Идентификация опасных производственных объектов


Параграф 4. Требования к обеспечению промышленной безопасности при эксплуатации технологических и сопутствующих объектов на



страница3/4
Дата09.08.2019
Размер0.85 Mb.
#127538
1   2   3   4
Параграф 4. Требования к обеспечению промышленной безопасности при эксплуатации технологических и сопутствующих объектов на морских нефтегазовых сооружениях
204. При эксплуатации технологических и сопутствующих объектов на морских нефтегазовых сооружениях, для технологических процессов с образованием взрывоопасных газовых смесей предусматриваются автоматические системы аварийной защиты.

205. Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа должны оснащаться:

1) сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;

2) датчиками пожарной сигнализации;

3) системой автоматического контроля за положением уровня жидкости и давлением в сепараторах, отстойниках и резервуарах;

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

При возникновении на объектах сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа аварийных ситуаций технологические процессы останавливаются.

206. Каждая фонтанная скважина на морских нефтегазовых сооружениях должна оборудоваться комплектом внутрискважинного клапана-отсекателя, обеспечивающего остановку работы скважины при разрушении устьевой арматуры, возникновении пожара на устье скважины, изменении давления в выкидном коллекторе выше или ниже заданного, струнными задвижками-отсекателями с дистанционным управлением, позволяющими отключать отдельные скважины или группу эксплуатационных скважин в аварийной ситуации с местного поста или с диспетчерского пульта.

207. Работоспособность внутрискважинных и линейных клапанов - отсекателелей проверяется по графику в соответствии с руководством по эксплуатации на эти клапана.

208. На каждой фонтанной скважине осуществляется контроль давления в затрубном, кольцевом, трубном и межколонном пространствах скважины.

209. В затрубном пространстве скважин с установленным пакером должно поддерживаться искусственное давление для предотвращения пропусков в резьбовых соединениях. При разгерметизации пакера и повышении давления в затрубном пространстве принимаются меры к глушению скважины и замене пакера.

210. При эксплуатации скважин, имеющих коррозийные компоненты, применяется арматура, выполненная из материала, устойчивого к коррозии. В данные скважины должен вводиться ингибитор.

211. Обвязка фонтанной арматуры и трубопроводов до блок-манифольда производится коваными уголками и тройниками заводского изготовления. Выкидные линии надежно крепятся к платформе специальными устройствами предупреждающими износ и деформацию.

При этом предусматривается возможность свободного доступа обслуживающего персонала для осмотра и ремонта трубопровода. На каждом трубопроводе с интервалом в 10 метров краской наносится номер скважины и направление потока.

212. На нагнетательных скважинах устье оснащается задвижками регулирования давления, отдельно для заколонного пространства скважины.

213. Обсадная колонна, узел лифтовой колонны и пакера через которую происходит нагнетание в пласт, опрессовывается на максимально допустимое давление.

214. Наблюдение за нагнетаемым давлением и дебитом нагнетания отдельной нагнетательной скважины, ведется с записями в вахтовом журнале не реже одного раза в месяц.

215. При диаметре применяемых труб ≥ 200 миллиметров расстояние в свету между трубопроводами должно быть не менее 200 миллиметров. В других случаях расстояние в свету не менее 100 миллиметров. Расстояние трубопроводов до настила не менее 350 миллиметров.

216. При многорядном расположении скважин прокладка трубопроводов от эксплуатационных скважин между рядами скважин не допускается.

Трубопроводы должны быть закреплены, и иметь соответствующую маркировку давления и опознавательную окраску.

217. На выкидных линиях скважин перед блочной установкой по замеру и сепарации продукции скважин должны устанавливаться обратные клапаны.

218. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов производится через технологический блок установки.

219. Не допускается прокладка трубопроводов с нефтью, газом и другими горючими жидкостями через жилой блок. Указанные трубопроводы располагаются на расстоянии не менее 10 метров от жилого блока и коллективных спасательных средств.

