Освещение при ремонте скважины

ОСВЕЩЕНИЕ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Для выполнения работ в ночное время буровые установки обеспечиваются электроосвещением от ламп накаливания или ртутно-кварцевых ламп, которые питаются от сети напряжени­ем 220 В.

Освещению подлежат все рабочие места внутри буровых укрытий, а также территория буровой в пределах расположе­ния оборудования, культбудок и помещений для отдыха и прие­ма пищи.

В осветительную систему буровой входят: распределитель­ные устройства, к которым подключается сеть освещения, па­кетные выключатели, электропроводка, осветительная армату­ра и светильники.

Электропроводка для освещения буровых ведется двумя це­пями: одна цепь включает освещение вышки и расположенного на ней оборудования, а другая-—освещение остального обору­дования и площадок.

В буровых вышках башенного типа кабели электропроводки прокладывают по одной ноге в газовых оцинкованных трубах, закрепляемых хомутами из полосовой стали. По уголковым конструкциям к светильникам кабель прокладывают с внутрен­ней части уголка и закрепляют его бандажом с деревянными прокладками. На мачтовых секционных вышках кабель про­кладывают по обеим ногам также в трубах, прикрепленных к секциям, В местах сочленения секций устанавливают штепсель­ные разъемы. Проводка освещения буровых вышек осуществ­ляется кабелем марки ПРТО, КРПТ (3X2,5) с медными жила­ми и АПРТО с алюминиевыми жилами.

В дизельных и насосных помещениях применяется обычно открытая электропроводка на фарфоровых изоляторах типа ТФ-2. Изоляторы крепятся на траверсах к стойкам каркасов укрытий или к специальным опорам на высоте не менее 3 м. Электропроводка выполняется изолированными проводами мар­ки АПР, АПВ с алюминиевыми жилами или марки ПР, ПРГ с медными жилами.

Для освещения буровой вышки, дизельных и насосных по­мещений применяются взрывозащищенные светильники марки НОБ-200, 300, ВЗГ-200АМ, РН-100, 200, которые снабжены гер­метичными стеклами и предохранительными сетками. При боль­шой высоте каркасов укрытий (буровые установки БУ-4000, БУ-5000, БУ-6500) целесообразно применять светильники боль­шей мощности с ртутно-кварцевыми лампами.

Светильники устанавливают на специальных кронштейнах. На буровых вышках и на каркасах дизельных укрытий, под­верженных вибрации, светильники крепят к кронштейнам че­рез специальные амортизаторы. Провода зарядки светильника и кронштейна соединяют при помощи уплотнительных вводных устройств. Арматура светильника и предохранительная сетка на вышках и металлоконструкциях должны иметь металличе­скую связь с нейтралью генератора (трансформатора). Сетка для страховки от падения присоединяется гибким тросиком к металлоконструкциям. Для районов, близких к аэродромам, над площадкой кронблока должен устанавливаться габарит­ный светильник плафоном вверх красного цвета. Схема уста­новки светильников на вышках показана на рис. 88.

Для освещения стола ротора и пульта управления лебед­кой светильники укрепляют на ногах вышки и над лебедкой на высоте 4 и 6 м соответственно для вышек высотой 41 и 53 м. На ногах вышки светильники располагают под углом 45—50°, а над лебедкой — под углом 25—30° к вертикали с таким рас­четом, чтобы излучаемый свет не ослеплял бурильщика в про­цессе бурения и наблюдения за контрольно-измерительными приборами. Специальный светильник направленного излучения устанавливается перед щитом с приборами.

На балконе второго помощника бурильщика светильники устанавливают под углом не менее 50°. На вышках с АСП ме­ханизм захвата и расстановки свечей освещается прожектора­ми типа ПЗМ-35 А, которые устанавливаются выше балкона с горизонтальной ориентировкой. Для освещения превенторов под полом рабочей площадки располагают светильники типа ВЗГ-300. Проводка к ним осуществляется бронированным ка­белем или установочным проводом, проложенным в трубах.

Рис. 88. Схема установки светильников на башенных и мачтовых вышках: 1 — вышка; 2 — приборы; 3 — прожекторы для АСП

Оборудование для очистки раствора и желобная система освещаются светильниками типа НОБ-200 на специальных опо­рах, установленных вдоль желобов. Проводка выполняется изолированным проводом. Число светильников выбирается в зави­симости от норм освещенности, протяженности желобов, числа запасных емкостей, а также числа рабочих.

