Идентификация опасных производственных объектов


Параграф 2. Требования к обеспечению промышленной безопасности при



страница2/4
Дата09.08.2019
Размер0.85 Mb.
#127538
1   2   3   4

Параграф 2. Требования к обеспечению промышленной безопасности при строительстве объектов на морских нефтегазовых сооружениях
33. Перед началом строительства объектов на морских нефтегазовых сооружениях разрабатывается проектная документация.

Перед началом проектирования объектов строительства или реконструкции сооружений производятся инженерные изыскания (инженерно-гидрографические, геодезические, геологические, гидрометеорологические). Исполнитель обеспечивает полноту материалов и сведений, полученных в процессе изысканий.

При разработке проекта обустройства месторождения на море должны определяется технологические операций по подготовке нефти, газа, вариант компоновки и монтажа технологического оборудования и расположения производственных, жилых, общественных и вспомогательных помещений на морских нефтегазовых сооружениях.

В производственных помещениях на рабочих местах морских нефтегазовых сооружениях вывешиваются схемы расположения трубопроводов и запорных устройств на коммуникациях бурового и эксплуатационного оборудования с указанием длины и диаметра нефтяных и газовых трубопроводов.

Все изменения и дополнения в расположении трубопроводов и запорных устройств на коммуникациях оборудования в течение суток вносятся в технологические схемы.

Для защиты персонала при взрыве, пожаре или загазованности предусматривается временное убежище. Помещение временного убежища на морских нефтегазовых сооружениях защищается от воздействий взрыва, проникновения дыма и газа, от возгорания и распространения пожара на время необходимое для эвакуации.

Все конструкции и внешние стены помещений выполняются из стали.

34. Жилые помещения должны быть удалены от наиболее опасных участков работы, устьев скважин, систем обработки буровых растворов, двигателей, насосов, емкостей с нефтью и горюче-смазочными материалами.

Жилые помещения и временные убежища должны располагаться на максимально возможном безопасном удалении от установок подготовки и транспортировки нефти и газа, нефтепромыслового оборудования работающего под давлением (сепараторы, теплообменники, компрессоры, продуктопроводы). Аварийный выход из жилых помещений должен находиться с противоположной стороны от установок.

35. На морских объектах, требующих постоянного присутствия персонала, предусматриваются медицинские пункты по оказанию первой медицинской помощи и помещения изолятора, соответствующие численности персонала.

36. Медицинский пункт располагается ближе к вертолетной площадке и/или к месту эвакуации водным транспортом и оснащается носилками и средствами для безопасной транспортировки пострадавшего или больного.

37. В помещениях должна предусматриваться приточно-вытяжная вентиляция. Взаимное расположение выкидных и воздухозаборных шахт должно исключать засасывание отработанного воздуха.

38. Воздухозаборные устройства должны располагаться вне взрывоопасных зон и снабжаются устройствами автоматического включения системы вентиляции при достижении 20 процентов предельно допустимой концентрации взрывоопасных веществ.

39. В производственных помещениях, где возможно внезапное интенсивное выделение взрывоопасных газов или паров, предусматривается аварийная вентиляция. Запуск аварийной вентиляции должен быть автоматическим от сигналов датчиков газоанализаторов.

40. Вентиляционные агрегаты, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях должны быть во взрывозащищенном исполнении.

41. Объединение нескольких взрывоопасных помещений общими воздуховодами не допускается. Вентиляционные системы оборудуются пожарными заслонками.

42. При повышенном риске загазованности до взрывоопасной концентрации, освещение применяется во взрывобезопасном исполнении. Предусматривается наличие сигнализаторов контроля взрывоопасной концентрации газа (сероводорода, двуокись серы, диоксид азота, оксид углерода, бензол, толуол и ксилол).

43. В производственных помещениях, где возможен разлив нефтепродуктов, химических реагентов, предусматриваются съемные настилы, предотвращающие скольжение и не имеющие выступов.

Конструкция настила морских нефтегазовых сооружений предусматривает уклон в сторону блока сбора сточных вод и канализационной системы.

44. Настил подвышечной части портала изготавливается с отводом стоков и блок промышленных стоков.

В настиле рабочей площадки у ротора предусматривается отверстие для шланга со съемной крышкой.

Места сопряжения стволов бурящихся и эксплуатационных скважин, шурфовой трубы и кассет для утяжеленных бурильных труб с настилом площадки должны обеспечивать герметичное соединение.

45. Настил для сбора стекающих жидкостей должен предусматриваться на каждом ярусе морских нефтегазовых сооружений. Настил имеет отбортовку по всему периметру платформы, высотой 150 миллиметров.

Настил подвышечной части портала должен изготавливаться из дерева, и иметь отвод стоков в блок промышленных стоков.



46. Все оборудование, трубопроводы и арматуры расположенные в производственных помещениях и подвергающиеся нагреванию, обеспечиваются устройствами, предотвращающими или ограничивающими выделение конвективного и лучистого тепла (теплоизоляция, экранирование, отведение тепла).

Горячие металлические поверхности с температурой выше 70 градусов Цельсия ограждаются или покрываются теплоизолирующим материалом.

47. Рабочие площадки, возвышающиеся более чем на 1 метр от уровня пола, снабжаются лестницами, ограждаются перилами. Ширина лестниц (трапов) должна быть не менее 650 миллиметров. Угол наклона трапов (лестниц) должен быть не более 60 градусов.

48. Конструкция многоярусных морских нефтегазовых сооружений должна обеспечивать расположение устьев эксплуатационных скважин и оборудования эксплуатационного комплекса на нижних ярусах, а устьев бурящихся скважин на верхнем ярусе платформы.

49. На морских нефтегазовых сооружениях и плавучих буровых установках (далее – ПБУ) по периметру каждого яруса устанавливаются ограждения, высотой не менее 1,2 метра.

