пр. сравниваются с предельно допустимыми величинами, приведенными в Приложении 4.

Осмотр металлических конструкций выполняется в соответствии с типовыми Картами осмотра подъемника (см. Приложение 5).

Последовательному визуальному осмотру подлежат все нагруженные узлы и их соединения.

К возможным характерным дефектам металлоконструкций подъемников, возникающим в процессе эксплуатации, относятся следующие:

- изгибы, смятия и другие виды деформации, отклонения положения узлов от проектных;

- разрушение элементов вследствие коррозии;

- разрушение (вздутие) элементов замкнутого сечения вследствие скапливания и замерзания в них воды;

- видимое разрушение сварных швов и ослабление болтовых соединений;

- образование трещин в элементах и их соединениях;

- выработка (износ) отверстий шарнирных соединений.

Устанавливаются отклонения размеров и форм от проектных. Полученные результаты сравнивают с допустимыми (предельными) значениями и в случае их превышения вносят соответствующие данные в Ведомость дефектов (Приложение 3).

Допустимые отклонения принимаются в соответствии с данными, приведенными в Приложении 4.

Трещины возникают чаще всего в местах концентрации напряжений, вызываемых резким изменением сечения элементов. К типичным концентраторам напряжений относятся:

- элементы с резким перепадом сечений и отверстия;

- места окончания накладок, ребер, проушин, раскосов;

- места пересечения сварных швов, прерывистые швы;

- перепады в толщинах свариваемых "встык" листов;

- технологические дефекты сварных швов (подрезы, наплывы, незаваренные кратеры, резкие переходы от наплавленного металла к основному, неметаллические включения и др.).

При осмотре сварных швов и мест концентрации напряжений целесообразно применять оптические средства, например лупу с 6 - 10-кратным усилением (Приложение 2), а также другие средства и методы обнаружения и измерения трещин, например капиллярный метод, и т.д. (Приложение 7). Сведения о всех обнаруженных трещинах фиксируются в Ведомости дефектов (Приложение 3).

Места возможного образования трещин должны быть очищены от грязи, ржавчины, смазочных материалов, отслоений краски, а при необходимости зачищены до блеска.

В замкнутых коробчатых конструкциях (балки аутригеров, узлы опорной рамы, мачты и пр.) при выявлении коррозионного поражения металла определяется остаточная толщина металла с использованием ультразвукового толщиномера (Приложение 2).

Болтовые соединения осматриваются, болты обстукиваются молотком весом не менее 500 грамм (проверяется плотность посадки), затяжка проверяется ключом. Все болты и гайки необходимо стопорить (шплинтами, пружинными шайбами и пр.).

Все выявленные дефекты регистрируются в Ведомости дефектов, а результаты обследования отмечаются в Протоколе (Приложение 1).

Если выявленные дефекты устранимы и не препятствуют проведению статических испытаний подъемника, то следует приступить к следующему этапу обследования.

При выявлении дефектов металлоконструкции, при которых нагружение подъемника испытательными грузами опасно, обследование прекращается. Оно возобновляется только после замены узла или проведения ремонта.

 

2.3. Диагностика технического состояния металлических конструкций средствами неразрушающего контроля

 

Целью проведения диагностики металлоконструкций средствами неразрушающего контроля (НК) является оценка технического состояния и установление возможности безопасной эксплуатации подъемника. Для выявления поверхностных и подповерхностных трещин и уточнения их размеров рекомендуется применять капиллярные, магнитные и др. методы дефектоскопии (Приложение 7).

В качестве одного из основных методов неразрушающего контроля используется акустико-эмиссионная диагностика (АЭ), позволяющая выявить в металлоконструкциях подъемника зарождающиеся и развивающиеся дефекты типа усталостных трещин (в том числе и скрытые) и не допускать разрушения металлоконструкции.

Акустико-эмиссионная диагностика применяется совместно со статическими испытаниями подъемника и практически обеспечивает безопасность их проведения.

Выполняется акустико-эмиссионная диагностика технического состояния металлоконструкций подъемника по методике, изложенной в Приложении 6.

Акустико-эмиссионная диагностика металлических конструкций подъемников должна обязательно выполняться в следующих случаях:

- выработан нормативный срок службы;

- металлические конструкции содержат узлы и элементы, отремонтированные с применением сварочных работ;

- элементы металлоконструкции имеют усталостные трещины, подвержены коррозии (испытания проводятся до и после ремонта узла);

- металлоконструкции имеют узлы и элементы, подверженные в процессе эксплуатации правке, имеющие остаточные деформации;

- по решению эксперта, проводящего работы по обследованию подъемника;

- при комплексном плановом техническом обследовании подъемника.

По результатам акустико-эмиссионной диагностики металлоконструкций подъемника составляется отдельный Акт (Приложение 6.1 АЭ), а основные результаты испытаний отражаются в Протоколе (Приложение 1).

 

2.4. Оценка технического состояния механизмов, приводов, лебедок, трансмиссии, электро-, гидро-, пневмооборудования, навесного оборудования, приборов и устройств безопасности, кабины машиниста, балкона верхового рабочего и других узлов

 

2.4.1. Оценка технического состояния всех механизмов, оборудования, приборов и устройств безопасности подъемника осуществляется путем их внешнего осмотра, проведения проверки работы на холостом ходу и диагностирования средствами неразрушающего контроля.

2.4.2. Наиболее характерными повреждениями механизмов, возникающими в процессе эксплуатации, являются следующие:

- видимые следы физического износа, изменение геометрических размеров и трещины в крюках, корпусах редукторов и тормозных шкивах, элеваторах и штропах, повреждения рабочей поверхности зубчатых колес, звездочек;

- износ рабочих поверхностей подшипников качения, приводящий к увеличенному зазору, разрушение сепаратора и элементов качения;

- ослабление посадки полумуфт на валах и пальцах в гнездах, износ элементов муфт, механизмов передач, цепей;

- остаточные деформации и излом пружин;

- износ рабочих поверхностей барабанов лебедок, канатных и тормозных шкивов, износ тормозных колодок, рабочих поверхностей элеваторов, шарнирных соединений и узлов, механических ключей и клиновых захватов труб;

- трещины, сколы блоков, деформация тормозных лент и валов.

Осмотр и замеры выполняются в соответствии с Картой осмотра (Приложение 5). Оценка состояния механизмов выполняется в соответствии с техническими условиями на капитальный ремонт обследуемой модели подъемника, а при их отсутствии используются данные, приведенные в Приложении 4.

Если для оценки технического состояния механизма недостаточно проверки его работы на холостом ходу и осмотра с использованием снятия смотровых крышек, то этот узел подъемника необходимо разобрать, промыть и провести диагностику технического состояния его деталей. К таким узлам, например, относятся сложные коробки передач, пневмо- и гидроаппаратура.