220. При пересечении трубопроводов с газом или горючими жидкостями с трубопроводами с не горючими продуктами, последние располагаются снизу.

221. Подводные устройства безопасности трубопроводов должны включать:

1) глубинный клапан безопасности, регулируемый с поверхности;

2) автоматический глубинный клапан безопасности;

3) нагнетательный клапан, предотвращающий обратный поток в нагнетательных скважинах.

222. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь рабочую и аварийную вентиляцию с выводом показателей основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте на центральный диспетчерский пульт.

223. Объекты управления оборудуются сигнальными устройствами предупреждения отключения объектов и обратной связью с диспетчерским пунктом.

224. Отдельный управляемый с диспетчерского пульта объект оборудуется системой блокировки и ручным управлением непосредственно на объекте.

225. Сбросы с предохранительных клапанов технологического оборудования направляются в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.

Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин должны осуществляться через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами.

226. На морских нефтегазовых сооружениях объекты подготовки газа при технологическом процессе, связанном с применением огня, располагаются на максимально возможном удалении (не менее 15 метров) от аппаратов, содержащих газ, легко воспламеняющиеся горючие жидкости, и от добывающих и бурящихся скважин.

227. Размещение на морских нефтегазовых сооружениях складских резервуаров для хранения добытой нефти не допускается. Нефть перекачивается на технологическую платформу, береговую базу или хранится в резервуарах на отдельных платформах. Допускается наличие на морских нефтегазовых сооружениях буферных емкостей для нефти, общим объемом не более 200 метров кубических.

228. Технологические установки на морских нефтегазовых сооружениях должны иметь средства автоматической защиты со звуковыми и световыми сигналами, обеспечивающие автоматическое отключение скважин и газосборных коллекторов в случае повышения давления выше допустимого, порывов выкидных линий и технологического оборудования.

Все резервные линии должны находиться в рабочем состоянии.

229. Автоматические запорные устройства должны устанавливаться в начале трубопровода и в конце на морских нефтегазовых сооружениях или на берегу для отключения при аварийных ситуациях.

230. Подводный трубопровод для транспортировки нефти и газа опрессовывается на давление, установленное проектом.

231. Перед пуском насоса, расположенного в помещении, и заполнением нефтью включается приточно-вытяжная вентиляция. Не допускается пуск насоса в работу при неисправной или выключенной вентиляции.

232. Электропривод насоса, перекачивающего нефть, должен быть взрывозащищенного исполнения и иметь дистанционное отключение.

233. Шланги, соединяющие судовой трубопровод со сливо-наливными устройствами причалов, должны иметь длину, обеспечивающую возможность перемещения судна у причала.

Шланги поддерживаются при помощи мягких стропов или деревянных подставок.

234. Перед наливом проверяется правильность открытия, задвижек, и исправность отдельных сливо-наливных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб.

Обслуживающий персонал причала и нефтеналивного судна ведёт постоянное наблюдение за ходом работ по наливу и состоянием оборудования. В случае образования течи нефти ее немедленно устраняют. При невозможности устранить течь операция по наливу нефти приостанавливается до устранения неисправности.

235. Не допускается во время стоянки судов у причала подход к нему и швартовка судов, плавучих средств, не связанных с операциями по наливу нефти.

236. Не допускается выкачивание подтоварной воды или нефтепродуктов из нефтеналивных судов на акватории, налив при грозовых разрядах, отогревание замерзших трубопроводов открытым огнем.

Причал должен оборудоваться паровыми стояками.

237. Скважина, подлежащая капитальному ремонту, глушится и перекрывается запорной арматурой. На скважине вывешивается соответствующая табличка, указывающая на проведение капитального ремонта.



238. Подготовка скважин к ремонтным работам производится в соответствии с планом организации работ и составлением акта готовности скважины к ремонту, утверждаемого техническим руководителем организации. После ремонта скважина сдается в эксплуатацию по акту о проведении ремонта, утверждаемому техническим руководителем организации.