50. Конструкция многоярусных морских нефтегазовых сооружений в блочно - модульном исполнении верхнего строения платформы и ПБУ для одновременного бурения и эксплуатации скважин должна обеспечивать расположение устьев добывающих скважин на нижнем ярусе и противовыбросового оборудования бурящихся скважин и устьев бурящихся скважин на верхних ярусах.



51. Аварийный дизель-генератор устанавливается на верхнем ярусе в составе или вблизи модуля жилого блока в отдельном помещении и отделяется от взрывоопасных помещений противопожарными стенами и перекрытиями.

52. При блок-модульном исполнении эксплуатационного оборудования хранилище топлива и масла на морских нефтегазовых сооружениях в количестве, не более 30 дневного запаса размещается с внешней стороны блок - модулей, по периметру. Емкости для хранения метанола устанавливаются на нижнем ярусе морских нефтегазовых сооружений, емкости для хранения топлива для дозаправки вертолетов устанавливаются на нижнем ярусе с краю платформы под вертолетной площадкой.

Емкость для хранения топлива с температурой вспышки 60 градусов Цельсия и выше, устанавливается под энергетическим блок - модулем. на расстоянии по горизонтали не менее 10 метров от жилого блока, технологического оборудования, включая устье скважины.

Топливные и метанольные емкости, защищаются термоизоляцией толщиной 40 - 50 миллиметров.

Трубопроводы для приёма топлива и метанола с судов обслуживания должны быть стационарно выведены на причальные площадки и находиться на расстоянии не менее 10 метров от жилого блока.

Топливные трубопроводы прокладываются вне взрывоопасных помещений. Не допускается прокладка топливных трубопроводов на рабочих площадках или в других местах, где они могут быть подвергнуты повреждению.

53. Металлоконструкции и блок - модули морских нефтегазовых сооружений снабжаются устройствами для крепления их к палубе краново-монтажного судна (далее - КМС) или буксируемого плавучего средства.

54. В составе каждого блок - модуля предусматриваются технологические трубопроводы и коммуникации с быстросъемными соединениями.

55. Места стыковки отдельных блок - модулей должны исключать загрязнение моря выбуренной породой, сыпучими материалами, нефтью и нефтепродуктами.

56. Конструкция блок - модулей морских нефтегазовых сооружений должны обеспечивать смену технологического оборудования с помощью грузоподъемных средств, размещенных на морских нефтегазовых сооружениях.

57. Металлоконструкции и блок-модули ПБУ должны иметь устройства для крепления к палубе КМС или буксирного судна. На блок-модулях применяют трубопроводы с быстросъемными соединениями.

Места стыковки отдельных блок-модулей должны быть герметичными и исключать загрязнение моря выбуренной породой, сыпучими материалами, нефтью и нефтепродуктами при эксплуатации ПБУ.

Конструкции блок-модулей обеспечиваются устройством для строповки исключающими возможность задевания стропами при их натяжении оборудования и коммуникаций, смонтированных в блок-модуле.

58. Эксплуатационные стояки размещаются с края морских нефтегазовых сооружений вне зоны причала судов. Не допускается устанавливать стояки на расстоянии менее 15 метров от жилого блока и вводить стояк под платформу. Расстояние между стояками должно быть не менее 500 миллиметров.

Размещение эксплуатационных стояков на платформе, их монтаж, крепление и защита должны обеспечивать безопасную эксплуатацию.

Работы, связанные с креплением эксплуатационных стояков к конструкции морских нефтегазовых сооружений и их обслуживанием, производятся с люлек, площадок, подмостей в спасательных жилетах.

59. ПБУ должна иметь не менее четырёх швартовных устройств, расположенных с учётом возможности посадки и высадки людей с судов при ветре различного направления, а также консольные площадки, выступающие за габариты посадочных и причальных площадок.

Конструкция отбойных паловшвартовных устройств должна иметь амортизационные устройства, смягчающие удары, возникающие при причаливании судов обслуживания.

60. Надводные элементы морских нефтегазовых сооружений должны обеспечивать безопасный осмотр и обслуживание.

Рабочие площадки, возвышающиеся более чем на 1 метр от уровня пола, снабжаются лестницами, ограждаются перилами.

61. Работы по установке опорных блоков ПБУ на точке строительства проводятся в дневное время суток.

Опорный блок из транспортного - горизонтального положения в вертикальное положение переводится после удаления судов обслуживания на безопасное расстояние.

Управление приёмом балласта в секции ног блока обеспечивается  дистанционным управлением с борта КМС.

62. Верхние части опорных блоков ПБУ относительно друг друга устанавливаются в одной горизонтальной плоскости. Конструкция опорного блока оборудуется устройством для заполнения внутреннего объема нижних секций водой с целью перевода в вертикальное положение при установке на грунт в заданной точке.

63. Снятие строп опорного блока производится после установки его на точке строительства и обеспечения горизонтальности верхней его части.

64. Для демонтажа вспомогательных понтонов и монтажа несущей конструкции надводной части вдоль элементов верхней панели блока предусматриваются монтажные подходы с односторонним перильным ограждением высотой 1 метр.

Конструкция опорного блока ПБУ в верхней части должна иметь крепление вспомогательных понтонов для приведения металлоконструкции в вертикальное положение после спуска её на воду, и устройства для заполнения внутреннего объема нижних секций водой с целью перевода в вертикальное положение (в случае транспортировки их на плаву) и установки на грунт в заданной точке.

65. Закрепление опорного блока осуществляется КМС, оснащенным сваебойным оборудованием.

66. После установки опорных блоков на точке, проводится подводное обследование сооружения по выявлению возможных деформаций металлоконструкции.

67. Конструкция вышки должна обеспечивать надежность ее крепления к порталу (постаменту) и эксплуатацию без оттяжек.

Внутри вышки должны устанавливаться два стояка манифольда буровых насосов.

Буровая установка должна оснащаться комплексом механизмов автоматического спуска и подъема.