2.4.3. Гидро-, пневмооборудование подъемника должно быть проверено на соответствие его технической документации, а оценка его технического состояния должна проводиться при работе на холостом ходу и под нагрузкой.

При необходимости согласно требованиям соответствующих инструкций выполняется опрессовка отдельных узлов (трубопроводов, гидроцилиндров и т.п.), проверка настройки предохранительных клапанов.

При осмотре обращается внимание на:

- состояние шлангов, трубопроводов, муфт, креплений, уплотнительных колец и прокладок;

- отсутствие утечки рабочей жидкости (воздуха);

- состояние мест крепления гидроцилиндров (деформация, износ, люфт, коррозия).

2.4.4. Полная разборка редукторов, коробок и т.д., а также гидро- и пневмооборудования является обязательной, если поводом для диагностирования является выработка машиной своего ресурса.

2.4.5. Электрооборудование подъемника должно быть подвергнуто осмотру в соответствии с инструкцией или руководством по его эксплуатации в следующем порядке:

- проверить состояние реле, магнитных пускателей, рубильников; при этом оценить качество контактов, наличие пригаров, легкость хода подвижных частей, степень нажима контактов, надежность крепления выводов, затяжку крепежных элементов клемм;

- проверить состояние выпрямителей, пускорегулирующих сопротивлений, электронагревателей, звуковых и осветительных приборов;

- проверить техническое состояние электродвигателей, в частности износ контактных колец, щеток и щеткодержателей, надежность крепления электродвигателя и токоотводных проводов, состояние изоляции, величины перемещений пальцев щеткодержателей, при необходимости замерить сопротивление изоляции обмоток;

- проверить состояние изоляции всех кабелей, проводов, электрических цепей и надежность их крепления к клеммным наборам;

- проверить сохранность элементов взрывозащиты электрооборудования, в том числе светильников.

2.4.6. Канаты, блоки, грузозахватные органы, приборы безопасности, кабина машиниста и другие узлы подъемника обследуются в соответствии с Картой осмотра (Приложение 5).

При этом учитываются требования Инструкции по эксплуатации подъемника.

Для обследования крюкоблоков, крюков, кронблоков, талевых блоков, элеваторов, штропов и вертлюгов применяются неразрушающие методы контроля.

Предпочтительными являются ультразвуковой, капиллярный и магнитопорошковый методы. Для выявления дефектов в данных узлах с использованием методов неразрушающего контроля рекомендуется руководствоваться утвержденными Миннефтепромом СССР документами РД 39-12-1150-84 (20.08.84), РД 39-12-960-83 (14.12.83), РД 39-12-1224-84 (14.01.85) и РД 39-0147014-527-86 (14.03.86) [16 - 19].

Все выявленные недостатки заносятся в Ведомость дефектов.

 

2.5. Проверка работы подъемника на холостом ходу

 

Проверка работы подъемника на холостом ходу производится при поднятой и раздвинутой мачте. Причем сам процесс подъема также является объектом проверки, в частности проверяется плавность подъема, отсутствие резких перемещений со скоростью, большей скорости подъема при прекращении подачи жидкости в домкраты, одновременность работы домкратов (если их 2). Проверяется работа гидроаутригеров на плавность и отсутствие утечек.

Проверка работы подъемника на холостом ходу выполняется без груза на крюке или с грузами не более 0,3 от номинальной нагрузки (Qн). При проверке работы подъемника (в зависимости от модели) на холостом ходу определяют пусковые качества двигателя (время, затраченное на пуск холодного и прогретого двигателя при пробных запусках), проверяется качество работы трансмиссии, гидронасосов, гидромоторов, гидро-, пневмо- и электросистем, распределителей, клапанов и электроаппаратуры, проверяется качество намотки талевого каната, работа тормозов, работа узлов и механизмов (прослушивание шумов, стуков, обнаружение искрений, течи и др.).

Качество работы узлов и механизмов проверяют поочередным включением их при работающем двигателе. При этом устанавливают исправность механизмов, правильность и надежность включения и выключения узлов и механизмов, обеспечение монтажной жесткости соединения узлов (секций мачты, редукторов и лебедок подъемника и т.п.), отсутствие ослабления болтовых и прочих соединений, проверяется правильность регулировки узлов и механизмов, исправность действия смазочных устройств, отсутствие или наличие течи рабочей жидкости гидросистемы, наличие масла в редукторах, герметичность пневмосистемы.

Выявленные дефекты, относящиеся к неисправности подъемника, отмечаются в Ведомости дефектов (Приложение 3) и подлежат устранению.

Если выявленные дефекты затрудняют проведение статических испытаний подъемника, то обследование должно быть приостановлено для устранения дефектов.

 

2.6. Проведение статических испытаний

 

Статические испытания подъемника проводятся при отсутствии выявленных дефектов, снижающих безопасность эксплуатации подъемника, а при их обнаружении только после устранения этих дефектов.

Перед проведением испытаний мачта подъемника согласно Инструкции по его эксплуатации должна быть отцентрирована и закреплена силовыми и ветровыми оттяжками. Максимальное смещение оси талевого блока относительно оси приложения нагрузки не должно превышать 50 мм.

Статические испытания подъемника проводятся нагрузкой, на 25% превышающей его грузоподъемность. Работа должна проводиться на специально созданной испытательной площадке, оборудование которой (см. Приложение 8) позволяет плавно воспроизводить и фиксировать требуемые нагрузки на подъемник с расстояния, превышающего высоту мачты на 10 м.

Указанное расстояние ограничивает зону вокруг подъемника, в которой запрещено находиться в процессе его нагружения. Запрещается проводить статические испытания подъемника над устьем ремонтируемой скважины. При проведении статических испытаний запрещено также крепление неподвижной ветви талевого каната на устье скважины.

Контроль нагрузки ведется по индикатору веса, оттарированному с у?

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *
  • Читать on-line

Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

 

ПРИКАЗ

от 18 марта 2014 г. N 105

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА"

 

В соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, ст. 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, ст. 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, ст. 4591, ст. 4596; N 49, ст. 7015, ст. 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478), постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 "О Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса".

2. Считать не подлежащим применению постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 г. N 58 "Об утверждении Правил безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе" (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 г., регистрационный N 4783; Российская газета (специальный выпуск), 2003, N 120/1).

3. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев после его официального опубликования.

 

Руководитель

А.В.АЛЕШИН

 

Утверждены

приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 18 марта 2014 г. N 105

 

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА"

 

I. Общие положения

 

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, ст. 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, ст. 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, ст. 4591, ст. 4596; N 49, ст. 7015, ст. 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478) и Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108).

2. Правила устанавливают требования промышленной безопасности, обязательные для исполнения при осуществлении деятельности в области промышленной безопасности и ведении технологических процессов на опасных производственных объектах морского нефтегазового комплекса (далее - ОПО МНГК).