Путь талевого блока освещается светильниками, которые располагают на лестничных площадках и на вышке через каж­дые 5,5 м.

Территорию буровой и наружное оборудование (приемные мосты, площадка ГСМ, блоки приготовления раствора, хими­ческих реагентов) рекомендуется освещать прожекторами за­ливающего света ПЗС-35, устанавливаемыми на ногах вышки или на буровых укрытиях. Для освещения приемного моста про­жектор направляется на его середину.

Светильники устанавливают в удобных для их обслужива­ния местах, ориентировка светильников в сторону освещаемых предметов повышает освещенность на 10—15%.

Для освещения рабочих мест при ремонте технологического и электротехнического оборудования применяются переносные светильники на напряжение 12 В. Питаются светильники от трансформатора 220/12 В, расположенного в станции управле­ния вспомогательных механизмов, или от аккумуляторной ба­тареи. Нормы освещенности и ориентировочное расположение светильников на буровой установке приведены в табл. 28.

В 1983 г. Министерством нефтяной промышленности введе­ны отраслевые нормы искусственного освещения, которые долж­ны соблюдаться при проектировании осветительных установок вновь строящихся и реконструированных объектов. Нормами предусматривается повышенное освещение основных рабочих мест: для ротора—100 лк, для полатей второго помощника бу­рильщика и дизельного помещения—-50 лк.

Источник

Освещение месторождений, мест добычи, НПЗ

Нефтегазовый комплекс – системообразующая отрасль российской экономики, значимость которой трудно переоценить. Каждый объект нефтегазовой сферы уникален в силу географического положения, технологического оснащения, специфики организации управления. Вместе с тем есть типовые особенности, характерные для большинства предприятий нефте- и газо- добывающей и перерабатывающей промышленности. Среди них – необходимость создания качественного искусственного освещения объектов нефтегазового комплекса как залог безопасной и эффективной работы.

Типовое месторождение представляет собой большой открытый комплекс, площадью 10-20Га. Климатические условия подразумевают интервал температур от -50 до +50° С, ветровые нагрузки от I до VII зон, различную степень сейсмической активности.
В состав месторождения входят следующие объекты:

• Добывающий комплекс, расположенный на большой открытой площадке, включает в себя различные технологические узлы, насосные и компрессорные станции, трубопроводы, газопроводы.
• Вахтовый или стационарный поселок, включающий жилые, административные и хозяйственные здания и сооружения, дороги.
• Технологический блок, включающий различные станции, энергоблоки и др. необходимые производственные объекты.
• Товарно-сырьевая база, включающая склады, цистерны, места отгрузок и погрузок, подъездные ж/д пути.
  Освещение каждого объекта имеет свою специфику, соответствующую целям, условиям его организации.

Внизу страницы приведена таблица с номинальными значениями освещенности различных объектов. Вместе с тем освещение месторождений укладывается в типовую схему организации внутреннего и наружного промышленного освещения, а также охранного освещения.

Для организации внутреннего производственного освещения применяются промышленные светильники подвесного, накладного и встраиваемого типа с источниками света, обеспечивающими оптимальную освещенности и цветопередачу освещаемых помещений: люминесцентные и металлогалогенные лампы, светодиоды. На ряде участков к светильникам предъявляются требования пыле- и влагозащиты, а также взрывозащиты.

Наружное освещение подразделяется на освещение небольших объектов: дорог, невысоких зданий и станций, и больших открытых объектов: добывающие платформы, склады цистерн, подъездные железнодорожные пути и др. В первом случае применятся светильники и прожекторы небольшой мощности, расположенные на опорах освещения высотой 6-10м, либо на самих зданиях и сооружениях.
Для освещения больших открытых территорий и объектов месторождений применяются мачты освещения и высокомачтовые опоры, высотой 16-40м. Мачты могут оснащаться стационарными либо мобильными коронами для удобства эксплуатации, либо при невозможном/ограниченном подъезде спецтехники. На мачтах размещаются 6-10 мощных прожекторов. Наиболее часто применяются металлогалогенные прожекторы с симметричным и асимметричным светораспределением мощностью 1000-2000вт, (реже 400вт при высоте размещения 16-20м). Целесообразность применения светодиодных прожекторов в данном случае представляется спорной.