Балкон вышки должен быть оборудован устройством для срочной эвакуации рабочего и переговорным устройством.



68. Высота подвышечного портала должна обеспечивать безопасность и удобство работ по обслуживанию и эксплуатации противовыбросового оборудования.

Подвышечный портал должен оборудоваться переходными площадками и трапами к оборудованию циркуляционной системы, приемному мосту и аварийным выходам.

Для монтажа, демонтажа и ремонта растворопроводов подвышечный портал должен оборудоваться пешеходной дорожкой с перильными ограждениями.

69. Подвышечный портал должен снабжаться грузоподъемным устройством для перемещения и монтажа противовыбросового оборудования.

70. Противовес якорного каната, контргрузы машинных ключей, шурфовые направления для ведущей трубы и утяжеленных бурильных труб не должны препятствовать производству работ над порталом (постаментом). Противовес и контргрузы должны иметь защитные ограждения.

71. При многорядном бурении куста скважин в конструкции подвышечного портала должны предусматриваться устройства, обеспечивающие его перемещение по направляющим в продольном и поперечном направлениях.

72. Направляющие перемещения подвышечного портала должны оборудоваться на концах упорами и конечными выключателями.

73. Система гидроуправления перемещением подвышечного портала в продольном и поперечном направлениях должна иметь блокировку, исключающую возможность одновременного включения перемещения портала в обоих направлениях.

74. Размещение пультов управления перемещения подвышечного портала должна обеспечивать удобство их обслуживания и обзор за процессом перемещения.


Параграф 3. Требования к обеспечению промышленной безопасности при бурении скважин
75. При подготовке ПБУ к переходу на новую точку должны предусматриваться:

1) план вывода ПБУ с точки и постановку на точку бурения;

2) приемка запасов топлива, воды, расходных запасов продовольствия и необходимых материалов;

3) заявка на гидрометеорологическое обслуживание;

4) заявка на ледокольное сопровождение;

5) заявка на заход в порт;

6) изучение маршрута перехода, наличие комплекта карт, лоций и навигационных пособий;

7) проверка наличия, готовности и исправности судового оборудования, устройств и систем ПБУ;

8) проверка готовности и исправности бурового и технологического оборудования, инструментов, приспособлений и материалов.

76. Талевый блок с компенсатором необходимо перевести в нижнее положение и закрепить элементы талевой системы и устройства для подачи труб, принять меры для предотвращения смещения оборудования.

77. План постановки ПБУ на точку бурения должен содержать:

1) координаты точки бурения;

2) гидрометеорологические условия в районе постановки;

3) инженерно-геологические условия, состояние морского дна, отсутствие кабелей, трубопроводов и объектов, представляющих опасность для бурового судна.

78. На ПБУ постоянно регистрируются и контролируются следующие данные:

1) глубина моря;

2) скорость и направление ветра;

3) параметры бортовой, килевой и вертикальной качки;

4) рыскание (вращение вокруг вертикальной оси);

5) горизонтальное смещение;

6) осадка судна;

7) угол наклона морского стояка;

8) высота волны;

9) скорость течения.

79. Разрешение на выполнение отдельных технологических операций и применение ограничений эксплуатации бурового оборудования, указания о прекращении бурения и отсоединении морского стояка по погодным условиям выдаются лицом, ответственным за безопасное проведение работ ПБУ.

80. При усилении волнения моря и ветра, при перемещении ПБУ над точкой бурения выходящими за допустимые пределы, в случае появления дрейфующих ледяных полей, бурение прекращается и проводится расстыковка морского стояка от устья для ухода ПБУ, с выполнением мероприятий, обеспечивающих повторный ввод бурильного инструмента в скважину при возврате ПБУ на точку.

81. В процессе бурения производятся работы по прогнозированию и определению пластовых давлений.

82. При первых признаках газонефтеводопроявления (далее – ГНВП) устье скважины герметизируется и принимаются меры по глушению скважины.

Лицо, ответственное за безопасное проведение работ на ПБУ сообщает о случившемся руководителю буровой организации.

83. На судне организовывается наблюдение за возможным возникновением аварий с образованием грифонов. В случае возникновения грифонов в районе расположения ПБУ и создания угрозы для ПБУ руководитель буровой установки принимает меры для ухода бурового судна с точки бурения.



Работы по отсоединению от устья и герметизации скважины проводятся под руководством лица, ответственного за безопасное проведение работ.

84. При уходе от подводного устья скважины, когда скважиной вскрыты пласты с аномально высоким пластовым давлением или продуктивные горизонты, герметизацию устья скважины проводится при нахождении бурильного инструмента в забое последней обсадной колонны.



85. Сооружения и установленное оборудование, приборы и технические средства проходят периодические проверки, техническое обслуживание и контрольные испытания в соответствии с руководством по их эксплуатации и ремонту.

86. В деле скважины фиксируются отчеты с данными по параметрам и компонентам бурового раствора, компоновке бурового инструмента и режим бурения, методы, объемы и результаты геолого-геофизических работ, описание ликвидации аварии, инцидентов и выполненных работ по консервации и ликвидации скважины.

87. При укладке труб на стеллажах в штабели высотой более 1,25 метра для обеспечения безопасного ведения работ должно предусматриваться:



1) фиксируемая лестница для подъема на стеллажи;

2) металлические стойки стеллажей, предохраняющие трубы от раскатывания;

3) ограждения стеллажей по длине труб, предохраняющие падение работающего;

4) не менее двух проходов на приемный мост с торцевых сторон стеллажей.

88. Трубы со стеллажей должны подаваться на приемный мост с помощью стреловых кранов грузоподъемного механизма, установленного на платформе. Скатывание труб со стеллажей на приемный мост не допускается.



89. Система циркуляции бурового раствора устраивается замкнутой, со сбором сточных вод и бурового шлама.