3. К ОПО МНГК относятся следующие объекты: фонд скважин, участки ведения буровых работ, стационарные платформы, МЭ, ПБУ (БС, ППБУ, СПБУ), ПТК, подводные добычные комплексы, промысловые трубопроводы; трубопроводы внешнего транспорта нефти, газа или газового конденсата; стационарные и плавучие нефтеналивные и перегрузочные комплексы.

 

II. Требования к деятельности по проектированию,

строительству и эксплуатации

 

Проектирование и строительство

 

4. Проектирование и строительство ОПО МНГК в зависимости от их типа или вида осуществляются с учетом требований законодательства о градостроительной деятельности, о недрах, в области технического регулирования, промышленной и пожарной безопасности, защиты окружающей среды, защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, торгового мореплавания.

5. Выбор технологических процессов, разделение технологической схемы подготовки углеводородного сырья к внешней транспортировке на отдельные технологические блоки, применение технологического оборудования и его размещение, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты обосновываются при проектировании ОПО МНГК результатами анализа опасностей технологических процессов и оценки риска аварий, пожарного риска и риска чрезвычайных ситуаций на ОПО МНГК.

6. Проектные решения принимаются исходя из обеспечения прочности и устойчивости ПБУ, МСП, МЭ и их конструкций на стадиях изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации, а для ледостойких МСП и МЭ - также в условиях низких температур и воздействия ледовых нагрузок.

7. Настил палубы ледостойких МСП проектируется из материалов, не разрушающихся при обледенении и обеспечивающих непроницаемость, с высотой отбортовки не менее 200 мм для предотвращения загрязнения морской среды отходами производства в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин.

8. На стадии проектирования разрабатываются меры защиты опорной части ледостойких МСП, МЭ от воздействия ледовых нагрузок, а также проектные решения, направленные на снижение таких воздействий. Эксплуатационные стояки защищаются от разрушающего воздействия подвижек ледовых образований.

9. Для контроля за состоянием конструкции ледостойких МСП и МЭ в условиях воздействия низких температур, ледовых и технологических нагрузок при проектировании используются контрольно-измерительные приборы.

10. При проектировании МСП, ПБУ, МЭ и ПТК, планируемых к эксплуатации в условиях ледовых и снеговых нагрузок, предусматриваются мероприятия по удалению снега и льда с их верхних строений для предотвращения деформаций конструкций.

11. Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК должны соответствовать действующим санитарным нормам. Электрическое освещение должно быть выполнено в соответствии с техническими требованиями к освещенности производственных помещений и открытых площадок, а освещенность рабочих мест должна соответствовать санитарным нормам.

12. При проектировании для ОПО МНГК предусматриваются меры по защите персонала от воздействия шума, вибрации, электромагнитных, высокочастотных, радиоактивных излучений, статического электричества.

13. Ориентация МСП, ПБУ, МЭ и ПТК производится с учетом расположения жилых блоков со стороны наименьшей среднегодовой повторяемости ветра. Расстояния от жилых и общественных помещений до взрывоопасных помещений и пространств, указанных в приложении к настоящим Правилам, обосновываются при проектировании.

14. Внешние стены жилого блока МСП, ПБУ, МЭ и ПТК покрываются огнестойкой краской, оснащаются оборудованием для создания водяного экрана с целью теплозащиты при пожаре, обеспечивающей безопасное выдерживание внешнего воздействия огня в жилом блоке на время, необходимое для эвакуации из него людей.

15. Место расположения ЦПУ и характеристики его противоаварийной устойчивости определяются при проектировании с учетом расчетных значений ударных и тепловых нагрузок на его ограждающие конструкции в случае аварий и возможности снижения этих воздействий.

16. Радиостанции, посты, пульты управления автоматических установок тушения пожаров, пожарной сигнализации допускается размещать в жилом блоке МСП, МЭ, ПБУ и ПТК.

17. Электростанции (дизель-генераторы) отделяются от помещений с взрывоопасными зонами противопожарными стенами и перекрытиями, обеспечивающими безопасное выдерживание внешнего воздействия огня на время обеспечения безопасной остановки технологических процессов и эвакуации людей. Кабели, прокладываемые по территории производственных площадок, должны иметь изоляцию и оболочку из материалов, не распространяющих горение.

18. Объекты сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и газового конденсата оснащаются:

сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;

датчиками пожарной сигнализации;

системой автоматического контроля положения уровня жидкости и давления в сепараторах, отстойниках и резервуарах;

системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.

19. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) оснащаются рабочей и аварийной вентиляцией с выводом показателей в ЦПУ основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте.

20. На объектах управления следует иметь сигнальные устройства предупреждения об отключении объектов и обратную связь с ЦПУ.

21. На каждый управляемый с ЦПУ объект следует иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.

22. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.

23. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин осуществляются через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами. Газ продувки направляется в газоотвод.

24. При пересечении технологических трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ, с трубопроводами негорючих веществ последние располагаются снизу.

25. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям МСП, ПБУ, ПТК и МЭ хомутами. Воздушные и выкидные линии не должны располагаться на мостках, рабочих площадках и других переходах через коммуникации.

26. Устройства приема, перекачки и хранения топлива МСП, МЭ, ПБУ и ПТК удаляются от жилых помещений на обоснованное при проектировании расстояние.

27. Для безопасного осмотра и обслуживания надводных элементов МСП, ПБУ, МЭ и ПТК предусматриваются люки, ходы, лестницы, перильные ограждения, специальные смотровые приспособления.

28. Число и расположение скважин в границах горного отвода определяются техническим проектом на разработку конкретного месторождения с учетом экономических факторов, геологического строения месторождения, достигнутого уровня развития техники и технологии бурения скважин, добычи нефти и газа, обеспечения условий для успешной ликвидации возможных осложнений, создания удобств и обеспечения безопасности персонала при последующей эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

29. Для обеспечения одновременного бурения новых и эксплуатации действующих скважин при проектировании предусматривается расположение устьев скважин, законченных бурением, на нижнем ярусе (уровне) МСП, а при бурении расположение устьев скважин и противовыбросового оборудования - на верхнем ярусе (уровне) МСП.

30. При проектировании ОПО МНГК разрабатываются мероприятия по исключению вредного воздействия на окружающую среду сточных вод, твердых бытовых отходов, а также мероприятия по предотвращению аварийных выбросов и сбросов в окружающую среду нефти, нефтепродуктов и иных углеводородов (в жидкой и газообразной фазе).

31. Места размещения емкостей для сбора всех сточных вод выбираются с учетом обеспечения свободного доступа для их профилактического осмотра и ремонта.

32. На МСП, МЭ, ПБУ и ПТК предусматриваются открытые и закрытые дренажные системы. Для сбора отработанного масла машин и механизмов предусматривается специальная емкость.

