Для расследования и разработки планов ликвидации сложных аварий к работе комиссии могут привлекаться представители проектных и научно-исследовательских организаций.
6.9.3. Об авариях с несчастными случаями предприятие обязано немедленно в установленном порядке уведомить государственные органы контроля и надзора.
6.9.4. Ликвидация аварий проводится под непосредственным руководством ответственного инженерно-технического работника в соответствии с утвержденным предприятием планом.
Перед началом ликвидации аварии буровая бригада должна быть ознакомлена с планом работ, а исполнителям проведен инструктаж с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.
6.9.5. Перерывать процесс ликвидации аварии и отвлекать буровую бригаду на другие работы запрещается.
6.9.6. Во время проведения ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (при ликвидации возможных газонефтеводопроявлений и после вызова притока), а также проницаемых непродуктивных пластов.
6.9.7. Во время продолжительных остановок или простоев скважин со вскрытыми, склонными к текучести породами бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны; периодически следует проводить шаблонирование, а в случае необходимости, проработку открытого ствола до забоя. Периодичность проработок устанавливается технологической службой бурового предприятия.
Вывод скважины из простоя следует проводить по специальному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке.
6.9.8. Освобождение прихваченного бурового инструмента и насосно-компрессорных труб торпедированием следует проводить по специальному плану, согласованному с геофизической службой, в соответствии с требованиями ДНАОП 0.00-1.17-92.
6.9.9. Перед спуском в скважину ловильного инструмента необходимо составить эскиз компоновки с указанием необходимых размеров.
6.9.10. Для разбуривания внутренних деталей муфт ступенчатого цементирования стыковочных устройств в обсадных колоннах необходимо исключить УБТ из компоновки бурильной колонны и применять долото без бокового армирования твердыми вставками или со срезанными периферийными зубцами; при необходимости интервал размещения муфты ступенчатого цементирования или стыковочного устройства дополнительно проработать полномерным плоскодонным фрезом без бокового армирования.
6.9.11. К выполнению работ на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и инженерно-технические работники, прошедшие подготовку и проверку знаний по практическим действиям при ликвидации проявлений.
6.9.12. Вскрытие продуктивных горизонтов в разведывательных скважинах и месторождениях с АВПД должно проводиться после проверки и установки готовности буровой к проведению данных работ комиссией под председательством главного инженера УБР (экспедиции) с участием представителя специализированной аварийно-спасательной службы.
6.9.13. Перед вскрытием горизонтов с возможными флюидопроявлениями буровому предприятию необходимо разработать мероприятия по предотвращению газонефтеводопроявлений и провести:
6.9.14. До и после вскрытия горизонтов с АВПД при возобновлении промывания скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ, простоев необходимо начинать контроль плотности, вязкости бурового раствора и содержания газа сразу с начала восстановления циркуляции.
6.9.15. При вскрытых продуктивных горизонтах подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается.
6.9.16. На месторождениях, где возможны проявление пластового флюида с содержанием сероводорода или других агрессивных и токсичных компонентов, буровые бригады должны быть дополнительно обучены безопасным методам работы в соответствии с действующими правилами и инструкциями.
6.9.17. Работы по ликвидации открытого фонтана должны проводиться по специальному плану, разработанному штабом в соответствии с НАОП 1.1.23-5.16-88.
6.9.18. При строительстве скважины необходимо руководствоваться требованиями НАОП 1.1.21-1.18-82.
6.9.19. Грузоподъемность подъемного агрегата, буровой вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны отвечать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе проведения аварийных работ.
7. ДОБЫЧА, ПРОМЫШЛЕННЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ ГАЗА, НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
7.1. Обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
7.1.1. Обустройство месторождений должно обеспечивать оптимальную разработку месторождения в соответствии с технологической схемой разработки, подготовку всех видов углеводородного сырья к транспортировке.
Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка вредных и опасных факторов и их влияния на персонал и окружающую среду при нормальной эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяются уровень автоматизации технологических процессов, технические и технологические решения по безопасности производства и персонала в случае аварий, пожаров, загазованности.
Проект обустройства месторождений должен получить положительную экспертную оценку экспертно-технического центра Госнадзорохрантруда относительно его соответствия действующим этим требованиям безопасности производства и охраны труда.
7.1.2. Проект обустройства месторождений должен предусматривать:
а) максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом;
б) систему неразрушающего контроля и антикоррозийной защиты технологических трубопроводов и оборудования;
в) многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;
г) определение рисков возникновения аварий и их приемлемых уровней для декларирования безопасности объектов повышенной опасности;
д) составление на каждом объекте Плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий (ПЛАС);
е) герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с рациональным использованием нефти, газа и ценных сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных выбросов;
ж) резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожаров, загазованности и восстановление устойчивости работы объекта;
з) на кусте скважин выкидные нефтегазопроводы, газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин.
7.1.3. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ.
7.1.4. В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства.