Охранное освещение подразумевает размещение натриевых либо светодиодных светильников и прожекторов на небольшой высоте по контуру месторождения, обычно огражденного железобетонным и/или сетчатым забором.

Организация освещения любого нефте- и газодобывающего и перерабатывающего производства как объекта с повышенной пожаро- и врывоопасностью, обязательно подразумевает молниезащиту. Для молниезащиты мест добычи, переработки и хранения применяются отдельно стоящие молниеотводы высотой 20-40м. Молниеотводы изготавливаются на базе стальных многогранных мачт освещения (высокомачтовых опор) и состоят из нескольких секций для удобства перевозки и монтажа. Молниеотвод должен быть выше всех остальных объектов на территории для притягивания электрического разряда. Разработка фундаментов для молниеотводов и организация защитного заземления должна проводиться проектными организациями.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Освещение — устье — скважина

Освещение устья скважины при работе в темное время суток осуществляется поворотной фарой-прожектором, установленной на передней стенке фургона, слева по ходу движения автомобиля. [1]

Для освещения устья скважин устанавливают закрытый ( пылеводонепроницаемый) светильник на концевой опоре линии, подходящей к скважине. На автоматизированных промыслах, где скважины обслуживаются только в дневное время, установка светильников не обязательна. [2]

Для освещения устья скважин устанавливают закрытый ( пылеводонепроницаемый) светильник на концевой опоре линии, подходящей к скважине. На автоматизированных промыслах, где скважины обслуживаются только в дневное время, установка светильников не обязательна. Для включения переносных светильников ( при проведении аварийных работ в ночное время) у скважины устанавливается розетка. К этой розетке при подземном ремонте скважин присоединяют светильники типа НОВ, располагаемые на опорах вышек и мачт в верхней их части. [3]

Для освещения устья скважин устанавливают закрытый ( пы леводонепрои. И цаемый) светильник На концевой опоре линии подходящей к скважине. [4]

В лебедочном отделении станции установлена фара для освещения устья скважины . [5]

Система освещения состоит из плафонов освещения отделения лебедки, плафонов отделения оператора и фары для освещения устья скважины . [6]

Если в порядке исключения цементирование проводят в темное время суток, то представитель буровой организации при участии руководителя цементировочных работ организует освещение устья скважины , площадки, где сосредоточена вся цементировочная техника, агрегатов и отдельных их узлов. Освещенность у устья скважины и на площадке, где установлены агрегаты, должна быть не менее 25 лк, а пульта управления — не менее 50 лк. При этом лампы освещения не должны оказывать слепящего действия на обслуживающий персонал. [7]

Если в порядке исключения цементирование проводится в темное время суток, то представитель буровой организации при участии руководителя цементировочных работ организует освещение устья скважины , площадки, где сосредоточена вся цементировочная техника, агрегатов и отдельных их узлов. Освещенность у устья скважины и на площадке, где установлены агрегаты, не должна быть менее 25 лк, а у пульта управления не менее 50 лк. При этом лампы освещения не должны оказывать слепящего действия на обслуживающий персонал. [8]

В лебедочном отделении установлены друхбарабанная лебедка 5 с автоматическими укладчиками кабеля и скребковой проволоки; бензоэлектроагрегат АБ-1-0 / 230; отопитель О-ЗО, смонтированный в специальном контейнере; фара задняя для освещения устья скважины . Смоточное устройство с соединительными кабелями размещено в контейнере 6 под кузовом. При исследовании скважин со штанговыми насосами ( ШН), оборудованных планшайбой 15 ( см. рис. 2.5 6), нижний мерный ролик 11 устанавливается на специальном основании 17, закрепляемом к планшайбе. [9]

В ночное время в неблагоприятных погодных условиях требования к уровню освещенности существенно неоднозначны с дневными. Имеется необходимость, в частности, в специальном освещении устья скважины , платформ агрегатов, отдельных узлов и другого оборудования, которое используется при цементировании скважин, гидроразрыве пластов и на других работах. Число светильников на одну скважину должно быть: на вышке — четыре пять, на мачте — три. Эти рекомендации нуждаются в уточнении при работе в ночное время и при неблагоприятных погодных условиях. [10]