90. Участки циркуляционной системы, с имеющейся вероятностью скопления газа в опасных концентрациях, снабжаются вентиляцией и оснащаются газоанализаторами.

91. При наличии сероводорода (далее - H2S), технология бурения должна предусматривать использование ингибиторов, поглотителей, дегазаторов, химических реагентов и устройств для снижения воздействие H2S на оборудование.

92. При использовании ингибированных, эмульсионных растворов на нефтяной основе должны приниматься меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды.

93. При прохождении продуктивных или газовых пластов в которых давление ожидается выше гидростатического, буровая установка должна обеспечиваться рабочим раствором в циркуляционной системе в количестве 1,5 кратного объема скважины и запасным раствором в количестве 1 объема скважины.

94. Циркуляционная система на портале буровой установки должна снабжаться:



1) системой контроля уровня бурового раствора в приемных емкостях, показывающий прибор, который устанавливается в поле зрения бурильщика;

2) системой постоянного контроля о наличии газа в буровом растворе, выходящим из скважины; сигнализация о появлении газа устанавливается на посту бурильщика и центральном посту управления;

3) системой дегазации бурового раствора, включаемой при первых признаках появления газа в буровом растворе.

95. Уклон трубопровода подачи раствора циркуляционной системы должен обеспечивать поток бурового раствора самотеком от устья скважины в сторону очистных устройств.

96. Линия нагнетания бурового раствора, стояк, шланг и ведущая труба испытываются опрессовкой на максимально допустимое рабочее давление насоса. Линия нагнетания бурового раствора, стояк, шланг и ведущая труба испытываются на 1,5 кратное рабочее давление. Буровой насос должен иметь автоматическое устройство отключения двигателя насоса и предохранительное устройство сброса давления, срабатывающие при возрастании давления нагнетания, превышающем на 10-15 процентов рабочее давление.

97. На морских сооружениях, с ожиданием сероводорода, должен разрабатываться План профилактических мероприятий по безопасности при работе с сероводородом, с определением необходимых мероприятий для защиты персонала от токсичного воздействия сероводорода и снижения агрессивного воздействия на оборудование и окружающую среду.

План профилактических мероприятий при работе с сероводородом, включает мероприятия безопасности при эксплуатации оборудования, обучение и практические занятия персонала.

98. При ожидании присутствии сероводорода должны предусматриваться противовыбросовое оборудование (далее - ПВО), устьевое, технологическое оборудование и трубы в коррозионно-стойком исполнении, соответствующее правилам по предотвращению сульфидного растрескивания.

99. На морских нефтегазовых сооружениях должны устанавливаться системы мониторинга и обнаружения сероводорода, с подачей звукового и визуального сигнала тревоги по всему объекту.



При ожидании сероводорода устанавливаются стационарные датчики контроля сероводородана кожухе соединяющем ПВО с желобом, вибрационном сите, участках для транспортировки и хранения бурового раствора, пульте бурильщика, участке забора воздуха для вентиляционной системы, в непосредственной близости от устьевого оборудования, манифольдов, процессорного оборудования работающего под давлением. При работе в слабо вентилируемых или закрытых участках персонал обеспечивается переносными газоанализаторами сероводорода.

100. На морских нефтегазовых сооружениях устанавливаются переносные приборы по обнаружению сероводорода, готовые к использованию в случае выхода из строя основной системы обнаружения.

101. Персонал, работающий на участках по переработке жидкости, где концентрации сероводорода превышают 50 процентов ПДК, обеспечивается индивидуальными датчиками, подающими звуковой и световой сигнал, при приближении концентрации углеводородных газов или сероводорода к 20 процентам взрывной концентрации газовой смеси.

102. При бурении на устье скважины устанавливается ПВО.

До цементирования кондуктора и установки ПВО для предотвращения неконтролируемого выброса при бурении на малых глубинах используется устьевой отклонитель.

Тип ПВО определятся с учетом расчётного или ожидаемого пластового давления, наличия сероводорода.

103.Наземное ПВО состоит из двух превенторов с трубными плашками, одного универсального превентора, одного превентора с глухими (срезающими) плашками и двух гидравлических задвижек, направляющей трубы с обратным и шаровым клапаном;



При применении бурильной колонны из труб разного наружного диаметра дополнительно к вышеперечисленному оборудованию добавляются превенторы с различным диаметром трубных плашек, вмонтированных в полости одного превентора или из двух плашечных превенторов одного для самой большой и одного для самой малой бурильной колонны;

Подводное ПВО дополнительно к вышеуказанному имеет двойное управление, в том числе автоматическое;

Для скважин, бурящихся в сложных геологических условиях (сероводород и аномально высокое пластовое давление) предусматривается превентор со срезающими плашками.

104. ПВО обвязывается с манифольдами глушения и дросселирования, и опрессовывается на рабочее давление. Штурвалы ручного закрытия плашечных превенторов, установленных под полом буровой установки оборудуются отбойными металлическими щитами.

105. Манифольды ПВО размещаются на верхнем ярусе. Крепление линии манифольда противовыбросового оборудования к опорам и стойкам производится хомутами на болтах (без применения сварки). Расстояние между опорами не более 4 метра.

106. Опрессовка обсадных труб до спуска в скважину производится на ожидаемое давление с запасом 10 процентов.

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии созданной приказом руководителя организации.

107. ПВО проверяется визуально (внешний осмотр) и функционально (закрытие - открытие) после завершения каждой спускоподъемной операции (далее - СПО). Проверка производится не реже одного раза в сутки. Результаты проверки заносятся в вахтовый журнал.

108. Эксплуатационная колонна перед перфорацией оборудуется крестовиной фонтанной арматуры и превенторной установкой с глухими плашками.

При оборудовании устья скважины применение колонных головок и элементов обвязки на сварке не допускается.

109. Прочность промежуточных колонн и установленных на них превенторных установок должна обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтане.