33. Для сбора отработанного бурового раствора, шлама при очистке бурового раствора устанавливаются специальные контейнеры. На месте установки контейнеров устанавливаются поддоны или выполняется герметичное ограждение со стоком жидкости в общую систему сбора сточных вод.

Поддоны и герметичные ограждения, монтируемые на ОПО МНГК вблизи устьев скважин, под техническим оборудованием и другими техническими устройствами, соединяются с общей системой сбора сточных вод, снабжаются подходами и трапами.

34. Газ, выделяющийся при продувках и разрядках скважин, введенных в эксплуатацию, выкидных линий и сосудов, работающих под давлением, утилизируется. При невозможности утилизации газ направляется на факел с учетом того, чтобы его тепловое воздействие не превышало допустимые для обслуживающего персонала и технологического оборудования значения. Факельный стояк располагается в подветренной стороне жилого блока с учетом преобладающего направления ветра.

35. На морских нефтегазосборных пунктах объекты групповых установок комплексной подготовки газа, на которых технологические процессы связаны с применением огня, располагают на удалении не менее 15 м от аппаратов, содержащих горючий газ, ЛВЖ, ГЖ, а также от устьев скважин.

36. Перекачка продукта из одной емкости в другую обеспечивается их обвязкой.

37. Настилы мостков пунктов сбора и хранения нефти и газа изготавливаются из негорючих материалов.

38. Расстояние между трассой подводного трубопровода и другими ОПО МНГК определяется при проектировании.

39. При пересечении трассы подводного трубопровода с другими подводными коммуникациями и трубопроводами предусматриваются меры, обеспечивающие их сохранность.

40. В начале и конце подводного трубопровода для транспортирования нефти и газа устанавливаются автоматические запорные устройства для его отключения при аварийных ситуациях. Подводные трубопроводы разделяются на секции, между которыми устанавливаются автоматические запорные устройства. Протяженность секций определяется при проектировании.

41. Между плавучими средствами, участвующими в работах на подводных трубопроводах, и береговой базой обеспечивается непрерывная радиотелефонная связь, а также связь с гидрометеорологической службой.

42. При производстве работ на подводном трубопроводе контроль за своевременным и регулярным поступлением информации о прогнозе погоды осуществляет ответственное лицо эксплуатирующей организации.

43. На подводном трубопроводе и в местах его выхода на берег не допускается использование труб с нарушенным антикоррозионным или бетонным покрытием.

44. Эксплуатационные стояки должны крепиться к конструкции стационарных платформ.

45. Трубопроводы до сдачи в эксплуатацию подвергаются наружному осмотру и испытанию на прочность и герметичность. Вид испытания и величины испытательных давлений трубопровода определяются при проектировании.

46. Наружный осмотр подводных трубопроводов проводится в процессе их спуска под воду.

47. Испытание подводного трубопровода проводится по инструкции, предусматривающей порядок проведения данных работ и меры безопасности. Инструкция составляется совместно строительной и эксплуатирующей организациями и утверждается эксплуатирующей организацией. Испытание подводного трубопровода на прочность и проверка на герметичность осуществляется после завершения на нем всех строительно-монтажных работ.

48. По результатам испытания трубопровода на прочность и герметичность составляется акт по форме, утвержденной эксплуатирующей организацией.

49. Трубопровод вводится в эксплуатацию после завершения работ, предусмотренных проектной документацией при наличии средств электрохимической защиты, устройств контроля, автоматики и телемеханики.

50. После завершения работ и испытания подводный трубопровод подвергается проверке по всей трассе. Повторная проверка подводного трубопровода проводится в срок не позднее одного года с начала эксплуатации, последующие проверки проводятся с определенной при проектировании периодичностью, но не реже, чем раз в восемь лет.

Объемы и методы проверок определяются при проектировании трубопроводов. Проверка трубопровода методом подводного видеонаблюдения, в том числе в засыпанной траншее, на предмет обнаружения утечек нефти или газа, загрязнения поверхности дна является обязательной.

51. В случаях, если условия окружающей среды создают угрозу безопасности проведения работ или отрицательно влияют на их качество, организация, непосредственно осуществляющая строительство, эксплуатацию, реконструкцию, капитальный ремонт, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию подводного трубопровода, обязана приостановить работы до наступления благоприятных погодных условий, при которых данные работы могут быть продолжены.

52. Приемка ОПО МНГК или их составляющих, на которых закончены строительно-монтажные работы, проводится комиссией, назначенной приказом эксплуатирующей организации, с оформлением акта приемки, утверждаемого руководителем эксплуатирующей организации, при наличии:

актов приемо-сдаточных (периодических) испытаний основного и вспомогательного оборудования;

документов, подтверждающих соответствие технических устройств требованиям промышленной безопасности;

обслуживающего персонала, имеющего соответствующую квалификацию, аттестацию в области промышленной безопасности и документы на право работы в морских условиях.

53. На МСП, МЭ, ПБУ должны быть предусмотрены системы аварийной и светозвуковой сигнализации.

 

Эксплуатация

 

54. В период отсутствия льда на водном пространстве ежегодно проводится обследование опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований. По результатам обследования составляется акт, утверждаемый эксплуатирующей организацией.

55. Траление и отдача якорей судами в охранной зоне подводных трубопроводов не допускаются. Отдача якорей в этой зоне допускается только при выполнении подводно-технических работ и ремонте трубопровода при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей трубопровод.

56. До начала ремонтных работ на подводных трубопроводах ответственное лицо эксплуатирующей организации обязано ознакомиться с актом обследования водолазами или роботизированными подводными аппаратами участка ремонта трубопровода.

57. Подводный трубопровод после капитального ремонта испытывается на прочность и герметичность.

58. Не допускается размещение ПБУ на месте производства работ, постановка обслуживающих судов на якоря и производство работ в охранной зоне линий электропередач, кабелей связи, морских трубопроводов и других сооружений без письменного согласования с эксплуатирующей их организацией.

59. Не допускается складирование и хранение материалов, оборудования и инструмента в местах проходов, палуб, рабочих и иных местах, не предназначенных для складирования и хранения.

60. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК необходимо иметь неснижаемый запас продуктов питания, питьевой воды, горюче-смазочных материалов для аварийного снабжения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и жизнедеятельности находящихся на них людей на срок не менее 15 суток. Объем восполнения неснижаемого запаса определяется в зависимости от автономности и места нахождения ОПО МНГК с учетом возможностей доставки продуктов питания, питьевой воды и горюче-смазочных материалов.

61. Эксплуатирующая организация обязана иметь все карты подводных и надводных коммуникаций в районе ведения работ. Один экземпляр каждой карты высылается в гидрографическую службу флота.

62. Гидрометеорологическая информация, получаемая по каналам связи, должна регистрироваться в журнале прогнозов погоды, оформленном в письменном или электронном виде по форме, установленной эксплуатирующей организацией.

