Идентификация опасных производственных объектов



страница4/4
Дата09.08.2019
Размер0.85 Mb.
#127538
1   2   3   4

272. Отдельная консервируемая скважина должна оборудоваться фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением задвижки, выполняющей функции контрольной) снимаются, коммуникации арматуры отсоединяются, а внешние фланцы задвижек арматуры оборудуются фланцевыми заглушками. Манометры (за исключением контрольного) снимаются с места и устанавливаются заглушки.

273. При консервации скважины, находящейся в строительстве, на подводное устье скважины устанавливается специальная капотажная головка, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины и восстановление циркуляции при расконсервации.

Опорная плита консервируемой скважины оборудуется гидроакустическим маяком, позволяющим определить местоположение подводного устья законсервированной скважины.

Скважины, находящиеся в акватории моря, где отсутствуют ледовые условия, оборудуются плавучим знаком специального назначения.

274. При консервации нефтяных и газовых скважин устье скважины оборудуется подводной фонтанной арматурой. В диспетчерском пункте над панелью контроля и управления законсервированной скважины вывешивается табличка с указанием даты консервации. Питание систем дистанционного управления отключается.

После завершения работ по консервации скважины геологическая служба организации исполнителя составляет протокол о консервации скважины.

275. Объекты консервации и ликвидации защищаются от внешнего воздействия и опасности разрушения, находятся под охраной и наблюдением.

276. Объекты консервации, расконсервации и ликвидации скважин указываются в декларациях безопасности, учитываются при разработке ПЛА.

277. Контроль состояния и проведение мониторинга законсервированных скважин и ликвидированных скважин до передачи контрактных территорий обратно Республике Казахстан обеспечивает владелец объекта.

278. Расконсервация скважины производится по утвержденному плану, при условии обеспечения безопасности, после выполнения подготовительных работ с учетом ПЛА. Работы по расконсервации проводятся в присутствии АСС.

279. При ликвидации скважин, перед установкой цементных мостов скважины заполняются жидкостью (буровой раствор, вода) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15 процентов пластовое (при отсутствии поглощения).

280. При ликвидации скважин без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания нефтегазонасыщенных объектов устанавливаются цементные мосты. Высота отдельного цементного моста равна мощности пласта плюс 20 метров выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 метров.

281. При ликвидации скважин по причине деформации эксплуатационной колонны цементный мост устанавливается в зоне деформации и выше ее на высоту не менее 50 метров или в противном случае над зоной деформации на высоту не менее 100 метров.

282. При ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной:

1) разведочной - в связи с отсутствием промышленной нефтегазоносности;

2) добывающей - в связи с полным истощением продуктивных объектов или их обводнением;

3) нагнетательной или наблюдательной скважин - в связи с выполнением своего назначения, в эксплуатационной колонне устанавливается цементный мост высотой не менее 50 метров непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в зону фильтра.

283. При ликвидации скважин, имеющих в конструкции спущенные «хвостовики», за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыта забойная зона предыдущих колонн, устанавливаются цементные мосты высотой по 20 - 30 метров выше и ниже «головы хвостовика».

284. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшей) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, устанавливается цементный мост высотой не менее 50 метров с расположением «головы» цементного моста на уровне дна моря.

285. При ликвидации скважин с подводным расположением устья, пробуренных с ПБУ, выступающая над дном моря обсадная колонна (в случае, если при бурении скважины не использовалась специальная придонная колонная головка) удаляется на уровне дна. На выступающую над дном моря специальную придонную колонную головку устанавливается заглушка (глухой фланец).

286. После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя составляет протокол о производстве ликвидационных работ по скважине.

К протоколу прилагается один экземпляр акта обследования дна на отсутствие навигационных опасностей и видеосъемка устья и морского дна по периметру морских нефтегазовых сооружений или ПБУ плюс 10 метров.

287. При разработке принципиальной схемы сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин на морских нефтегазовых сооружениях учитываются следующие условия:

1) на морских нефтегазовых сооружениях должно размещаться оптимальное число объектов и максимально сокращено количество технологических операций на морских нефтегазовых сооружений;

2) проекты обустройства месторождения предусматривают использование модульного, блочно-комплектного оборудования, разработанного для морских условий. При его отсутствии допускается применять обычное оборудование, предназначенное для работы на суше, но приспособленное к монтажу и эксплуатации на морских объектах.

288. Не допускается эксплуатация трубопроводов, оборудования и аппаратуры при наличии неплотностей в соединениях. Пропуски нефти, газа и топлива, неустраненные в течение смены неисправности, записываются в вахтовом журнале.

289. При расположении задвижек и арматуры в труднодоступных местах предусматривается дистанционное управление (удлиненные штоки или штурвалы управления, электропневмоприводы), а также обеспечивается безопасный доступ на случай ремонта или замены.

290. Ремонт трубопроводов, запорной и распределительной арматуры должен осуществляться по графику планово-предупредительного ремонта, утвержденному техническим руководителем организации на основании проведенных обследований.

291. В план-график ремонта оборудования линейной части трубопроводов и отводов включается запорная и распределительная арматура.



292. По плану-графику организуется межремонтное обслуживание, и производятся ревизия, технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонты арматуры.

293. До начала основных работ на ремонтируемом участке трубопровода для безопасной работы принимаются следующие меры:



1) отключаются установки катодной и дренажной защиты;

2) перекрываются линейные краны и выпускается среда;

3) вытесняется среда из ремонтируемого участка;

4) отбирается проба из ремонтируемого участка в случае неудовлетворительных анализов продувка повторяется;

5) разрезается трубопровод с двух концов;

6) устанавливаются заглушки на открытых концах труб ремонтируемого и прилегающих участков.

294. Ремонт трубопроводов проводится при волнении моря не более трех баллов.

До начала ремонтных работ ответственному руководителю необходимо ознакомиться с актом водолазного обследования подлежащего ремонту участка.

Перед ремонтом давление в трубопроводе снижается до атмосферного.

К ремонту изоляции участков трубопроводов допускаются водолазы, с соответствующей квалификацией.

Трубопроводы по окончанию ремонта испытываются с составлением акта.



295. На морских нефтегазовых сооружениях устанавливается факел для сжигания газа в аварийных ситуациях. Факел рассчитывается на сжигание ожидаемого количества газа.

Факел оборудуется запальным устройством, обеспечивающим возможность многократного и дистанционного зажигания подаваемого газа. Запальное устройство защищается от ветра.

296. Конструкция стояка факела должна обеспечивать устойчивое горение с учетом увеличения количества газа по мере последовательного ввода скважин в эксплуатацию.

Сигнализация о горении факела устанавливается в центральном посту управления.

297. Стояк факела обеспечивается надежным креплением, высота факельного стояка определяется расчетным путем с учетом допустимых значений теплового воздействия на обслуживающий персонал и технологическое оборудование.

298. Для улавливания конденсата на факельном трубопроводе устанавливается сепаратор. Во избежание попадания в факел конденсат периодически отводиться из сепараторов в емкость объемом не более 3 кубических метров.

Факельный трубопровод имеет уклон в сторону сепаратора. Установка запорной арматуры на факельных линиях не допускается. На факельном трубопроводе у стояка факела устанавливается огнепреградитель, доступный для ремонта и осмотра.

299. Все трубопроводы, подводящие газ к факельному стояку, отдельные узлы системы, опрессовываются на полуторакратное рабочее давление системы.

Перед подачей газа на сжигание в факеле, факельный трубопровод продувается паром или инертным газом.

300. Не допускается сброс в факельный трубопровод газовоздушных смесей.


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