239. Перед производством ремонта фонтанных скважин предусматривается запас объема бурового раствора, установленных параметров, не менее 2-х кратного максимального объема ремонтируемой скважины.



240. После демонтажа фонтанной арматуры перед началом подъема насосно-компрессорных труб на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование и опрессовывается.

241. Перед началом ремонта скважины восстанавливается циркуляция и промывается буровым раствором до выравнивания параметров промывочной жидкости.



242. При ГНВП в процессе производства ремонта скважин, бурение других скважин на морских нефтегазовых сооружениях прекращается с принятием мер против возможных осложнений на бурящихся скважинах. О ГНВП сообщается руководству организации, эксплуатирующей морские нефтегазовые сооружения и АСС.

243. При производстве ремонтных работ на фонтанных скважинах, связанных с расхаживанием или натяжкой труб, работы на бурящихся скважинах приостанавливаются с принятием мер против возможных осложнений.

244. Перед началом ремонта скважины пласт продуктивного горизонта изолируется, после чего восстанавливается циркуляция и промывается до выравнивания параметров промывочной жидкости.

245. Операции при помощи каротажного кабеля в скважине, вскрывшей продуктивный пласт должны проводиться с использованием лубрикатора, содержащего, не менее одного сальникового клапана.

Лубрикатор опрессовывается на максимально возможное давление, ожидаемое на устье скважины.

246. Радиоактивные материалы, должны храниться в защищенных, отдельно стоящих, герметичных и не тонущих контейнерах.

Для исследований применяются радиоактивные вещества и источники ионизирующих излучений в соответствии с проектом, технологическим регламентом.

На скважинах, при проведении исследований с применением радиоактивных изотопов, осуществляется контроль радиоактивности извлекаемого флюида.

247. Производство работ по перфорации колонны производится с соблюдением требований противофонтанной безопасности. Перфорация с депрессией на пласт допускается при установленной и опрессованной на соответствующее давление фонтанной арматуре и соответствующей обвязке устья.

Перфорация с репрессией допускается с использованием ПВО или перфораторной задвижки и лубрикатора. Для задавки скважины на сооружении хранится запас бурового раствора, не менее 2-х кратного объема скважины.

248. Зарядка и сборка прострелочных аппаратов на морских нефтегазовых сооружениях производится на специальном устройстве, на расстоянии не менее 20 метров от устья скважины и жилого блока.



249. Допускается временное хранение взрывчатых материалов на морской установке на время проведения прострелочно-взрывных работ в переносных контейнерах, установленных на площадках. Площадка оборудуется приспособлением для аварийного сбрасывания контейнеров в море в случае аварийной ситуации или пожара.

250. При испытании скважин, содержащих сероводород, составляется ПОР.

251. Пуск скважины пласто - испытателем или перфорированием колонны с последующим вызовом притока производится в светлое время суток. Оставшаяся часть исследования на приток, возможна в темное время суток при наличии освещенности.

252. Устьевое оборудование, ПВО, запорная арматура, манифольдный блок, штуцерная батарея, выкидные линии, сепараторы и элементы обвязки опрессовываются на ожидаемое устьевое давление.

253. Для контроля работы фонтанной скважины устанавливаются манометры в затрубном и трубном пространстве, и приборы, показывающие расход пластового флюида.

254. Для предотвращения замерзания устьевой обвязки скважин в период сильных морозов, при добыче нефти с высокой температурой застывания или при высоком содержании воды в продукции газоконденсатных скважин, обогрев скважин производиться паром или горячей водой. Использование открытого пламени запрещается.

255. Освоение и ремонт скважин на морских нефтегазовых сооружениях производится по ПОР, разработанному для каждой конкретной скважины.



В ПОР указывается периодичность работ, мероприятия по безопасности, лица обеспечивающие безопасность работ.