110. На морских нефтегазовых сооружениях предусматривается площадка для хранения и осмотра противовыбросового оборудования, хранения запорной арматуры и инструмента, оснащенная грузоподъемным механизмом.

111. Для фиксации противовыбросового оборудования на устье скважины применяются съемные шпильки с гайками.



Фиксация противовыбросового оборудования на устье распорками и на сварке не допускается.

112. На морских нефтегазовых сооружениях обеспечивается постоянная постоянная высота линий манифольда превенторов, определяемая из условия установки последнего фланца колонной головки на высоте 0,5 метров от настила.

113. Группа задвижек на линиях манифольда противовыбросового оборудования и сам манифольд располагают в легкодоступных местах, обеспечивающих удобство их обслуживания и замены.

114. Коммуникации управления противовыбросовым оборудованием располагаются на морских нефтегазовых сооружениях таким образом, чтобы исключалось возможность их повреждения.

115. Дистанционное управление превенторами осуществляется с поста бурильщика и пульта, установленного на расстоянии не менее 20 метров от устья скважины.

116. При бурении нефтегазонасыщенных пластов под ведущей трубой устанавливается шаровый кран.

117. При начале газонефтепроявлений и открытого фонтана принимаются меры по закрытию превенторов, вызову спасательных судов и аварийно-спасательных служб (далее – АСС) для ликвидации фонтана, отключению электрооборудования, приведению в действие систем орошения и лафетных стволов.

118. Количество скважин на морских нефтегазовых сооружениях, расстояние между скважинами и их взаимное расположение должны определяться для каждого месторождения с учетом геологического строения месторождения, применяемой техники и технологии бурения скважин, добычи нефти и газа, обеспечения условий для успешной ликвидации возможных осложнений и аварий, создания удобств и безопасности для обслуживающего персонала при последующей эксплуатации и ремонте скважин.



119. Бурение скважин на морских сооружениях, допускается при наличии утвержденной проектной документации, прошедшей экспертизу промышленной безопасности, декларации промышленной безопасности и укомплектованной персоналом буровой бригады.

120. Бурение скважин включает следующие основные этапы, производственные и технологические процессы:



1) подготовка и выдача технического задания на проектирование;

2) разработка, экспертиза, согласование и утверждение проектной документации;

3) оформление отвода земли, топографо-геодезические изыскательские работы, регистрация объекта;

4) строительно-монтажные работы по буровой установке, зданиям и сооружениям, пуско - наладочные работы;

5) бурение, крепление и испытание скважин;

6) передача скважин в эксплуатацию, консервацию или ликвидацию.

121. Местоположение скважины и размещение комплекса буровой установки и морских сооружений определяется с учетом рельефа местности, с составлением акта с указанием географических координат.

122. На этапах строительства скважин осуществляется ведение производственной, технологической и технической документации, регистрация работ в журналах и актах.

123. Проектом бурения куста наклонно-направленных скважин должна предусматриваться очередность бурения скважин, определяемая глубинами зарезки наклонных стволов, от минимальной до максимальной.

На участке искривления стволов при появлении признаков вхождения в опасную зону бурение производится под руководством лица ответственного за безопасное проведение работ по разработанному плану.

В целях фиксации контактов долота и бурильного инструмента с обсадными колоннами пробуренных скважин устанавливаются приборы (шумомеры).

124. При бурении разведочных (поисковых) скважин производится прогнозирование пластового давления.

125. Проект на бурение куста наклонно-направленных скважин предусматривает нумерацию всех скважин, размещение устьев скважин на платформе, привязку их к проектным положениям забоев, очерёдность бурения.

126. При выявлении существенных отклонений в фактическом местоположении или ориентации морских нефтегазовых сооружениях бурение скважин допускается после уточнения местоположения и ориентации платформы маркшейдерской службой и внесения корректив в проектные параметры наклонных скважин.

127. При необходимости бурения дополнительной скважины на морских нефтегазовых сооружениях для ликвидации аварийных ситуаций, проводка ее осуществляется по отдельному проекту.

128. Испытание вышек на статические нагрузки на морских нефтегазовых сооружениях проводится в соответствии с руководством по эксплуатации завода – изготовителя.

129. На спуск и цементирование обсадных колонн, испытания герметичности обсадных колонн, противовыбросового оборудования и изоляционных мостов, испытания объектов в скважине - составляются соответствующие акты.

130. Формирование подводного устья скважины проводится по плану организации работ. План учитывает состояние дна моря, тип и способ спуска и установки буровой плиты, направляющего основания, спускаемой обсадной колонны и руководство изготовителя.

131. До начала подготовительных работ по формированию устья скважины руководитель буровой установки проводит инструктаж персонала ПБУ по основным технологическим особенностям работ, по формированию подводного устья скважины, и безопасной эксплуатации бурового комплекса ПБУ. Проведенный инструктаж регистрируется записью в журнале инструктажа.

132. Руководитель ПБУ принимает решение о готовности ПБУ к формированию подводного устья скважины на основании актов о готовности к работе оборудования бурового комплекса, вспомогательного оборудования, инструмента.

133. Распоряжение руководителя ПБУ о начале работ по формированию подводного устья скважины фиксируется в судовом и буровом журналах.



Не допускаются работы по формированию устья скважины без стабилизации (ориентации) ПБУ на точке бурения.

134. Спуск опорной плиты ПБУ допускается при вертикальном перемещении ПБУ не более 1,5 метра.

135. Установку опорной плиты на створках спайдерной площадки необходимо проводить с совмещением центра плиты с осью спускаемого инструмента (центром ротора).

136. Опорная плита устанавливается на ровной поверхности дна моря с уклоном не более 3 градусов. Посадка опорной плиты на грунт должна проводиться с использованием компенсатора качки для обеспечения плавной посадки плиты и предотвращения удара.



137. Монтаж блока подводного ПВО должен проводится в соответствии с руководством по монтажу и эксплуатации блока ПВО по схеме обвязки устья скважины.