63. Во взрывоопасных зонах ОПО МНГК осуществляется постоянный контроль состояния воздушной среды. Для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу распространения пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.

Места установки и количество датчиков концентрационных пределов распространения пламени, датчиков газоанализаторов предельно допустимых концентраций вредных веществ должны определяться при проектировании с учетом требований пункта 143 настоящих Правил по размещению датчиков контроля загазованности.

64. Проведение огневых работ в помещениях ОПО МНГК, в местах возможного скопления газа вне помещений допускается после выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии ответственного лица эксплуатирующей организации, указанного в наряде-допуске.

65. На ОПО МНГК следует вести ежедневный учет находящихся на них людей, всех прибывших и убывающих лиц, независимо от сроков их пребывания. Не допускается нахождение на ОПО МНГК лиц без разрешения ответственного лица эксплуатирующей организации.

66. Ответственный за безопасность ОПО МНГК обязан ознакомить (под роспись в специальном журнале) прибывших для проведения работ лиц с правилами внутреннего распорядка, сигналами тревог, обязанностями по конкретным тревогам; указать номер каюты и спасательной шлюпки. Лица, впервые или вновь прибывшие на ОПО МНГК, обязаны ознакомиться с расположением помещений и пройти в сопровождении лица, ответственного по безопасности, по путям эвакуации и основным помещениям МСП, ПБУ, СЭ и ПТК. Не допускается перемещение впервые прибывших лиц по ОПО МНГК без сопровождающих и без предварительного инструктажа по безопасности.

67. При несчастных случаях очевидец несчастного случая, пострадавший (при возможности) немедленно извещает ЦПУ. Пострадавшему следует оказать доврачебную помощь, при необходимости организовать его транспортирование на берег.

68. Аварии и инциденты на ОПО МНГК расследуются в соответствии с "Порядком проведения технического расследования причин аварий, инцидентов и случаев утраты взрывчатых материалов промышленного назначения на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 19 августа 2011 г. N 480 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 8 декабря 2011 г., регистрационный N 22520; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2012, N 5).

69. Эксплуатирующей организацией устанавливаются предельные значения температуры наружного воздуха, скорости ветра, волнения моря, состояния ледовой обстановки в данном климатическом регионе, при которых следует прекратить работы на открытом воздухе или организовывать перерывы для обогрева работающих.

 

Требования к работникам

 

70. Не допускается прием на работу на ОПО МНГК лиц моложе 18 лет.

71. Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием ОПО МНГК, впервые направляемые на работу, а также переведенные с ОПО МНГК одного типа на другой, проходят инструктаж по правилам безопасности при ведении работ и стажировку под руководством ответственного лица эксплуатирующей организации продолжительностью не менее семи рабочих смен, а также инструктаж по электробезопасности. Работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, ведению геофизических и прострелочно-взрывных работ на скважинах, раз в 2 года должны проходить проверку знаний по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП". Данное требование не распространяется на работников, осуществляющих авторский надзор и научное сопровождение внедрения технологических процессов, технических устройств и инструмента.

72. После перерыва в работе на ОПО МНГК более 60 дней перед возобновлением работы все лица проходят внеплановый инструктаж по программе первичного инструктажа на рабочем месте в полном объеме.

73. Экипаж и лица, прибывшие на ОПО МНГК, вне жилого блока экипируется в соответствии с выполняемой ими работой. Экипировка должна быть ярких цветов, со светоотражающими элементами, не поддерживающая горение и изготовлена из антистатических материалов.

74. При объявлении тревоги курение и применение открытого огня не допускается.

75. К управлению грузоподъемными устройствами допускаются лица, отвечающие квалификационным требованиям, а также требованиям, установленным в руководствах (инструкциях) организации-изготовителя по эксплуатации этих устройств, и имеющие допуск по электробезопасности.

76. Персонал, привлекаемый к строповке и обвязке грузов, перемещаемых грузоподъемными устройствами с применением грузозахватных приспособлений, должен иметь уровень квалификации, соответствующий профессии "стропальщик".

77. На ОПО МНГК должны находиться следующие документы, обязательные для изучения персоналом (работниками) в объеме своих должностных обязанностей:

технологические регламенты;

инструкции или планы по безопасному ведению работ или операций;

руководства или инструкции по безопасной эксплуатации оборудования или ОПО МНГК в целом;

правила внутреннего распорядка;

расписание по тревогам;

ПЛА;

инструкция по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов (при выполнении буровых работ).

78. В составе персонала МСП, ПБУ, МЭ и ПТК определяется расчет пожарных команд, обученный работать в дыхательных аппаратах.

79. Весь персонал МСП, ПБУ, МЭ и ПТК проходит инструктаж по электробезопасности.

 

Спасательные средства

 

80. МСП, ПБУ, МЭ и ПТК оборудуются средством коллективной защиты - временным убежищем (убежищами) как местом (местами) сбора и защиты всего персонала (экипажа) при возникновении чрезвычайной ситуации техногенного или природного характера. Временное убежище устраивается таким образом, чтобы персонал находился в безопасности до окончания эвакуации с ОПО МНГК. Во временном убежище устанавливаются необходимые средства связи и жизнеобеспечения. Место размещения, вместимость, продолжительность пребывания укрываемых, защитные свойства, а также другие характеристики временного убежища определяются при проектировании.

81. Рабочие площадки и помещения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК оборудуются не менее чем двумя эвакуационными выходами (основной и запасный). Выходы производственных помещений должны располагаться с противоположных сторон и иметь незапираемые двери, открывающиеся наружу.

82. Не допускается ориентирование выходов из помещений и сооружений в сторону установок, из которых возможно выделение токсичных или горючих газов.

83. Пути эвакуации должны быть обозначены стрелками, светящимися в темноте.

84. Проходы, ведущие к каждой посадочной (шлюпочной) площадке, должны быть шириной не менее 1,4 м.

85. Весь персонал, находящийся на МСП, ПБУ, МЭ или ПТК, распределяется по спасательным средствам в расписании по тревогам. Каждый работник обязан знать свое место на спасательных средствах и действия по сигналу оставления МСП, ПБУ, МЭ или ПТК.

86. Эвакуационные пути общей эвакуации, включая устройства для спуска на воду, места размещения спасательных средств, а также поверхность моря в месте спуска, должны иметь основное и аварийное освещение в темное время суток. Аварийное освещение должно обеспечивать не менее 10% от установленных норм освещенности для помещений, рабочих площадок и указанных мест.

87. Способы эвакуации с МСП, ПБУ, МЭ и ПТК (судами, вертолетами, шлюпками, плотами, иными спасательными средствами) определяются расписанием по тревоге "Шлюпочная тревога". Решение о конкретном способе эвакуации принимает начальник МСП, ПБУ, МЭ или ПТК в зависимости от обстановки. В расписании "Шлюпочная тревога" (для каждого способа эвакуации) определяются обязанности персонала (экипажа) в части:

подготовки и спуска коллективных спасательных средств;

подготовки эвакуационных систем для обеспечения перехода экипажа на морские суда и/или в коллективные спасательные средства;

посадки экипажа и персонала в коллективные спасательные средства;

сохранения судового и машинного журналов, других эксплуатационных документов и ценностей согласно описи, установленной эксплуатирующей организацией;

управления коллективными спасательными средствами в море и организации их связи между собой, с другими судами, береговыми службами, а также с самолетами и вертолетами, предназначенными для эвакуации персонала.

88. За каждой спасательной шлюпкой в расписании по тревоге закрепляется командир шлюпки и его заместитель.

89. Количество спасательных средств определяется исходя из двукратного обеспечения максимально допустимого числа лиц для конкретного МСП, ПБУ, МЭ или ПТК.

90. В составе МСП, ПБУ, БС, МЭ и ПТК предусматриваются меры и средства по эвакуации и спасению персонала при ледовых условиях, а также в период наличия льда и открытой воды.

91. Применяются спасательные средства и устройства, оборудование спасательных средств и устройств, обеспечивающие их надежность в использовании при экстремальных условиях эксплуатации МСП, ПБУ, МЭ и ПТК.

92. Эксплуатирующей организацией назначается работник, ответственный за исправное состояние, порядок хранения и сроки предъявления к техническому осмотру спасательных средств и устройств на конкретном МСП, ПБУ, МЭ или ПТК.

93. Коллективные спасательные средства должны быть размещены в зоне жилого комплекса, временного убежища и по бортам МСП, ПБУ, МЭ и ПТК в местах, удобных для их использования.

94. Оснащение спасательных шлюпок, размещенных на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК, осуществляется в соответствии с требованиями, предъявляемыми к оборудованию морских судов.

95. Техническое состояние спасательных шлюпок и их оснащение проверяются ответственным работником не реже одного раза в месяц. Обнаруженные неисправности и недостатки оснащения устраняются немедленно. Результаты проверок оформляются актом и заносятся в журнал в письменном или электронном виде.

96. Испытания коллективных спасательных средств на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК проводятся в соответствии с требованиями, предъявляемыми для испытания спасательных средств на морских судах.

97. Использование спасательных средств не по прямому назначению не допускается.

98. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК предусматриваются спасательные жилеты и гидрокостюмы в количестве, равном сумме числа спальных мест в жилом блоке и числа работников на рабочих местах еще на одну вахту.

99. Спасательные жилеты и гидрокостюмы размещаются в каждом спальном помещении для каждой койки. Для работающей вахты спасательные жилеты и гидрокостюмы хранятся на рабочих местах или вблизи пунктов сбора в специально отведенных местах. Тип гидрокостюма должен соответствовать гидрометеорологическим условиям региона проведения работ.

100. При групповом хранении индивидуальных спасательных средств на МСП, ПБУ, МЭ или ПТК места хранения отмечаются светящейся в темноте надписью (знаком) "Спасательные средства" или подсветкой надписи обычной краской.

101. Спасательные круги размещаются с учетом их равномерного распределения по обеим сторонам посадочных причальных площадок, пешеходного моста (при его наличии), а также через каждые 20 м по периметру каждой палубы (яруса, этажа). Не менее 50% от общего числа спасательных кругов оснащаются буйками с самозажигающимися огнями и не менее 25% автоматически действующими дымовыми шашками.

102. Линь буйка с самозажигающимися огнями или дымовой шашкой спасательного круга закрепляется на неподвижных частях ОПО МНГК вблизи спасательного круга.

103. Состояние индивидуальных спасательных средств проверяется ответственным работником в сроки, установленные изготовителем, но не реже одного раза в 6 месяцев. Спасательный жилет проверяется его владельцем перед каждой вахтой.

104. Индивидуальные спасательные средства используются в строгом соответствии с инструкцией по эксплуатации. Во время учебных тревог руководитель учения проверяет умение персонала пользоваться ими.

105. МСП, ПБУ, МЭ и ПТК оснащаются сигнальными средствами для подачи сигналов бедствия.

106. Не допускается запускать сигнальные ракеты в сторону скопления людей, судов и береговых сооружений.

107. Сигнальные ракеты хранятся в специальных ящиках и шкафах, закрываемых на ключ, условия хранения должны соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. Ящики (шкафы) с ракетами находятся на безопасном удалении от источника тепла (выхлопные трубы, котлы, паровое или электрическое отопление) в местах, определенных эксплуатирующей ОПО МНГК организацией.

108. На коллективных спасательных средствах ракеты хранятся в водонепроницаемой упаковке.

109. Ответственный работник осуществляет постоянный контроль за исправным состоянием и сроком годности сигнальных средств.

 

Применение транспортных средств для доставки людей

 

110. Доставка персонала на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК осуществляется транспортными средствами, оборудованными для перевозки людей.

111. МСП, ПБУ, МЭ и ПТК оборудуется взлетно-посадочной площадкой для вертолетов.

112. Прием и отправка персонала на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК производятся по списку и под наблюдением ответственных лиц организации, осуществляющей транспортирование.

113. Меры безопасности при доставке персонала вертолетом на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК регламентируются инструкцией по производству полетов, разработанной компанией-перевозчиком.

114. Посадка и высадка людей с судов, МСП, ПБУ, МЭ и ПТК осуществляются по решению ответственного лица эксплуатирующей организации по согласованию с капитаном судна, оборудованного для перевозки людей (далее - судно перевозки).

115. Не допускается проведение ПРР с использованием кранов МСП, ПБУ, МЭ и ПТК одновременно с посадкой или высадкой людей с судов перевозки.

116. Пересадка людей с судна перевозки на МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и обратно производится только при помощи предназначенных для этих целей пересадочных средств.

117. Швартовка судов перевозки к МСП, ПБУ, МЭ и ПТК производится согласно инструкциям по эксплуатации данного МСП, ПБУ, МЭ и ПТК, инструкциям по швартовке судов перевозки, утвержденным эксплуатирующей организацией.

118. На судне перевозки и МСП, ПБУ, МЭ и ПТК в месте посадки-высадки людей должен находиться спасательный круг со светящимся буем с линем длиной не менее двойной высоты от места размещения круга до поверхности воды.

119. Применяются пересадочные средства для пересадки людей, обладающие плавучестью и снабженные табличками, где указываются допустимое количество людей, грузоподъемность пересадочного средства и сроки испытания.

120. Пересадочные средства ежегодно испытывают статической нагрузкой, превышающей расчетную в 2 раза, и динамической - равномерным подъемом и опусканием с грузом, превышающим на 10% расчетную рабочую нагрузку. Испытания проводятся комиссией, назначенной ответственным лицом эксплуатирующей организации. Результаты испытаний оформляются актом с регистрацией в журнале их испытаний и осмотров в письменном или электронном виде.

121. Пересадочные средства осматриваются не реже одного раза в три месяца работн?

Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности
  • Тип издания: НПА
  • Язык: *

Утверждены

Коллегией Министерства

нефтяной промышленности СССР

(протокол от 15 октября 1984 г.

N 44 п. IV)

 

Согласованы

Госгортехнадзором СССР

(Постановление от 18.10.84 N 52)

Министерством геологии СССР

(письмо от 23.10.84 РС-04/65-6502)

Министерством газовой

промышленности СССР

(письмо от 12.09.84 ВТ-708)

 

ПРАВИЛА

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

Настоящие Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений являются практическим руководством для работников геологоразведочных, буровых и нефтегазодобывающих предприятий, научно-исследовательских и проектных институтов, органов Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием разработки и обустройства, разбуриванием и разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений, со строительством и эксплуатацией скважин и других промысловых сооружений.

В Правилах сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других промысловых сооружений, охране недр и окружающей среды, технике безопасности при проведении этих работ. Они составлены с учетом требований основ законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах, основ законодательства Союза ССР о земле, основ водного законодательства Союза ССР и союзных республик, постановлений ЦК КПСС и Совета Министров СССР по охране природы и улучшению использования природных ресурсов, действующих инструкций и положений по указанным вопросам.

Соблюдение настоящих Правил обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, осуществляющих разведку, подсчет запасов, проектирование разработки и обустройства, разбуривание и разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе и морских), строительство и эксплуатацию скважин и других промысловых сооружений.

С утверждением настоящих Правил ранее действовавшие "Правила разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин", утвержденные 25 октября 1983 г. Государственным комитетом химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР, утрачивают силу.

 

1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ

 

1.1. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение

 

1.1.1. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

1.1.2. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к

пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ

над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной

оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать

углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи

- Vн

к объему всей залежи (Vн = -------) двухфазные залежи подразделяются на:

Vн + Vr

-

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (Vн > 0,75);

-

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < Vн <= 0,75);

-

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < Vн <= 0,50);

-

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Vн <= 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

1.1.3. Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

1.1.4. По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:

- простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

- сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;

- очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.

1.1.5. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

- уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;

- крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

- средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

- мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

 

1.2. Категории скважин

 

1.2.1. По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

--------------------------------

<*> Далее по тексту кроме случаев, где это специально оговорено, вместо "нефтяное, газонефтяное, газонефтеконденсатное, нефтегазовое или нефтегазо-конденсатное" месторождение (залежь), для сокращения используется только "нефтяное" месторождение (залежь).

 

1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин.

- основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

- резервный фонд скважин;

- контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;

- оценочные скважины;

- специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

- скважины-дублеры.

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные - для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории A + B + C1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного <*> фонда с нижележащих объектов.

--------------------------------

<*> Примечание: Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доработки) верхних объектов в зонах их совмещения.

 

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие, остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

 

1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке

нефтяных месторождений

 

1.3.1. Перед разведкой нефтяного месторождения или отдельной залежи следует понимать комплекс работ, включающих бурение по определенной системе оптимального числа разведочных скважин, их испытание и пробную эксплуатацию, проведение на них промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, лабораторные исследования отобранных из них керна и пластовых флюидов в целях подготовки запасов нефти категорий C1 + C2 в соотношениях, необходимых для составления технологической схемы разработки.

В процессе разведки должны быть установлены тип залежи, условия залегания нефти и газа, положения контуров нефтегазоносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, состав и свойства флюидов, получены данные о гидродинамическом режиме месторождения (залежи).

1.3.2. Разведочные работы и подсчет запасов нефти, горючих газов и конденсата осуществляются производственными геологоразведочными или нефтегазодобывающими и научно-исследовательскими организациями в соответствии с действующими положениями и инструкциями.

1.3.3. Основными документами, на основании которых проводятся разведочные работы, являются проекты разведки отдельных площадей (районов) и месторождений, составляемые и утверждаемые в установленном порядке.

1.3.4. В проекте разведки должны быть обоснованы:

а) конкретные задачи, плотность сетки и система размещения разведочных скважин, их проектные глубины и конструкции, способы и последовательность бурения;

б) интервалы отбора керна (с применением, в необходимых случаях, малофильтруемых буровых растворов), испытания на приток продуктивных пластов;

в) порядок опробования и испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения;

г) комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

д) мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении, испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин;

е) объемы и сроки обустройства площадей для разведочного бурения (подъездные дороги, водоснабжение, базы снабжения и др.);

ж) примерная стоимость и ожидаемая эффективность разведочных работ;

з) для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей система размещения разведочных скважин и расстояния между ними обосновываются с учетом необходимости обязательного определения промышленной ценности нефтяной и газовой части этих залежей;

и) конструкции разведочных скважин на площадях с выявленной нефтегазоносностью должны согласовываться с нефтегазодобывающими предприятиями.

1.3.5. Для каждого имеющего промышленное значение нефтяного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:

- литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;

- гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;

- общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;

- тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;

- характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);

- начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

- значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

- гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

- физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);

- физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

- физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

- физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);

- физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);

- дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;

- смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;

- зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

- средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей <*>;

--------------------------------

<*> Для залежей с нефтями повышенной вязкости, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических и термохимических методов воздействия на пласт.

 

- запасы нефти, нефтяного и природного газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов по категориям C1 + C2 в соотношениях, удовлетворяющих требованиям действующей "Классификации запасов" и инструкции по ее применению.

1.3.6. Требования к методике проведения, объемам геолого-разведочных работ, изученности параметров и запасов месторождений (залежей), подготовленных к разработке, регламентируются действующими "Классификацией запасов...", "Инструкцией по применению классификации...", "Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов", "Инструкцией о порядке составления, содержания и оформлении материалов по ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр...", "Положением о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения".

 

1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование,

испытание и пробная эксплуатация разведочных скважин

 

1.4.1. С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, при разведке месторождений по каждой разведочной скважине должен проводиться комплекс исследовательских работ по изучению разреза пород, слагающих месторождение, опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

1.4.2. Виды исследовательских работ по разведочным скважинам (отбор и лабораторные исследования шлама, керна, глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, промыслово-геофизические и газогидродинамические исследования скважин и т.п.), объемы и порядок проведения определяются проектом разведки месторождения, групповыми или индивидуальными техническими проектами на строительство скважин в соответствии с требованиями действующих инструкций согласно п. 1.3.6 настоящих "Правил...".

1.4.3. Интервалы отбора керна, опробований и испытаний, геофизических и гидродинамических исследований (с указанием их видов) в каждой разведочной скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом.

1.4.4. Под опробованием вскрытых пластов следует понимать установление их нефтегазонасыщенности путем непосредственного отбора проб, содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава последних.

Отбор проб осуществляется в процессе бурения скважин с помощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах.

1.4.5. Под испытанием разведочных скважин следует понимать комплекс работ, проводимых с целью установления:

- начальных пластовых давлений и температур;

- начальных положений водонефтяных и газонефтяных контактов;

- продуктивной характеристики пластов;

- геолого-физических характеристик продуктивных пластов;

- состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

1.4.6. Под пробной эксплуатацией разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т.п.).

Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по индивидуальным планам и программам, составляемым разведочными и добывающими организациями. Планы пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора СССР.

1.4.7. Передача скважин в эксплуатацию без проведения работ, указанных в п. п. 1.4.4 - 1.4.5, запрещается.

При испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин должен быть обеспечен отбор и использование нефти. Загрязнение территории, леса, рек, водоемов нефтью запрещается.

1.4.8. Вопросы использования разведочных скважин, оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности, решаются разведочным предприятием по согласованию с нефтедобывающим предприятием, проектной организацией и органами Госгортехнадзора СССР.

 

1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей

 

1.5.1. На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно-построенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ СССР) в случае необходимости получения дополнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности поддержания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков.

1.5.2. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

1.5.3. Пробная эксплуатация залежей осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями в соответствии со специально составленными проектами пробной эксплуатации.

1.5.4. Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежей служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.

1.5.5. В проектах пробной эксплуатации обосновываются:

а) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

б) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории C1, интервал отбора керна из них;

в) комплекс детальных сейсмических исследований, направленных на уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллектора, положения контуров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных горизонтов с целью обоснования размещения скважин;

г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для:

- уточнения положения ВНК, ГНК, продуктивности добывающих скважин, приемистости, нагнетательных скважин по воде, оптимальных депрессий;

- изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа, физико-гидродинамических характеристик коллекторов (величин начальных нефтегазонасыщенностей, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующих им значений проницаемостей для нефти, воды и газа, зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности);

д) ориентировочные уровни добычи нефти, газа, закачки воды на период пробной эксплуатации.

Местоположение и количество опережающих скважин в проектах пробной эксплуатации должно быть согласовано с Мингео СССР (в случаях, если разведку месторождения осуществляют его предприятия).

1.5.6. Проекты пробной эксплуатации мелких месторождений составляются организациями и подразделениями, подчиненными нефтегазодобывающим объединениям при методической помощи отраслевых, территориальных и специализированных институтов. Проекты пробной эксплуатации уникальных, крупных, средних и всех сложнопостроенных месторождений составляются отраслевыми НИПИ.

Проекты пробной эксплуатации по месторождениям с запасами нефти 100 млн. т и более и газа более 500 млрд. м3 по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.

1.5.7. На основе утвержденных проектов пробной эксплуатации составляется проектно-сметная документация на обустройство месторождения (на период пробной эксплуатации); в которой должны быть рассмотрены вопросы утилизации нефтяного газа и конденсата.

1.5.8. Виды, объемы и качество результатов опытных и исследовательских работ, проводимых при пробной эксплуатации, контролируются организациями, осуществляющими подсчет запасов и проектирование разработки, местными органами Госгортехнадзора СССР.

 

1.6. Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей

 

1.6.1. Под опытно-промышленной разработкой нефтяных месторождений, залежей или участков залежей следует понимать промышленные испытания новой для данных условий технологии разработки (в том числе по повышению нефтеотдачи и различных систем заводнения).

1.6.2. Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведуемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются для участков залежей (месторождений) или объектов в целом, намеченных к опробованию новой для данных геолого-физических условий технологий разработки.

1.6.3. Участок или залежь для проведения опытно-промышленных работ выбирается так, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов, не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).

1.6.4. В технологической схеме опытно-промышленной разработки обосновываются:

- комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;

- необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;

- потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;

- уровни добычи нефти и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;

- комплекс исследований по контролю за процессом разработки с целью получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта;

- основные требования к схеме промыслового обустройства;

- мероприятия по охране недр и окружающей среды;

- предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможностей

.

реализации технологической схемы, но не более 5 - 7 лет.

.

1.6.5. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются специализированными отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами, рассматриваются на технических советах нефтегазодобывающих управлений, объединений Главтюменнефтегаза. Технологические схемы опытно-промышленной разработки с запасами нефти 100 млн. т и более, газа более 500 млрд. м3 по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.

 

1.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа и конденсата.

Порядок передачи разведанных месторождений для опытных

работ и промышленного освоения

 

1.7.1. Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР), учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых в СССР по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений служат основой для составления технологических схем и проектов их разработки, используются при разработке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства.

1.7.2. При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

1.7.3. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов по народнохозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету:

- балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

- забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

1.7.4. Запасы нефти и газа месторождений (залежей), расположенных в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

1.7.5. В балансовых запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под извлекаемыми запасами понимается часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) с балансовым запасом определяет коэффициенты извлечения нефти (конденсата) из недр.

1.7.6. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степени изученности подразделяются на разведанные - категории A, B и C1 и предварительно оцененные - категория C2.

Квалификация запасов по категориям производится в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.

1.7.7. Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материалов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с утверждением их ГКЗ СССР);

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в другие категории, с переутверждением их в ГКЗ СССР при изменении балансовых и извлекаемых запасов (категории A + B + C1) более чем на 20%.

1.7.8. На разрабатываемых месторождениях по данным разработки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки должны производиться перевод запасов категорий C1 и C2 в категории B и A, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазодобывающих предприятий производится по изменению их содержания в недрах согласно действующему положению о списании запасов полезных ископаемых с баланса предприятий.

1.7.9. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий A + B + C1 увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ СССР более чем на 20%, а также когда общее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) балансовых и извлекаемых запасов категорий A + B + C1 превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа, должны быть произведены пересчет запасов и переутверждение их в ГКЗ СССР.

1.7.10. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем залежам и по месторождению в целом производится с выделением запасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

1.7.11. Запасы нефти, конденсата и имеющих промышленное значение ценных компонентов подсчитываются и учитываются в единицах массы, запасы природного и нефтяного газа - в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293 °K).

1.7.12. Подсчеты балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов должны производиться по принятым ГКЗ СССР методикам. Эти подсчеты должны удовлетворять требованиям действующей классификации запасо?

Приказ Ростехнадзора от 12.01.2015 N 1 «О внесении изменений в правила безопасности нефтяной и газовой промышленности»

  • Рубрики: Объекты нефтегазодобывающей промышленности, Ростехнадзор
  • Тип издания: НПА
  • Год издания: 2015
  • Страниц: 31
  • Язык: *
  • Читать on-line

Авторизация

Фильтр

О комплексе

Контакты

Техническая поддержка сайта

  1. Книги
  2. Журнал
  3. НПА