Источник

Законодательная база Российской Федерации

Бесплатная горячая линия юридической помощи

Бесплатная консультация

Навигация

Федеральное законодательство

Действия

• Главная
• «ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ. РД 153-39-023-97» (утв. Минтопэнерго РФ 18.08.97)

Наименование документ	«ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ. РД 153-39-023-97» (утв. Минтопэнерго РФ 18.08.97)
Вид документа	классификатор, правила
Принявший орган	минтопэнерго рф
Номер документа	РД 153-39-023-97
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	18.08.1997
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	действует
Публикация	«Безопасность труда в промышленности», N 6 — 9, 1998
Навигатор	Примечания

9. Указание мер безопасности при ремонте скважин и охрана окружающей среды

9.1. Общие требования

9.1.1. К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно Положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложены в Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности [13].

9.1.2. Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие, находящиеся на объектах, содержащих сероводород более 6%, на период проведения ремонтных работ обязаны выполнять Устав о дисциплине работников предприятий и организаций, занятых освоением газовых и нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода (Постановление Совета Министров от 30.09.87 N 1216).

9.1.3. Бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин должны вести журнал проверки состояния условий труда. В этом журнале ИТР и общественные инспекторы по технике безопасности записывают результаты плановых и внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

9.1.4. Несчастные случаи, происшедшие на рабочем месте, расследуются в установленном порядке.

9.1.5. Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств, предусмотренных планом.

9.1.6. Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время — очищена от снега и льда.

9.1.7. Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом состава грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

9.1.8. Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными министерством в установленном порядке.

9.1.9. Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с Нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденными Миннефтепромом и Госгортехнадзором СССР.

9.1.10. Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов — изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

9.1.11. Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих ГОСТов, ТУ и нормам на изготовление.

9.1.12. Освещенность рабочих мест должна соответствовать Отраслевым нормам проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности ВСН 34-82.

9.1.13. Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные C1 — C10 в пересчете на C — 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 — C5 — 3 мг/куб. м).

9.1.14. К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

9.1.15. Привлекаемый к работам на сероводородных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объеме, утвержденном главным инженером предприятия — заказчика.

9.1.16. На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

9.1.17. К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно — курсовых комбинатах по курсу «Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

9.2. Требования безопасности при переезде бригад

9.2.1. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки пути движения, принять при необходимости меры по очистке снега или неровностей, назначить ответственного за передвижение по намеченной трассе. Все работы производить в строгом соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.020-80.

9.2.2. Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортном положении и застопорены.

9.2.3. При буксировании грузов на санях и гусеничных прицепах и других транспортных средствах следует использовать жесткие сцепки длиной 2,5 — 4,0 м.

9.2.4. Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках саней, а также на грузах, транспортируемых в вагоне, запрещается.

9.2.5. Уклон трассы при перевозке грузов должен быть плавным. Боковой уклон не должен превышать 10 град.

9.2.6. Переезд передвижных агрегатов через замерзшие реки и другие водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление, допускаемые к переездам виды транспорта и скорости переезда при отсутствии тумана, поземки, снегопада.

9.2.7. Движение по снежной целине разрешается только по уточненной трассе и по направлению выставленных знаков (вех).

9.2.8. При движении агрегатов по дорогам (магистралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.

9.3. Требования безопасности при подготовительных работах

9.3.1. Перед разборкой устьевой арматуры фонтанной, газлифтной и глубинно — насосной скважин следует в трубном и затрубном пространствах постепенно снизить давление до атмосферного.

9.3.2. Перед ремонтом глубинно — насосной скважины головка балансира станка — качалки должна быть откинута назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и установку канатной подвески необходимо производить специальными приспособлениями, исключающими необходимость подъема рабочего на балансир станка — качалки.

9.3.3. Перед ремонтом скважин, оборудованных центробежными электронасосами, следует обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки при пробном протягивании кабеля через ролик в обе стороны, кабельный ролик должен быть закреплен к ноге или поясу спускоподъемного сооружения с помощью специального хомута или цепью.