138. При применении компенсатора бурильной колонны для пуска морского стояка с ПВО и посадки компоновки на устье скважины компенсатор предварительно регулируется на поддержание 80 – 90 процентов веса морского стояка.

При спуске блока ПВО через 8-10 метров проводят крепление шлангокабелей управления при помощи хомутов к линиям глушения и дросселирования или к канатам коллектора, опрессовывают линии глушения и дросселирования после наращивания каждой секции на давление опрессовки ПВО.

Посадку ПВО на подводное устье скважины проводят при включенном компенсаторе бурильной колонны, контролируя процесс при помощи подводной видеокамеры.

Все выступающие электрические соединения блока управления системы подводного видео-контроля в максимальной степени защищаются от механических повреждений, а электрический кабель - отперетирании.

После спуска морского стояка с ПВО и после соединения корпуса дивертора с растворопроводом проверяется герметичность.

Проверку надежности стыковки ПВО с устьем скважины проводят в соответствии с руководством по монтажу и эксплуатации ПВО.

139. Скважины считаются законченными строительством, когда по ним выполнены все предусмотренные проектом работы, включая работы по ликвидации или подготовительные работы для передачи в добычу нефти и газа. Акты об окончании строительства скважин утверждаются генеральным подрядчиком.

140. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану организации работ.

141. Прочность промежуточных колонн и установленных превенторов должно обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтане с учетом заполнения скважины пластовым флюидом.

142. Спуск обсадной колонны в скважину осуществляться одной секцией и одного размера. Допускается спуск комбинированной колонны обсадных труб в случае, если общий вес эксплуатационной колонны при ее установке на всю длину от устья скважины до планируемой глубины не превышает допустимый вес на крюке буровой установки. При выборе буровых установок на стадии проектирования должен учитываться вес эксплуатационной колонны с учетом возможного прихвата.

143. При проведении СПО разрабатывается план организации работы, включающий в себя:



1) подачу бурильных труб с мостков на пол буровой (и обратно);

2) подачу бурильных свечей с подсвечника (и обратно);

3) крепление и раскрепление резьбовых соединений с помощью пневматических и механических ключей;

4) осуществление СПО в условиях ограниченной видимости, при сильном ветре или морозе и неблагоприятных погодных условиях.

144. Установки для бурения или ремонта скважин должны оборудоваться предохранительным устройством, предотвращающим затаскивание талевого блока на кронблок (противозатаскиватель) и ограничителем нагрузки на вышку или талевую систему. Проверка противозатаскивателя проводится с периодичностью раз в неделю и перед началом СПО.

145. Для предупреждения ГНВП при подъеме колонны бурильных труб производится, долив, бурового раствора в скважину.

146. Подсвечник вышки для бурильных труб, оборудуется устройством от падения. При разнице в длине свечей более 0,75 метров используется передвижная люлька верхового рабочего. Работа верхового рабочего без страховочного монтажного пояса запрещается.

147. Профилактический осмотр подъемного оборудования (талевого блока, крюко-блока, вертлюга, стропов, талевого каната, элеваторов, спайдеров) проводится, не менее одного раза в месяц. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

148. Талевый канат периодически протягивается в зависимости от количества СПО и нагрузки на крюк. Периодичность переоснащения талевого каната устанавливается эксплуатирующей организацией.



149. После спуска обсадной колонны и установки ПВО, колонна опрессовывается на ожидаемое давление при ГНВП с учетом дополнительного давления на его ликвидацию.

150. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на платформе буровой установки.



151. На морских нефтегазовых сооружениях допускается устанавливать не более двух буровых установок.

Бурение скважины второй буровой установкой допускается после спуска кондуктора и оборудования превентором устья скважины, бурящейся другой буровой установкой.

Допускается одновременное бурение и эксплуатация скважин на морских нефтегазовых сооружениях при соблюдении следующих требований:

1) газлифтные скважины оборудуются устьевыми и линейными клапанами – отсекателями;

2) фонтанные скважины оборудуются внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми устьевыми задвижками.

Фонтанная арматура эксплуатационных скважин имеет сплошное ограждение сверху и со стороны противовыбросового оборудования бурящихся скважин;

3) при отсутствии в скважинной продукции токсичных газов (сероводорода) в объемах превышающих ПДК.

Допускается одновременный ремонт и бурение скважин, находящихся в одной группе, при технической возможности проведения данных работ одновременно.

152. При бурении куста скважин двумя буровыми установками допускается соединение их циркуляционных систем при условии, что полезный объем каждой циркуляционной системы соответствует проектным требованиям бурения двух скважин.

Расположение системы очистки бурового раствора между буровыми установками не допускается.



153. Подъемник и лаборатория промыслово-геофизической станции, газокаротажная станция должны совмещаться в один блок или располагаться параллельно друг друга.

154. Расположение станций должно обеспечивать свободный доступ к отдельным узлам подъемника и лаборатории при их проверке, регулировании, ремонте и обслуживании.

155. Места сопряжения стволов бурящихся и эксплуатационных скважин, шурфовой трубы и кассет для утяжеленных бурильных труб с настилом площадки должны обеспечивать герметичное соединение.

156. При ГНВП, расхаживании прихваченного инструмента, тампонаже, перфорации, освоении или перемещении подвышечного портала на одной из скважин работы по бурению, текущему и капитальному ремонту на другой скважине прекращаются с принятием мер против возможных осложнений.

157. При строительстве, реконструкции и ремонте скважин выполняются мероприятия и действия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений.

На буровых установках устанавливаются системы аварийного отключения электрооборудования, с размещением у пульта бурильщика или у станции оператора по обслуживанию скважины, а в жилых помещениях у аварийных выходов.

Двигатели внутреннего сгорания (далее - ДВС), установленные в опасных зонах, оснащаются устройством для автоматического отключения в случае превышения допустимого количества оборотов вала.