256. Каждая осваиваемая и эксплуатируемая скважина на морских нефтегазовых сооружениях имеет возможность подключения через отводы, имеющие запорные устройства, к распределительному трубопроводу. На отводах трубопроводов устанавливаются обратные клапаны. Каждый ряд скважин имеет свой распределительный трубопровод.

Распределительные трубопроводы и запорные устройства рассчитываются на максимальное давление, ожидаемое на устье при эксплуатации скважины.

257. На линии присоединения распределительного трубопровода к манифольду насосов для глушения скважины должны устанавливаться запорные устройства.

Между запорными устройствами устанавливаются манометры для контроля давления.

258. Рабочая площадка вокруг скважины при освоении, эксплуатации, капитальном или текущем ремонте не загромождается излишним оборудованием и материалами.

Трубопроводы на морских нефтегазовых сооружениях объединяются в группы и прокладываются в одной плоскости.

На морских нефтегазовых сооружениях для обслуживания фонтанных арматур предусматриваются разборные площадки, регулируемые по высоте.

259. После демонтажа блок - модулей бурового оборудования на морских нефтегазовых сооружениях монтируется блок-модуль для глушения эксплуатационных скважин.

260. Освоение скважин на морских нефтегазовых сооружениях допускается при условии выполнения подготовительных работ, включая проверку состояния искрогасителей ДВС, подключение насосов для глушения к осваиваемой скважине и наличие на морских нефтегазовых сооружений запаса бурового раствора.

261. Перед перфорацией скважины на морских нефтегазовых сооружениях необходимо проверить герметичность обвязки устьев скважин на морских нефтегазовых сооружениях. Обнаруженные пропуски ликвидируются.



262. До перфорации скважина заполняется буровым раствором, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием с дистанционным управлением.

263. При перфорации обеспечивается:

1) присутствие у морских нефтегазовых сооружений пожарного и спасательного судна;

2) наличие на морских нефтегазовых сооружениях для фонтанных скважин комплекта линейных и внутрискважинного клапана - отсекателя с пакером.

264. Подготовительные работы для проведения прострелочных и взрывных работ проводятся по ПОР, с обеспечением спуска перфоратора и торпеды в скважину и отстрелом перфоратора или взрыва торпеды в светлое время суток.

265. В период перфорации скважины не допускается проведение буровых и огневых работ. При этом принимаются меры по предотвращению возможных осложнений в бурящихся скважинах. Не допускается проведение текущего и капитального ремонта на эксплуатационных скважинах и подход к морским нефтегазовым сооружениям судов обслуживания.



266. Не допускается вызов притока в ночное время.

Площадка, на которой смонтировано оборудование для опробования скважины, должна иметь хорошую естественную вентиляцию.



267. Насосно-компрессорные трубы до спуска в скважину шаблонируются и опрессовываются. По результатам опрессовки составляется акт комиссии назначенной руководителем организации проводящей перфорационные работы.

268. В проектах на строительство скважин, обустройство и разработку месторождений нефти, газа и газоконденсата указываются условия безопасной консервации и ликвидации опасных объектов.

269. Консервация скважины проводиться с обеспечением возможности повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и восстановительных работ.

Не допускается консервация скважины с межколонными пропусками газа.

270. На скважинах, находящихся в консервации, не реже одного раза в месяц проводится проверка состояния надводного оборудования и наличия избыточного давления на устье с соответствующей записью в вахтовом журнале. При обнаружении давления, пропусков на устье или грифонообразования необходимо немедленно сообщить руководству организации и АСС для принятия мер по их ликвидации.

271. На отдельной консервируемой скважине, пробуренной со стационарного морского нефтегазового сооружения, устанавливается репер - стальной стержень диаметром 0,025 метров и длиной 0,3 метров с приваренной стальной пластинкой размером 0,4×0,2×0,005 метров. На стальной пластинке репера сваркой наносится: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации, дата и срок консервации.

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