9.3.4. Перед глушением скважины нагнетательный трубопровод должен быть испытан при давлении, равном полуторакратному ожидаемому давлению. Находиться при этом вблизи трубопровода запрещается. В случае, если в процессе гидроиспытания наблюдается утечка, то работы по устранению ее могут быть выполнены только после остановки работы насоса агрегата и снижения давления в трубопроводе до атмосферного.

9.3.5. Стеллажи и приемные мостки следует устанавливать горизонтально с уклоном не более 1:25.

9.3.6. Рубку стальных канатов следует производить при помощи специальных приспособлений.

9.4. Требования безопасности при монтаже и демонтаже мачт и агрегатов

9.4.1. Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить состояние всего агрегата, уделив при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию крепления кронблока с талевым канатом в транспортном положении и металлических ограждений.

9.4.2. При установке агрегата в скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работающим на устье скважины и движением талевого блока.

9.4.3. Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

9.4.4. Подъемные агрегаты (за исключением агрегата АКМ-28) должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки.

9.4.5. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины.

9.4.6. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

9.5. Требования безопасности при гидропескоструйной перфорации и глубокопроникающем гидравлическом разрыве пласта

9.5.1. При проведении гидропескоструйной перфорации (ГПП) и глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта (ГГРП), когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, работы можно производить только после установки пакера и гидроиспытания его на герметичность.

9.5.2. Обвязка блока манифольда с установками и арматурой устья скважины должна осуществляться при помощи специальных труб и шарнирных соединений высокого давления, предусмотренных в комплекте установок и блока манифольда.

9.5.3. Во избежание провисания нагнетательный трубопровод должен быть уложен на опоры. В местах поворота следует устанавливать шарнирные угольники.

9.5.4. Для замера и регистрации давления к устьевой арматуре должны быть присоединены показывающий и регистрирующий манометры, выведенные на безопасное расстояние.

9.5.5. Нагнетательные трубопроводы агрегатов до устья скважины перед началом работы должны быть испытаны при давлении, равном полуторакратному ожидаемому максимальному давлению, но не выше значения, указанного в паспорте. Запрещается при гидроиспытании трубопровода находиться вблизи него.

9.5.6. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводе.

9.5.7. При проведении работ по гидроразрыву пласта необходимо тщательно следить за состоянием резиновых уплотнений быстроразъемных соединений труб высокого давления для своевременного предупреждения утечек углеводородной жидкости на землю.

9.5.8. При приготовлении жидкости гидроразрыва на углеводородной основе применяются меры предосторожности как и при работе с углеводородными жидкостями [13].

9.5.9. Установка по приготовлению жидкости на углеводородной основе является пожароопасным объектом и на ней должны быть предусмотрены следующие меры безопасности:

1) на территории и подъездных путях установить аншлаги пожароопасности;

2) оснастить установку первичными средствами пожаротушения — огнетушителями, ящиками с песком, стандартным инструментом;

3) электродвигатели, пусковые устройства и соединительные провода должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении;

4) вращающиеся и движущиеся устройства, которые могут оказаться под напряжением, должны быть заземлены к контуру заземления;

5) на территории установки должна быть предусмотрена грозозащита и оборудован пожарный стояк;

6) емкости смесительные и для хранения нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы вентиляционными клапанами или вертикальными вытяжными трубами с огнепреградителями;

7) устранение неполадок и очистку установки производить при полной остановке приводов и движущихся деталей;

8) при приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей пользование открытым огнем, пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах, пребывание посторонних людей;

9) транспортирование жидкостей на углеводородной основе производить автоцистернами, оборудованными для перевозки нефтепродуктов.

9.5.10. Жидкости гидроразрыва, как и углеводородное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мылом.

9.5.11. Сухие полимерные добавки, которые вводятся в жидкость гидроразрыва на углеводородной основе, не относятся к токсичным и пожароопасным веществам; при работе с ними не стоит допускать их попадания в глаза, на кожу рук, для чего рекомендуется пользоваться защитными очками, резиновыми перчатками, респиратором.

9.5.12. Требования безопасности при размещении, хранении, транспортировании исходных компонентов жидкости гидроразрыва изложены в действующих стандартах и технических условиях на применяемое оборудование и материалы.

9.6. Требования безопасности при спускоподъемных операциях

9.6.1. При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте не более 0,5 м от пола рабочей площадки.

9.6.2. Запрещается применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной струне талевого каната с целью предотвращения его скручивания.

9.6.3. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должно быть установлено противовыбросовое оборудование.

9.6.4. Штанговый, трубный и стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания штанг и труб должны быть установлены на штанги или трубы и сниматься с них только после полной остановки механизма.

9.6.5. При отвинчивании полированного штока и соединении его со штангами устьевой сальник должен быть прикреплен к штанговому элеватору.

9.6.6. В случае заклинивания плунжера штангового глубинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

9.6.7. Запрещается иметь на рабочей площадке во время спускоподъемных операций элеваторы, не соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб.

9.6.8. Перед началом спуско — подъемных операций следует проверить исправность замка элеватора. Применение элеватора с неисправным замком запрещается.

9.6.9. Запрещается для свинчивания и развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску.

9.6.10. Отвинченную трубу следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.

9.6.11. При подъеме НКТ не допускаются резкий переход с одной скорости подъема на другую и превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб.

9.6.12. При спуско — подъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

9.6.13. Запрещается при подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при перерывах в работе независимо от их продолжительности.

9.6.14. Если в процессе подъема оборудования наблюдаются газовыделение, перелив жидкости, то подъем оборудования должен быть прекращен, устье герметизировано и проведено повторное глушение скважины.

9.6.15. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

9.6.16. В процессе подъема НКТ и скважинного оборудования не допускается превышение нагрузки над массой поднимаемых НКТ и скважинного оборудования более чем на 20%.

9.6.17. Не допускается нанесение ударов по муфте труб с целью ослабления резьбового соединения перед отвинчиванием труб.

9.6.18. При укладке труб на мостки свободный конец их должен быть установлен на скользящую подкладку (тележку, лоток и др.).

9.6.19. При подъеме НКТ с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости на рабочую площадку. Жидкость, вытекающую из поднятых труб, направляют в специальную емкость.

9.6.20. Выброс на мостки и подъем с них НКТ диаметром более 60 мм разрешается выполнять двухтрубками, если длина каждой двухтрубки не превышает 16 м, а вышка или мачта имеет высоту не менее 22 м и ворота вышек позволяют свободный проход труб.

9.6.21. Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается только по одной штанге.

9.6.22. При подъеме труб с мостков не допускается их раскачивание, удары о подъемное сооружение, станок — качалку и другое оборудование.

9.6.23. При свинчивании труб для предотвращения вращения колонны на муфте следует установить контрключ.

9.6.24. Запрещается проведение спуско — подъемных операций при скорости ветра 11 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана, если видимость составляет менее 50 м.

9.6.25. Во время подъема (спуска) НКТ обслуживающий персонал должен отойти на безопасное расстояние.

9.6.26. Работы по ликвидации нефтегазовых выбросов проводят в строгом соответствии с действующими правилами. Работы выполняются противофонтанной военизированной службой.

9.7. Требования безопасности при сложных и ловильных работах

9.7.1. Сложные и ловильные работы в скважине должны проводиться по утвержденному плану под непосредственным руководством инженера или мастера по сложным работам и при участии мастера капитального ремонта скважин.

9.7.2. Члены бригады перед ликвидацией аварии должны быть проинструктированы по безопасному ведению данной работы.

9.7.3. Перед производством сложных, ловильных и других работ, связанных с приложением повышенных нагрузок на подъемное оборудование, необходимо произвести осмотр его талевой системы и тормоза лебедки. Во время этих работ рабочие, за исключением работающего у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место.

9.7.4. Запрещается без индикатора массы вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. При расхаживании и подъеме труб следует вести наблюдение за показаниями индикатора массы. Нагрузка на крюке не должна превышать грузоподъемность установленного оборудования. В противном случае необходимо применять гидравлические домкраты.

9.7.5. Запрещается при использовании гидравлических домкратов производить одновременную натяжку труб при помощи домкрата и лебедки.

9.7.6. После проведения работ по ликвидации аварии проверяют состояние оборудования и вышки. Результаты проверки состояния вышки оформляются актом.

9.7.7. Запрещается производить работы по ремонту ловильного инструмента над устьем скважины.

9.8. Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

9.8.1. На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре — манометр.

9.8.2. Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам.

9.8.3. После обвязки передвижной насосной установки и устья скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты гидроиспытания оформляют актом.

9.8.4. Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

9.8.5. Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

9.8.6. Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с.

9.8.7. Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.

9.8.8. При кислотной обработке работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой.

9.8.9. На паропроводе от ППУ должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки.

9.8.10. Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 град. C и снижения давления в скважине до атмосферного.

9.9.1. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов при производстве ремонтных работ.

9.9.2. Передвижное распределительное устройство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины на ровном месте.

9.9.3. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

9.9.4. Перед началом работы с мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, производящих работу на той части электроустановки, к которой присоединен мегомметр.

9.9.5. При дистанционном управлении электродвигателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты.

9.9.6. Измерение мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.

9.10. Противопожарная безопасность

9.10.1. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться требований Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-0137085).

9.10.2. Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части.

9.10.3. Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

9.10.4. Не допускается замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти.

9.10.5. Запрещается применение открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химпродуктов, используемых для ремонта скважин.

9.10.6. При возникновении пожара следует немедленно вызвать пожарную часть и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися на скважине средствами пожаротушения.

9.10.7. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения».

9.11. Охрана окружающей среды

9.11.1. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

9.11.2. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

9.11.3. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно — климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

9.11.4. Загрязнение окружающей среды буровыми сточными водами (БСВ) должно быть исключено в результате:

1) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со всех точек поступления;

2) очистки БСВ на передвижной установке для последующего использования в оборотном водоснабжении или очистки до нормативного уровня для сброса на рельеф местности.

9.11.5. Загрязнение объектов окружающей среды буровыми растворами должно быть исключено за счет:

1) применения реагентов и рецептур буровых растворов, относящихся к малоопасным веществам — 4 классу токсичности и опасности по ГОСТ 12.1.007-76;

2) исключения применения нефти для обработки буровых растворов или приготовления специальных жидкостей;

3) уменьшения объема нарабатываемого бурового раствора путем использования специальных химических реагентов и рецептур, а также совершенствования очистки буровых растворов на передвижных установках;

4) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;

5) разделения отработанных буровых растворов (ОБР) на центрифуге на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза очищается совместно с БСВ, а твердая — захороняется шламом. При использовании буровых растворов, содержащих компоненты 3 класса опасности, в случае отсутствия центрифуги необходимо производить их обезвреживание для последующего захоронения;

6) использования отработанных буровых растворов для приготовления рабочих буровых растворов, необходимых при ремонте других скважин;

7) транспортирования буровых растворов в закрытых емкостях или по трубопроводу.

9.11.6. Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления буровых растворов и специальных жидкостей необходимо максимально использовать средства механизации.

9.11.7. Защита окружающей среды от загрязнения буровым шламом (БШ) в зависимости от уровня его опасности осуществляется следующим образом:

1) при 4 классе опасности шлам может быть захоронен в траншеях амбарного типа или вывезен на полигон для захоронения;

2) при 3 классе опасности необходимо предусмотреть сбор, обезвреживание и по согласованию с местными природоохранными органами захоронение в траншеях или вывоз на полигон для захоронения;

3) при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо применять безамбарный способ бурения. В этом случае должен быть предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

9.11.8. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использование специальных реагентов — нейтрализаторов, а также буровых растворов с высокой нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.

9.11.9. Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в накопительные емкости должна быть нейтрализована.

9.11.10. Запрещается использовать пластовую воду без нейтрализации в ней сероводорода.

9.11.11. Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и других вредных веществ, содержащихся в пластовой воде, должны отвечать следующим требованиям:

1) предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовывать сероводород;

2) реакция реагента — нейтрализатора с сероводородом в пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и носить необратимый характер;

3) водные растворы реагента — нейтрализатора сероводорода должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их приготовления;

4) реагент — нейтрализатор сероводорода не должен снижать плотность обрабатываемой воды;

5) после нейтрализации сероводорода в пластовой воде последняя должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывки и долива скважин;

6) реагент — нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным для применения в климатических условиях любого нефтяного района страны;

7) реагент — нейтрализатор сероводорода должен транспортироваться любым видом транспорта в деревянных, железных, фанерных бочках, полиэтиленовых и других влагонепроницаемых мешках.

9.11.12. Реагенты — нейтрализаторы сероводорода должны быть обезврежены и захоронены на специальных полигонах по согласованию с местными природоохранными органами.

9.11.13. Для предупреждения возможного загрязнения окружающей среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с РД 08-71-94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

9.11.14. С целью предотвращения фильтрации загрязненных БСВ или жидкой фазы ОБР и БШ в подпочвенные воды все поверхности сточных сетей и амбаров необходимо гидроизолировать пленкообразующими или закупоривающими составами и материалами.

9.11.15. При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

9.11.16. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.

9.11.17. Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно — защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов.

9.11.18. При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать.

9.11.19. Отложения и грязь, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций, должны захороняться в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора.

9.11.20. По окончании ремонта скважин необходимо:

1) вывезти оставшиеся буровые растворы для повторного их использования или регенерации;

2) утилизировать, нейтрализовать и захоронить отходы бурения;

3) очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины, засыпать шламовые и другие амбары.

9.11.21. Захоронение шлама в шламонакопителе по завершении капитального ремонта скважины или же по окончании вскрытия отдельных горизонтов производится в соответствии с решением главного инженера предприятия по согласованию с органами санитарного надзора и бассейновой инспекции. Вывоз шлама должен осуществляться спецтранспортом с металлической емкостью или контейнером.

9.11.22. Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а также частично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при ликвидации последних.

9.11.23. При капитальном ремонте скважин с применением бурового оборудования помимо требований настоящего РД надлежит руководствоваться также требованиями соответствующих разделов РД 39-133-94 (Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше — М., Роснефть, НПО «Буровая техника», 1994).

9.11.24. При текущем и капитальном ремонтах скважин анализ воздуха рабочей зоны экспресс — методом с помощью газоанализаторов УГ-2, ГУ-4, АМ-5 и аналогичных им приборов производится мастером бригады или бурильщиком (оператором).

9.11.25. Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс — методом мастер бригады и бурильщик (оператор) должны пройти дополнительное обучение на рабочем месте и иметь право на проведение анализа воздуха рабочей зоны.

9.11.26. В процесс ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс — методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

9.11.27. В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс — методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по ликвидации газопроявлений. При данной ситуации члены бригады должны пользоваться СИЗОД.

9.11.28. Освоение скважины после ремонта (откачка закачанной жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после полной сборки устьевой арматуры.

При проведении ремонтных работ в скважинах следует также руководствоваться Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ — М., Миннефтепром, 1982; Отраслевой инструкцией по безопасности труда при эксплуатации и ремонте скважин, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов (ИБТВ 1-119-86) — Баку, ВНИИТБ, 1986; Отраслевой инструкцией по безопасности труда при освоении нефтяных и газовых скважин (ИБТВ 1-119-85) — Баку, ВНИИТБ, 1986; Отраслевой инструкцией по безопасности труда при работах по очистке насосно — компрессорных труб и трубопроводов от отложений парафина (ИБТВ 1-109-85) — Баку, ВНИИТБ, 1985; Отраслевой инструкцией по безопасности труда при тросово — канатных работах с применением установок для исследования скважин и гидравлических лебедок (ИБТВ 1-093-82) — Баку, ВНИИТБ, 1982; Отраслевой инструкцией по безопасному ведению работ при применении пенных систем в добыче нефти и газа (ИБТВ 1-103-84) — Баку, ВНИИТБ, 1984; Отраслевой инструкцией по безопасности труда при обработке призабойной зоны скважин углеводородными растворителями (конденсат, сжиженный газ и др.) и закачке их в пласт (ИБТВ 007-77) — М., Миннефтепром, 1979; Инструкцией по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ (РД 39-133-94) — М., 1994; Методическими указаниями по определению интенсивности опасных химических факторов в новых технологических процессах по увеличению нефтеотдачи пластов (РД 39-22-1146-84) — Уфа, ВостНИИТБ, 1984 и другими соответствующими нормативно — техническими руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

Источник