158. В ПЛА, утвержденном техническим руководителем организаций, указываются мероприятия и оперативные действия по предупреждению и ликвидации аварийных и чрезвычайных ситуаций, осложнений, ГНВП и открытых фонтанов (далее – ОФ) в скважинах.

159. Для предупреждения ГНВП и ОФ производится подготовка и тренировка персонала по противофонтанной безопасности, перед вскрытием продуктивных горизонтов в скважине, и в дальнейшем регулярно, по графику организации.



160. Перед вскрытием продуктивного горизонта или пластов с возможными ГНВП выполняются мероприятия по предупреждению аварий и осложнений:

1) инструктаж персонала по практическим действиям при ликвидации ГНВП и ОФ согласно ПЛА;

2) инструктаж персонала геофизической и подрядных организаций работающих на территории буровой установки;

3) проверка состояния буровой установки, устьевого и противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений для герметизации скважины и ликвидации ГНВП;

4) проверка средств контроля загазованности, системы раннего обнаружения прямых и косвенных признаков ГНВП, средств индивидуальной защиты органов дыхания и средств коллективной защиты персонала;

5) проверка систем противоаварийной и противофонтанной защиты, маршрутов эвакуации персонала;

6) проводятся учебные тренировки по графику, утвержденному техническим руководителем организации;

7) оценка готовности объекта к вскрытию продуктивного горизонта, соответствия объемов и параметров бурового раствора, средств очистки, дегазации и обработки;

8) проверка системы геолого-технического контроля и регистрации параметров режима бурения, газопоказаний и газоанализаторов;

9) результаты выполненных мероприятий, записываются в вахтовом журнале, составляются акты с предложениями по устранению выявленных нарушений.

161. При опасности ГНВП, ОФ, производится герметизация устья, трубного пространства и выполняются действия по ПЛА.



162. Превентор закрывается с пульта управления согласно технологическому регламенту, при подвешенной на талевой системе колонне труб, открытой выкидной линии, при нахождении резьбового соединения ниже плашек и высоте колонны над устьем 0,8 - 1 метров, с фиксацией плашек.

163. В вахтовом журнале регистрируются время обнаружения ГНВП, показания манометров на манифольде промывки скважины и в межколонном пространстве, вес трубной колонны, параметры бурового раствора, газопоказания, прямые и косвенные признаки по системе раннего обнаружения ГНВП.

164. После герметизации постоянно контролируется и регистрируется давление; проверяется состояние устья, ПВО, манифольда, территории; вводится пропускной режим.

165. Не допускается превышение давления на устье герметизированной скважины более 80 процентов от давления опрессовки обсадной колонны. При определении допустимого давления учитывают степень износа и коррозии обсадной колонны по данным геофизических исследований и толщинометрии.

Снижение давления производится постепенно 0,3 - 0,4 мегапаскаль в минуту.

166. Работы по ликвидации открытого фонтана выполняются в соответствии с ПЛА.

167. Для ликвидации ГНВП и открытого фонтанирования привлекаются подразделения и формирования АСС.

Вспомогательные работы выполняются производственным персоналом после инструктажа, при непосредственном участии руководителя работ.

168. Не допускается находиться в опасной зоне работникам, не принимающим участия в выполнении аварийных и вспомогательных работ.

169. Оборудование, технические устройство, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, для ликвидации ГНВП и ОФ, находятся в постоянной готовности на складах аварийного запаса организации проводящей нефтяные операции и АСС.

Дислокация складов и перечень оснащенности определяются ПЛА.

170. При подъеме аварийного инструмента трубы развинчивают без применения ротора и динамической нагрузки.



171. Перед работами, связанными с освобождением прихваченного инструмента с подъемного крюка снимаются стропы, роторные вкладыши скрепляются болтами, на шинопневматических муфтах для предупреждения проскальзывания устанавливаются аварийные болты.

172. При применении нефтяных и кислотных ванн для ликвидации прихвата в бурильном инструменте под заливочной головкой устанавливается обратный клапан. Гидростатическое давление составного столба промывочной жидкости должно превышать пластовое давление на проектную величину.

173. Для установки заливочной головки длина бурильного инструмента подбирается с условием, чтобы при навертывании исключалась работа на высоте. При невозможности выполнить это условие устраивается площадка с лестницей.

174. В процессе ловильных работ в скважинах с потенциальной опасностью ГНВП длина бурильной колонны подбирается из расчета нахождения гладкой части трубы против плашек превентора, ведущей трубы в роторе.

175. Подъем бурильной колонны из скважины, при поглощении промывочной жидкости, допускается после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива.



При невозможности выполнения этого условия составляются дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности.

176. Бурение скважины с частичным или полным поглощением бурового раствора, с возможным ГНВП, проводится по ПЛА.

177. При снижении гидростатического давления ниже пластового, работы по расхаживанию бурильной колонны проводятся с загерметизированным затрубным пространством, с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением дополнительных мер безопасности, при участии АСС.

178. При возникновении сифона или поршневания производится промывка скважины и расхаживание бурильной колонны, ограничивается скорость подъема и обеспечивается полный долив скважины для предупреждения ГНВП и воздействия на пласт.

179. Работы по освобождению прихваченного бурильного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры) проводят по плану организации работ.

180. После шторма проводится обследование состояния бурового оборудования, эксплуатационных стояков, посадочных площадок и другого оборудования, установленного на платформе. Результаты осмотра заносятся в журнал технического состояния оборудования и принимаются меры по устранению выявленных нарушений.

181. Работы в замкнутом пространстве и на высоте, огневые, газоопасные работы на морских нефтегазовых сооружениях, проводятся под руководством лица, ответственного за безопасное проведение работ, по наряд-допуску, в котором указываются меры безопасности, средства защиты и спасения.