7.2. Порядок приема в эксплуатацию сооружений и оборудования
7.2.1. Законченные строительством объекты нефтегазодобывающей промышленности принимаются в эксплуатацию Государственными приемными комиссиями в порядке, установленном ДБН А.3.1-3-94.
7.2.2. До приема в эксплуатацию объектов и сооружений заказчику вместе с представителями привлеченных организаций необходимо зарегистрировать до начала пусконаладочных работ в органах Госнадзорохрантруда Украины, сосуды, работающие под давлением, в соответствии с ДНАОП 0.00-1.07-94, а также грузоподъемное оборудование в соответствии с ДНАОП 0.00-1.03-02.
7.2.3. Ввод в эксплуатацию технологического оборудования и сооружений должен проводиться в комплексе с системами связи, телемеханики, энерго-, паро-, водоснабжения, вентиляции, контроля загазованности, пожаротушения, устройствами для охраны от загрязнения окружающей среды, которые предусмотрены проектом для отвода ливневых стоков воды, защиты населенных пунктов, предприятий и водохранилищ от попадания загрязняющих продуктов.
7.2.4. Запрещается ввод в эксплуатацию объектов и сооружений, не принятых в установленном порядке комиссией с участием представителей соответствующих органов государственного надзора.
7.3. Колтюбинговые установки
7.3.1. Колтюбинговые установки предназначены для проведения работ по капитальному и текущему ремонту нефтяных и газовых скважин без глушения при избыточном давлении на устье.
7.3.2. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация колтюбинговых установок должны выполняться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода-производителя.
Перед началом работ агрегат должен быть укомплектован: необходимой документацией, штатным комплектом оборудования и инструментом, инструкциями по безопасному ведению работ.
Колтюбинговые установки должны быть оборудованы и оснащены:
а) ограничителями грузоподъемности;
б) системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при спуско-подъемных операциях;
в) системой контроля за толщиной труб.
Работы с использованием колтюбинговых установок выполняются специально обученным персоналом.
7.3.3. Требования к колтюбинговой установке:
а) перед началом работы безмуфтовая длинномерная труба (БДТ) должна быть оборудована обратным клапаном;
б) с целью определения износа БДТ в процессе работы, а также записи текущих параметров работы колтюбинговой установки, должны вестись записи в соответствующие файлы программ DART и CTFA;
в) перед началом работ БДТ должна быть опрессована на давление в соответствии с планом работ;
г) агрегат должен быть укомплектован штатным комплектом инструмента для ремонта превентера и установки в целом;
д) до и после проведения работ по ремонту скважины должна выполняться ревизия превентера и механизма подачи БДТ;
г) при температуре окружающей среды ниже 00С, с учетом физических свойств рабочего агента, по окончании работ должны быть проведены мероприятия по предотвращению “замораживания” БДТ (продувка воздухом или замещение рабочего агента незамерзающим).
7.4. Фонтанная и газлифтная эксплуатация нефтяных скважин
7.4.1. Фонд буровых скважин нефтегазодобывающего предприятия определяется технологической схемой разработки месторождения и может изменяться в процессе его разработки.
7.4.2. Диаметры эксплуатационных колонн скважин, диаметр и интервал спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) определяются технологической схемой разработки месторождения и уточняются в процессе его эксплуатации.
7.4.3. Нормальная эксплуатация скважин должна проводиться по НКТ. Эксплуатация скважин по затрубному пространству допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании и по специальному разрешению органов Госнадзорохрантруда.
7.4.4. Конструкция колонных головок, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межколонного пространств, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля давления в трубном, затрубном и межколонном пространствах и температуры в боковых отводах.
7.4.5. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
7.4.6. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном состоянии до установки на устье следует проводить на рабочее давление, предусмотренное паспортом и техническими условиями на поставку, в соответствии с ГОСТ 13846-89, а после установки на устье скважины – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.
7.4.7. При проведении работ по интенсификации (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, разного рода закачки и т.п.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а для защиты эксплуатационной колонны – глубинный пакер.
7.4.8. Фонтанная арматура должна оснащиваться заводом-производителем дросселем с ручным, а по требованию заказчика – с дистанционным управлением; запорной арматурой, а по требованию заказчика – с дублирующей запорной арматурой на боковых отводах и трубной головке с ручным и (или) дистанционным управлением, и обеспечивать возможность замены манометров и термометров без снижения давления до атмосферного.
7.4.9. В зависимости от условий эксплуатации и состава добываемой продукции должна применяться фонтанная арматура в соответствующем выполнении:
7.4.10.Обвязка устья эксплуатационной скважины проводится в соответствии с проектом и должна обеспечивать:
а) возможность работы как по НКТ, так и по затрубному пространству;
б) автоматическое отключение газовых и газоконденсатных скважин в случаях разрыва шлейфа или увеличения давления в нем выше допустимого;
в) возможность замера температуры и давления до и после дросселя;