182. В случае ГНВП и ОФ огневые работы на морских нефтегазовых сооружениях, по ранее выданным наряд-допускам, прекращаются. Для продолжения работ повторно оформляется наряд-допуск.

183. Проведение работ осуществляются с дежурством спасательного и пожарного судов.

184. Проведение огневых работ в помещениях морских нефтегазовых сооружений, в местах возможного скопления газа вне помещений, допускается после контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии лица, ответственного за безопасное проведение работ, указанного в наряд-допуске.

185. Вдоль подводных объектов при строительстве и эксплуатации вводится охранная зона в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от оси крайних ниток подводных объектов на 100 метров с каждой стороны.

186. При участии в строительстве, прокладке или ремонте подводных объектов нескольких судов, организация, осуществляющая строительство, прокладку или ремонт подводных объектов, выделяет капитана-наставника для общего руководства работами.

187. Между судами, участвующими в строительстве, прокладке или ремонте подводных объектов, и береговыми базами устраивается непрерывная радиотелефонная или спутниковая связь.

188. Подводные объекты проектируются на основе гидрологических, метеорологических, инженерно-геологических данных и топографических изысканий, с учетом существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной среды в месте прокладки подводных объектов и их коммуникаций, перспективных дноуглубительных работ в заданном районе.

189. В проекте строительства подводных объектов предусматриваются автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и других аварийных ситуаций, обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное для людей и окружающей среды состояние.

190. В проекте учитывается возможность беспрепятственного отключения запорной арматурой подводных трубопроводов и их отдельных участков при чрезвычайных и аварийных ситуациях, и профилактических и ремонтных работах.

191. Прокладка подводных объектов производится с заглублением в дно моря (реки, канала) на глубину с учетом условий, техническим заданием на проектирование. На мелководье подводные объекты заглубляются до отметки, обеспечивающей безопасность судоходства, эффективность рыболовства и естественные экологические условия обитания и миграции рыб.

192. При разработке подводной траншеи канатно-скреперной установкой предварительно проверяется крепление узлов механизма, тормозные устройства, надежность заделки в землю якорей для крепления лебедки, беспрепятственное движения каната (камней, бугров). Рабочее место у электрической лебедки обеспечивается диэлектрическими галошами, перчатками и ковриком.



При обрыве каната, подъем из воды осуществляется при выключенной лебедке.

Во время работы канатно-скреперной установки не допускается:

  1. промерять траншеи в зоне движения скреперного ковша или каната;

  2. сдвигать грунт бульдозером из отвала;

  3. опускать водолаза в зоне действующего рабочего органа;

4) направлять руками движущийся ковш или очищать его от грунта вручную.

193. При строительстве и прокладке подводных объектов должен осуществляться мониторинг метеорологических условий в зоне производства работ на основе полусуточных, суточных и трехсуточных прогнозов погоды с передачей информации трубоукладочному судну.

194. Предельные значения температуры наружного воздуха, скорости ветра в данном климатическом районе, при которых приостанавливаются работы или организовывается перерывы в работе, с целью недопущения аварий, устанавливаются руководителем объекта, осуществляющим строительство и прокладку подводных объектов в соответствии.

195. Обследование дна трассы прокладки подводных объектов на наличие объектов, препятствующих безопасному ведению строительных работ, проводится на участке шириной не менее 20 метров (по 10 метров в каждую сторону от намеченной трассы).

196. При проведении работ по вибрационному уплотнению донных отложений спуск водолазов под воду не производится. Осмотр участка уплотнения донных отложений выполняется после остановки виброуплотняющего агрегата.

197. Оборудование, используемое при строительстве и прокладке подводных объектов, оснащается средствами регулирования, блокировки, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию.

198. Организация и технология производства работ по балластировке и закреплению подводных трубопроводов осуществляются в соответствии с проектом строительства.

199. Трубопроводы до сдачи в эксплуатацию должны подвергаться наружному осмотру, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Вид испытания и величины испытательных давлений для каждого трубопровода указывается в проекте организации работ.

200. Не допускается производить испытание трубопроводов до полного окончания работ и подписания акта о результатах очистки полости трубопровода.

Испытание трубопроводов выполняется под руководством ответственных лиц за своевременную подачу рабочего реагента для опрессовки, и правильное его использование. Испытание трубопроводов производится гидравлическим (водой, не замерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом) способами.

Применение для испытаний трубопроводов природного газа не допускается.

201. Место и время проведения испытания подводных газонефтепроводов предварительно сообщаются гидрографической службе флота для оповещения судоводителей и диспетчерской службы организации, а также местных исполнительных органов близлежащих населенных пунктов.

202. Проверка на герметичность участков всех категорий с применением испытательной среды производится после испытания на прочность.

Воздух, используемый для испытания трубопроводов, одорируется для выявления возможных утечек из трубопроводов.

Осмотр трассы при проверке на герметичность производят после снижения испытательного давления до рабочего.

При обнаружении утечек участок трубопровода подлежит ремонту.



203. Организация принимает подводные объекты в эксплуатацию после завершения комплекса работ, предусмотренных проектом строительства, средств электрохимической защиты, технологической связи, устройств автоматики и телемеханики.


Каталог: upload -> iblock
iblock -> Перечень работ и услуг по содержанию и ремонту общего имущества в многоквартирном доме
iblock -> Часы-смартфон
iblock -> Руководство пользователя для телефона Apple iPhone 6
iblock -> Руководство по эксплуатации Методика калибровки Технические характеристики. Минимальный радиус кривизны поверхностей контролируемых изделий, 6мм
iblock -> Технические требования
iblock -> Технологические карты
iblock -> Оптимизация процесса восстановления измененных и уничтоженных маркировочных обозначений на блоках двигателей транспортных средств
iblock -> Инструкция по эксплуатации Температурный gsm извещатель Grinson T7 Благодарим Вас за выбор температурного gsm извещателя Grinson T7


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница