ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ - Мої статті - Інструкції з охорони праці - Інструкції з охорони праці

Вітаю Вас Гість | RSS

Інструкції з охорони праці

Понеділок, 05.12.2016, 07:35
Головна » Статті » Мої статті

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
7.1. Общие положения

 

7.1.1. В процессе эксплуатации нефтяных месторождений для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов применяется нагнетание в продуктивные пласты воды, водяного пара, углеводородных газов, двуокиси углерода, а также воздуха для поддержания процесса внутрипластового горения.

Настоящая Инструкция содержит требования безопасности к оборудованию и технологическим операциям.

По вопросам, не затронутым настоящей Инструкцией, следует руководствоваться соответствующими правилами.

7.1.2. Строительство трубопроводов и установок должно осуществляться в полном соответствии с проектной документацией.

При необходимости отклонения от требований проектной документации должно быть получено письменное разрешение организаций, разработавших проектную документацию; отклонения от проектной документации должны быть также согласованы с организацией - заказчиком.

7.1.3. К эксплуатации и ремонту оборудования для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ, связанных с процессами и оборудованием, ориентированными на поддержание пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов.

7.1.4. Настоящая Инструкция устанавливает требования безопасности к трубопроводам транспорта воды, углеводородного газа, воздуха, двуокиси углерода, пара и горячей воды давлением от 2,5 МПа до 21,0 МПа (влажного пара - 16,0 МПа), а также компрессорам, насосам, парогенераторным или водогрейным установкам, распределительным устройствам (гребенкам), к оборудованию устья нагнетательных скважин для методов поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов.

Требования настоящей Инструкции необходимо учитывать как при проектировании трубопроводов, так и при их строительстве, эксплуатации и ремонте.

7.1.5. Требования к выполнению и приемке работ по строительству, монтажу и испытанию трубопроводов в настоящей Инструкции установлены с учетом категории трубопровода.

Категории трубопроводов в настоящей Инструкции регламентированы согласно Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов, Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Трубопроводы I категории с условным проходом более 70 мм, а также трубопроводы II и III категорий с условным проходом более 100 мм должны быть до пуска в работу зарегистрированы местными органами Госгортехнадзора России. Другие трубопроводы, на которые распространяется настоящая Инструкция, подлежат регистрации на предприятиях, являющихся владельцами трубопроводов.

7.1.6. Приказом по предприятию (владельцу трубопроводов) из числа инженерно - технических работников должен быть назначен ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.1.7. К обслуживанию электрооборудования допускается технический персонал, знающий схемы применяемого оборудования, инструкции по его эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте, а также проверку знаний в соответствии с ПТЭ и ПТБ с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

7.1.8. Монтаж и демонтаж оборудования, осмотр, ремонт и наладку его должен производить технический персонал нефтепромысла, прошедший соответствующее обучение.

Неэлектротехническому персоналу (операторам по добыче нефти и газа), имеющему I квалификационную группу по электробезопасности, разрешается пуск и остановка оборудования.

7.1.9. Персонал, допущенный к эксплуатации скважин и ремонту оборудования, должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными для данного вида работ.

7.1.10. Ремонтные работы на трубопроводах и установках должны производиться по разрешению руководства предприятия - владельца трубопроводов, которые фиксируются в специальном журнале.

7.1.11. Ремонтные работы должны производиться после отключения ремонтируемого участка трубопровода и при отсутствии в нем избыточного давления. На всех отключенных задвижках и вентилях должны быть вывешены плакаты с надписью: "Не открывать, работают люди!"

7.1.12. Инженерно - технические работники и рабочие, осуществляющие обслуживание объектов, трубопроводов (скважины, распределительные пункты и т.д.), должны пройти дополнительный инструктаж по безопасному производству работ по программе, учитывающей требования правил.

7.1.13. Программа инструктажа разрабатывается службой охраны труда предприятия и утверждается главным инженером.

7.1.14. Работы в колодцах проводятся по допуску на проведение опасных работ.

Лицо, ответственное за производство работ, назначается из числа инженерно - технических работников. Перед спуском людей колодец подвергается принудительной вентиляции воздухом, производится анализ воздушной среды в колодце на содержание углеводородных газов и сероводорода. Воздушная среда должна отвечать требованиям санитарных норм.

7.1.15. Работы в колодцах проводятся бригадой в составе не менее трех человек: один - производящий работу, двое - наблюдающих. Работающий и наблюдающие должны надевать пояса с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнальной спасательной веревкой, свободный конец которой выводится наружу и находится в руках наблюдающих.

Для защиты органов дыхания все члены бригады обеспечиваются только шланговыми или изолирующими противогазами.

Огневые работы проводятся только при полностью открытом люке и принудительной вентиляции.

Продолжительность непрерывной работы в колодце не должна превышать 15 мин. с последующим отдыхом на воздухе в течение 15 мин.

Перед выдачей противогазов персонал должен быть обучен руководителем работ правильному их применению.

7.1.16. Руководитель работ (мастер, бригадир) обязан следить за тем, чтобы:

- средства индивидуальной защиты (СИЗ) и противогаз выдавались своевременно и имели соответствующие защитные свойства, тип и размер;

- СИЗ, противогаз и предохранительные приспособления были своевременно испытаны;

- рабочие использовали СИЗ и приспособления только по назначению.

7.1.17. Работа на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также использование неисправных СИЗ запрещается.

7.1.18. Запрещается допускать к работе лиц, находящихся в алкогольном или наркотическом опьянении, утомленном и болезненном состоянии.

7.1.19. Администрация предприятия на основе инструкций для персонала технологических установок и настоящей Инструкции с учетом особенностей местных условий должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала.

7.1.20. За невыполнение требований настоящей Инструкции обслуживающий персонал несет ответственность в установленном порядке.

7.1.21. Вступление персонала на дежурство и уход с дежурства должны производиться с соблюдением требований правил внутреннего распорядка.

При вступлении на дежурство персонал обязан ознакомиться с записями в сменном журнале и проверить исправность обслуживаемых установок и относящегося к ним оборудования, а также исправность аварийного освещения и сигнализации для вызова администрации. В случае обнаружения неисправности принять меры к их устранению.

7.1.22. Прием и сдача дежурства должны оформляться начальником смены (старшим по смене), записью в журнале, подтвержденной подписью старшего по смене, с указанием результатов проверки установок и относящегося к ним оборудования.

Рабочие места должны иметь плакаты и предупредительные знаки по технике безопасности согласно выполняемой работе.

7.1.23. Каждая установка должна иметь следующую документацию:

- описание конструкции и руководство по обслуживанию;

- чертежи общего вида и основных узлов оборудования;

- паспорта сосудов, подлежащих регистрации в органах госгортехнадзора;

- паспорта и журналы по эксплуатации и ремонту вентиляционных установок;

- журналы ревизии КИП, средств автоматики и блокировки;

- журнал осмотра, проверки состояния и ремонта трубопроводов;

- схемы коммуникационных линий трубопроводов и размещения арматуры;

- схемы газовых линий в обвязке установок;

- схемы устройств и систем ручного и автоматического управления, контроля, сигнализации, блокировки и аварийной остановки;

- инструкции предприятия по безопасности труда;

- план ликвидации аварий (ПЛА);

- графики планово - предупредительных осмотров и ремонтов оборудования.

На фронтальной части каждой установки должна быть прикреплена металлическая табличка со следующими данными:

- наименование завода - изготовителя;

- заводской номер установки;

- год выпуска;

- рабочее давление и температура рабочего агента;

- пробное гидравлическое давление;

- площадь поверхности нагрева (для теплогенерирующих установок).

7.1.24. Соединение элементов трубопроводов следует производить сваркой. Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопровода к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

7.1.25. Размещение трубопроводов и других коммуникаций в напольной части помещения должно производиться в каналах, закрытых съемными щитами из рифленой стали.

7.1.26. Тепловую изоляцию трубопровода следует производить после испытания на прочность и плотность и устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

7.1.27. В производственных помещениях, имеющих теплопроводы, на видном месте необходимо вывешивать схемы теплопроводов, выполненных в условных цветах.

Инструкции по пуску, обслуживанию и ремонту теплопроводов должны находиться на рабочих местах обслуживающего персонала.

7.1.28. Производственные площадки должны содержаться в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродукты должны убираться, а территория периодически очищаться от грязи, снега и льда.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах.

7.1.29. Обслуживающий персонал обязан в аварийных случаях немедленно остановить установку, сообщить об этом администрации и действовать в соответствии с ПЛА.

7.1.30. В случае возникновения пожара на одной из парогенерирующих установок персонал должен немедленно вызвать пожарную охрану и принять все меры к тушению, не прекращая наблюдения за установками.

При пожаре в установке, работающей на газообразном топливе, нужно немедленно отключить газопровод с помощью задвижки, установленной вне помещения.

Если пожар угрожает установкам и невозможно потушить его быстро, необходимо остановить установки в аварийном порядке, усиленно питая их водой и выпуская пар в атмосферу (вне помещения).

7.1.31. Стационарные установки должны иметь двухстороннюю радиотелефонную связь.

Связь должна действовать круглосуточно.

7.1.32. Запрещается подтягивать или производить регулировку и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружен пропуск.

 

7.2. Требования к оборудованию и механизмам

 

7.2.1. Применяемое оборудование, а также приборы, запорная арматура (предохранительные устройства) должны иметь паспорт завода - изготовителя (фирмы - поставщика). Котлы, паронагреватели, экономайзеры, а также материалы для изготовления этого оборудования, приобретаемые за рубежом, должны отвечать требованиям и нормам.

7.2.2. Технологическое оборудование (устьевая арматура нагнетательных скважин, насосы, компрессоры, парокотельные установки), распределительные системы, а также технологические трубопроводы и их обвязка должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов, устройствами для ввода ингибиторов коррозии. Контроль за работой технологического оборудования должен осуществляться по технологическому регламенту.

7.2.3. Для замера температуры и давления устье нагнетательных скважин должно предусматривать установку манометров и термометров.

7.2.4. Манометры и термометры должны располагаться так, чтобы их показания были отчетливо видны персоналу. Должен быть обеспечен свободный и удобный доступ к ним. Для паронагнетательных скважин корпус манометра должен быть защищен от теплового воздействия.

7.2.5. Манометры должны устанавливаться в местах с наименьшей пульсацией, быть снабжены компенсаторами и иметь устройство для возможности их смены при наличии давления в аппарате.

7.2.6. Уровень шума и вибрации на рабочих местах при работе оборудования не должен превышать норм, установленных ГОСТ 12.1.003-83 и ГОСТ 12.1.012-90.

7.2.7. Насосные, компрессорные агрегаты и теплогенерирующие установки должны быть оснащены оборудованием и предохранительными устройствами, обеспечивающими гашение вибраций и гидроударов.

Вибрация на рабочих местах не должна превышать предельно допустимых величин:

 

Число колебаний в мин.      
   

< 200  
   

200 - 400
   

> 400 

Допустимая амплитуда колебаний
   

0,25; 0,30
   

0,20 
   

0,15  

 

7.2.8. Допустимые максимальные амплитуды вибраций основных трубопроводов и межагрегатных трубопроводов и аппаратов составляют 0,20 мм при частоте до 40 Гц.

7.2.9. Уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе агрегатов и компрессоров не должен превышать 85 дБ.

7.2.10. Для обеспечения запуска установок в зимнее время, а также поддержания температуры внутри блоков должны быть установлены электрокалориферы.

7.2.11. Все элементы оборудования и коммуникации, имеющие температуру на поверхности выше 45 град. C, должны быть закрыты теплоизоляционным материалом или иметь ограждение.

7.2.12. Уплотнительные элементы и фланцевые соединения должны иметь защитные кожухи, а запорные устройства по возможности управляться дистанционно.

7.2.13. Технологические установки, компрессорные и насосные станции должны быть оборудованы:

- приборами контроля за технологическими параметрами транспортируемого продукта;

- системой приборов по диагностике технологического оборудования (температура и давление масла, температура подшипников, вибрация);

- системой контроля воздушной среды в помещении технологической установки;

- системой приточно - вытяжной вентиляции;

- системой предупреждения и аварийной остановки компрессорных, насосных и котельных агрегатов при нарушении технологических параметров их работы, воздушной среды в помещении, при отказе в работе вентиляционной системы;

- системой радио- и телефонной связи, пожаротушения.

7.2.14. Компрессорные, насосные станции и котельные с постоянным обслуживающим персоналом должны иметь пульты управления в машинном помещении и в операторном зале.

7.2.15. Система контроля воздушной среды должна быть сблокирована с системой приточно - вытяжной вентиляции и системой сигнализации.

7.2.16. На нагнетательной линии компрессора и насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный клапан и предохранительный клапан, связанный с приемом насоса, компрессора.

7.2.17. Для перекачки жидкой двуокиси углерода необходимо применять сальниковые уплотнения, исключающие пропуск продукта, а детали, контактирующие с двуокисью углерода, должны быть изготовлены из коррозионно - стойкого материала.

7.2.18. Оборудование установок, их обвязка трубопроводами, запорные органы, КИП, щиты управления следует располагать таким образом, чтобы обеспечить безопасные условия при их эксплуатации, обслуживании и ремонте.

7.2.19. Задвижки и вентили, требующие для открытия больших усилий, должны быть снабжены обводными линиями и механическими или электрическими приводами.

7.2.20. Топки котельных и других технических установок должны быть оборудованы системой принудительной вентиляции, сблокированной с устройством розжига топлива.

 

7.3. Эксплуатация и ремонт

 

7.3.1. Поддержание пластового давления (закачка воды в пласт).

7.3.1.1. Фильтры водоочистной установки для их обслуживания должны быть оборудованы площадкой шириной не менее 1 м с перилами и маршевыми лестницами.

7.3.1.2. Загрузка фильтров, реагентов в затворный бак и растворение реагентов в воде должны быть механизированы.

7.3.1.3. Фильтры должны устанавливаться так, чтобы люки для их очистки были направлены в одну сторону, доступную для подъезда автомобиля. Под люками должны быть желоба для спуска песка и гравия.

7.3.1.4. Задвижки насоса и фильтра при промывке последнего должны открываться и закрываться дистанционно с пульта управления.

7.3.1.5. Для обслуживания затворного бака химреагентов вокруг него должны быть устроены проходы шириной не менее 1 м, оборудованные перилами.

7.3.1.6. Бассейны для отстоя воды должны иметь ограждающие перила и запорные шиберы, оборудованные металлическими площадками, размером по ширине и длине не менее 1 м.

Система очистки бассейнов должна быть механизирована.

7.3.1.7. Колодцы водозаборных скважин должны быть оборудованы лестницами для обслуживающего персонала и освещением, иметь грузоподъемные механизмы для извлечения оборудования.

7.3.1.8. Перед пуском в эксплуатацию обвязка насосных агрегатов должна быть опрессована на полуторакратное рабочее давление. При опрессовке трубопроводов должны быть выдержаны требования, предусмотренные "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Результаты опрессовки оформляются актом.

7.3.1.9. Помещения водонасосных станций и БКНС должны быть оборудованы стационарными или обеспечены мобильными грузоподъемными механизмами и иметь подъезды и площадки для подъезда и работы грузоподъемных механизмов.

7.3.1.10. На автоматизированной насосной станции на пусковом устройстве должен быть укреплен щиток с надписью: "Внимание, пуск автоматический!"

7.3.1.11. На нагнетательной линии насоса до запорного устройства должен быть установлен манометр и обратный клапан.

7.3.1.12. На кустовой водонасосной станции сливные трубопроводы должны находиться вне помещения насосной.

7.3.1.13. В холодный период года резервные и остановленные насосы и коммуникации должны быть освобождены от жидкости, а при пуске проверены на отсутствие льда в полостях насоса и ледяных пробок в коммуникациях.

Производить обогрев оборудования и трубопроводов открытым пламенем запрещается.

7.3.1.14. Хранение в помещениях насосных станций легковоспламеняющихся и горючих жидкостей выше установленных норм запрещается.

7.3.1.15. При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность состояния запорно - регулирующей арматуры.

7.3.1.16. Устьевая арматура нагнетательных скважин должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на скважине опрессована на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

7.3.1.17. Устьевая арматура нагнетательных скважин, независимо от ожидаемого давления, должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры.

7.3.1.18. Запрещается осуществлять циркуляцию жидкости от остановленных нагнетательных скважин через коммуникации водонасосной станции.

 

7.4. Повышение нефтеотдачи пластов

 

7.4.1. Закачка пара и горячей воды

 

7.4.1.1. Тепловую изоляцию теплопровода следует производить после испытания на прочность и плотность и после устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

7.4.1.2. На участках теплопроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки необходимо устанавливать в концевых точках штуцер с вентилем, а при давлении свыше 2,5 МПа - штуцер и два последовательно расположенных вентиля - запорный и регулирующий (дренажный).

Теплопроводы на условное давление 16 МПа и выше должны обеспечиваться штуцером с последовательно расположенными запорными, регулирующими вентилями и дроссельной шайбой.

Устройство дренажей должно предусматривать возможность контроля за их работой во время прогрева теплопровода.

7.4.1.3. Теплопроводы пара и перегретой воды подлежат окраске по всей длине или на них наносятся цветные кольца через каждые 50 м, а также перед входом их в стену и после выхода из нее, у измерительных приборов, отводов, с обеих сторон изгибов, задвижек, вентилей и другой арматуры.

7.4.1.4. Во избежание травмирования обслуживающего персонала от случайных пропусков пара и перегретой воды через уплотнительные элементы должна быть предусмотрена возможность дистанционного управления запорными устройствами.

7.4.1.5. Для производства глубинных замеров (манометром, термометром) в скважине необходимо применять лубрикатор, имеющий вентиль для снятия давления. Установка лубрикатора на буферную задвижку разрешается после снижения устьевой температуры до 45 град. C.

7.4.1.6. При установке лубрикатора направление спускного вентиля должно быть выбрано с учетом направления ветра и обеспечения безопасности обслуживающего персонала.

7.4.1.7. На вентилях, задвижках следует указать номер согласно эксплуатационной схеме, направление нагнетаемого теплоносителя и положение "Открыто" - "Закрыто".

7.4.1.8. При оснащении паронагнетательной скважины пакерным устройством компенсацию температурных удлинений насосно - компрессорных труб разрешается предусматривать как внутри скважин термокомпенсаторами, так и на устье с использованием шарнирного соединения, входящего в комплект выпускаемых паровых арматур скважин.

7.4.1.9. До начала проведения каких-либо работ внутри установки, соединенной с другими работающими установками общими трубопроводами (паропровод, питательные, дренажные, спускные линии и т.п.), а также перед осмотром или ремонтом элементов, работающих под давлением, установка должна быть отделена от всех теплопроводов заглушками.

7.4.1.10. Перед началом работ на котельных установках топка и газоходы должны быть провентилированы и надежно защищены от возможного проникновения газов и пыли из газоходов работающих установок.

7.4.1.11. Перед нагнетанием пара и перегретой воды следует проверить, открыты ли все задвижки по направлению движения теплоносителя от источника пароводоснабжения к скважине, спущен ли конденсат и продут ли теплопровод.

7.4.1.12. Расстояние от парораспределительного пункта или от распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.

7.4.1.13. Устья паронагнетательных скважин должны оборудоваться согласно проекту, согласованному с госгортехнадзором, и ограждены. Конструкция ограждения должна быть быстросъемной.

7.4.1.14. Отвод из затрубного пространства нагнетательной скважины должен быть направлен в сторону, свободную от пребывания людей и оборудования. При наличии в скважине пакера задвижка на отводе должна быть открыта.

7.4.1.15. Пуск, техническое обслуживание и ремонт оборудования, механизмов, парогенераторных и водогрейных установок должны производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и ремонту.

7.4.1.16. В сальниковых устройствах на устьевой арматуре нагнетательной и добывающей скважин следует применять термостойкий набивочный материал. При спуске в скважину насосно - компрессорных труб резьбовые соединения рекомендуется смазать термостойкой пастой.

7.4.1.17. Все теплопроводы должны подвергаться испытанию на прочность и плотность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта или простоя более одного года.

Величина пробного давления должна быть равной 1,25 рабочего давления.

Давление должно подниматься и снижаться плавно. Время выдержки трубопровода и его элементов под пробным давлением должно быть не менее 5 мин.

7.4.1.18. Испытание теплопроводов должно производиться в строгом соответствии с программой, утвержденной главным инженером предприятия, под непосредственным руководством производителя работ. Допуск посторонних лиц к испытуемым участкам теплопроводов запрещается.

7.4.1.19. Во время проведения испытаний теплопровода должно быть организовано постоянное наблюдение за всей трассой теплопровода. Места расположения запорной арматуры испытуемого теплопровода должны быть отмечены предупредительными знаками безопасности.

7.4.1.20. Осмотр испытуемых теплопроводов для выявления неисправности разрешается производить лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего. Он должен производиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами.

7.4.1.21. Устранение обнаруженных в процессе испытаний дефектов должно производиться только после снижения давления в теплопроводе до атмосферного. После устранения обнаруженных дефектов испытание следует повторить.

Исправление дефектов сварки подчеканкой или подваркой без предварительного удаления дефектных участков запрещается.

7.4.1.22. Перед гидравлическим испытанием теплопроводов следует проверить наличие в высших их точках воздушников, а на низких участках - дренажных штуцеров со спускными линиями.

Во время заполнения теплопроводов водой воздушники должны быть открыты до появления в них воды, после чего они закрываются.

По окончании испытания воздушники и дренажные линии должны быть обязательно открыты и теплопровод полностью освобожден от воды.

7.4.1.23. Обслуживающий персонал должен следить за состоянием теплозвуковой и вибрационной изоляции теплопроводов и принимать своевременные меры по устранению их нарушений.

Замеры шума и вибрации на рабочих местах следует производить при всех испытаниях установок, а также не реже одного раза в год в процессе их эксплуатации.

Результаты замеров должны заноситься в санитарно - технический паспорт.

7.4.1.24. Запрещается установка хомутов на теплопроводе с целью ликвидации пропусков.

7.4.1.25. Теплопроводы и оборудование должны подвергаться периодическому осмотру в соответствии с графиком, утвержденным руководством предприятия. Результаты проверки должны заноситься в специальный журнал.

7.4.1.26. При выполнении операций по обслуживанию топки, а также при продувке котла необходимо надевать защитные очки.

7.4.1.27. При работе на установке, на ее площадках и в газоходах для освещения должны использоваться светильники напряжением не выше 12 В.

7.4.1.28. При входе в помещение с неработающей установкой (на газообразном топливе) следует проверить газоанализатором наличие в нем газа.

При обнаружении признаков загазованности помещения включение электроосвещения и электрооборудования, выполненного не во взрывозащищенном исполнении, а также пользование открытым огнем запрещается.

7.4.1.29. Запрещается оставлять парогенераторную установку без надзора до полного прекращения горения в топке, удаления из нее остатков топлива и снижения давления в системе до нуля.

7.4.1.30. Подготовка оборудования к ремонту должна осуществляться по плану - графику с указанием лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, и мер, обеспечивающих безопасность работающих.

7.4.1.31. На каждом участке следует вести ремонтный журнал, в который за подписью лиц, ответственных за безопасность действия котлов, а также за исправное состояние и безопасную эксплуатацию теплопроводов, должны вноситься сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости досрочного освидетельствования.

Сведения о ремонтных работах, вызывающих необходимость внеочередного (досрочного) освидетельствования установки, должны записываться в паспорте.

7.4.1.32. Ремонт оборудования парогенераторной установки разрешается только после прекращения ее работы, обесточивания, снижения давления до нуля и температуры до 45 град. C.

7.4.1.33. К сварочным работам по изготовлению, монтажу и ремонту теплопроводов могут быть допущены только сварщики, выдержавшие испытания в соответствии с "Правилами испытания электросварщиков и газосварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России и имеющими удостоверение установленного образца.

7.4.1.34. Проверку исправности действия предохранительных клапанов парогенератора продувкой необходимо производить при работе с давлением свыше 6 МПа не реже чем через 1000 часов работы установки и, кроме того, при ее остановке на плановый ремонт, а также при включении установки, если ремонтировали предохранительные клапаны или были установлены новые.

7.4.1.35. Исправность предохранительных клапанов парогенераторов должна проверяться в присутствии ответственного по смене с записью результатов проверки в сменный журнал.

7.4.1.36. Пуск парогенератора в действие после остановки, ремонта или длительного перерыва должен производиться в соответствии с руководством по его обслуживанию и в присутствии лица, ответственного за безопасную работу парогенераторной установки.

7.4.1.37. Пуск установок и обкатку после монтажа или капитального ремонта следует производить на холодной воде.

7.4.1.38. При эксплуатации теплопроводов должны производиться:

- проверка по показаниям реперов соответствия тепловых расширений проектным, а также отсутствие вибрации;

- контроль герметичности арматуры и фланцевых соединений.

7.4.1.39. Работы по пуску теплопроводов могут быть начаты только при наличии нижеследующих документов:

- технологической схемы разработки месторождения, утвержденной в установленном порядке;

- регламента освоения и вывода на технологический режим теплопроводов.

7.4.1.40. Прогрев и охлаждение теплопроводов должны производиться со скоростью не более 30 град. C в час.

7.4.1.41. До начала каких-либо работ, связанных с ремонтом или техническим обслуживанием теплопроводов или паронагнетательных скважин, при наличии опасности ожога людей паром или горячей водой на всех подводящих и отводящих трубопроводах должны быть установлены заглушки.

Указанные заглушки и заглушки, устанавливаемые между фланцами теплопроводов, должны быть соответствующей прочности и иметь выступающую часть (хвостовик). При установке прокладок между фланцами и заглушкой прокладки должны быть без хвостовиков.

Все выполняемые работы должны оформляться нарядом - допуском.

7.4.1.42. Дренирование воды и пара должно производиться через спускную арматуру. Снижение давления в теплопроводах и их дренирование путем ослабления части болтов фланцевых соединений может быть допущено лишь при отсутствии возможности опорожнения теплопровода через спускные устройства. В этих случаях теплопровод должен быть охлажден до температуры 45 град. C, и ослабление болтов следует производить со стороны, противоположной позиции рабочего, выполняющего эти работы.

7.4.1.43. Набивку сальников запорных устройств допускается производить при температуре теплоносителя не более 45 град. C.

7.4.1.44. В отдельных случаях, по согласованию с местными органами Госгортехнадзора России, допускается одновременная работа по обслуживанию паронагнетательных скважин и ремонту добывающих скважин на кусте, отстоящих не менее 15 м от устья соседних скважин.

В указанных случаях разрабатываются дополнительные мероприятия по безопасному ведению работ и защите теплопровода от повреждений, которые согласовываются с местными органами Госгортехнадзора России.

7.4.1.45. Запрещается нахождение в пределах установленных запретных (опасных) зон у добывающих и паронагнетательных скважин лиц и транспортных средств, непосредственно не участвующих в выполнении работ. На территории куста должны быть установлены и определены знаками безопасности и аншлагами места остановки (стоянки) спецтранспорта и их зоны проезда.

7.4.1.46. Порядок передвижения всех видов транспорта на площадке совмещенного куста устанавливается и утверждается начальником цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ). При этом должны быть предусмотрены пути эвакуации транспортных средств при аварийных ситуациях.

7.4.1.47. При производстве земляных работ на территории совмещенного куста необходимо иметь письменное разрешение организаций, имеющих коммуникации на этом кусте, с приложением к нему плана трасс и глубин укладки коммуникаций.

7.4.1.48. До начала работ на территории совмещенного куста устанавливаются знаки, указывающие расположение коммуникаций.

Земляные работы в непосредственной близости от подземных коммуникаций должны вестись вручную под наблюдением ответственного за производство работ и в присутствии представителя организации - владельца действующей коммуникации.

 

7.4.2. Закачка газа и воздуха

 

7.4.2.1. Работы по монтажу, ремонту и эксплуатации компрессорных станций (КС) должны производиться в соответствии с требованиями "Правил техники безопасности при монтаже оборудования, ремонте и эксплуатации компрессорных станций".

7.4.2.2. При давлении рабочего агента (углеводородного газа или воздуха) выше 7,5 МПа трубопровод высокого давления должен сооружаться с применением отводов, крестовин, тройников, угольников только заводского изготовления.

7.4.2.3. При давлении в трубопроводе высокого давления (выше 16 МПа) длина его не должна превышать 1000 м, а диаметр - не более 100 мм. Толщина стенки определяется на основании действующих нормативов.

7.4.2.4. Трасса трубопровода высокого давления не должна пересекать полотно шоссейной и железной дорог и не располагаться ближе 25 м от бровки дороги.

7.4.2.5. При пересечении с внутрипромысловыми дорогами трубопровод должен заключаться в футляр с установкой свечи.

7.4.2.6. В охранной зоне газо- и воздухопровода без письменного разрешения владельца запрещается:

- возводить постройки и сооружения;

- производить строительные, монтажные, земляные, буровзрывные и горные работы.

7.4.2.7. Вдоль трассы газо- и воздухопровода должны быть установлены предупреждающие знаки с указанием номера телефона диспетчерской службы.

7.4.2.8. Любые работы, связанные с ремонтом трубопровода и производством земляных работ в охранной зоне, могут производиться только после снижения давления в нем до атмосферного.

7.4.2.9. Газопроводы на переходах через реки, ручьи и балки должны предохраняться от разливов и повреждений.

7.4.2.10. Обследование переходов через автодороги всех категорий производится не реже одного раза в год с проведением анализа проб воздуха из вытяжной свечи.

7.4.2.11. Все переходы должны быть оборудованы ограждениями, мостками, исключающими переход людей по телу трубопровода.

7.4.2.12. Трубопроводы и арматура должны постоянно контролироваться на отсутствие утечек газа. Участки утечек газа должны быть немедленно ограждены с установкой предупреждающих знаков.

7.4.2.13. При ликвидации гидратных и ледяных пробок давление в трубопроводе необходимо снизить до атмосферного, подогрев этих участков осуществлять паром.

7.4.2.14. На приемных и выкидных линиях компрессоров следует устанавливать конденсато - маслоотделители, оборудованные автоматическими регуляторами уровня и автоматической продувкой.

Дренажные линии должны быть утеплены.

7.4.2.15. Выкидная линия компрессорной установки должна быть оборудована обратным клапаном, а конденсато - маслоотделитель - предохранительным клапаном.

7.4.2.16. Коммуникации воздушных компрессорных станций должны очищаться от масляных отложений промывкой водным раствором сульфанола через каждые пять тысяч часов работы компрессора.

7.4.2.17. Сжатый газ и воздух, поступающие в напорный трубопровод, не должны иметь температуру выше 70 град. C.

7.4.2.18. Для сброса конденсата и масла из сепараторов и конденсато - маслоотделителей должна быть предусмотрена специальная емкость.

7.4.2.19. К территории нефтепромысла, сооружениям, коммуникациям, оборудованию по продувке, испытанию газо- и воздухопроводов предъявляются такие же требования безопасности, как и к территории газового промысла и газопромысловым сооружениям, включая противопожарные разрывы.

7.4.2.20. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы внутрискважинными клапанами - отсекателями в компоновке, соответствующей подземному оборудованию фонтанных скважин.

7.4.2.21. Обвязка устья нагнетательной скважины должна иметь оборудование, позволяющее проводить исследование скважин без специального оборудования или ее остановки.

7.4.2.22. Все нагнетательные скважины должны иметь ограждение из проволочно
Категорія: Мої статті | Додав: ohranatruda (08.11.2010)
Переглядів: 2679 | Коментарі: 3 | Рейтинг: 0.0/0
Всього коментарів: 3
3  
7.4.4.3. Фасонные отводы, угольники, тройники крестовины, детали трубопроводов для перекачки двуокиси углерода должны быть только заводского изготовления.

7.4.4.4. Конструкция скважин (нагнетательных и эксплуатационных) должна иметь надежную конструкцию и техническое состояние, не допускать пропусков в теле эксплуатационной колонны и заколонных перетоков.

7.4.4.5. При наличии нескольких самостоятельных объектов разработки, расположенных один над другим, технически исправными должны быть скважины всех объектов, даже тех, где закачка CO не применяется.

7.4.4.6. Системы заводнения и нагнетания CO должны иметь индивидуальные водоводы и углекислотопроводы к каждой нагнетательной скважине.

7.4.4.7. Устье нагнетательной скважины должно оборудоваться коррозионно - стойкой арматурой и обратным клапаном.

7.4.4.8. Внутрискважинное оборудование нагнетательной скважины должно предусматривать пакерующее устройство, иметь циркуляционный клапан, а нагнетательная колонна должна компоноваться из насосно - компрессорных труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями.

7.4.4.9. Углекислотопроводы высокого давления (выше 16 МПа) не должны иметь протяженность более 1000 м и диаметр не более 100 мм. Толщина стенки определяется на основании действующих нормативов.

7.4.4.10. Углекислотопроводы, пересекающие дорожное полотно, должны иметь защитные кожухи для предохранения от механических повреждений.

7.4.4.11. В охранной зоне углекислотопровода без письменного разрешения владельца углекислотопровода запрещается:

- возводить постройки и сооружения;

- проводить строительные, монтажные, земляные, буровзрывные и горные работы.

7.4.4.12. Вдоль трассы углекислотопровода должны быть установлены предупреждающие знаки с указанием номера телефона диспетчерской службы.

7.4.4.13. Любые работы, связанные с ремонтом трубопровода и производством земляных работ вдоль его трассы в охранной зоне, могут производиться только после снижения давления в нем до атмосферного.

7.4.4.14. Трубопроводы и запорно - регулирующая арматура должны постоянно контролироваться. При обнаружении утечки подача углекислоты должна быть прекращена, и давление в системе с аварийным участком должно быть снижено до атмосферного.

7.4.4.15. При снижении давления в скважине или участке трубопровода находиться ближе 20 м от свечи (открытого конца разрядной трубы) запрещается.

7.4.4.16. Производить резкое снижение давления в трубопроводе или сосуде высокого давления запрещается.

7.4.4.17. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.

При содержании в воздухе закрытого помещения, колодцах, лотках CO выше ПДК (0,5 об. wacko и нарушении герметичности системы распределения и сбора СО работы должны быть прекращены, и приняты меры по устранению опасной концентрации газа.


2  
7.4.3.12. Внутрискважинное оборудование нагнетательной скважины на период инициирования горения должно иметь устройство, обеспечивающее дистанционный контроль за температурой на забое, с передачей показаний за пределы опасной зоны.

7.4.3.13. Прогрев призабойной зоны добывающей скважины, а также введение химических реагентов в процессе инициирования без осуществления мероприятий, предотвращающих воспламенение в стволе скважины, запрещается.

7.4.3.14. Обработка добывающей скважины, находящейся под воздействием ВГ, горячей углеводородной жидкостью запрещается.

7.4.3.15. Концентрация кислорода в газовой смеси на объектах ВГ (скважина, трубопровод, групповые замерные установки и др.) не должна превышать концентрации предела воспламенения углеводородов метанового ряда.

7.4.3.16. В течение периода нагнетания воздуха (окислителя) в нагнетательных скважинах необходимо не реже двух раз в неделю проводить анализ добываемого газа и принимать необходимые меры по снижению в нем содержания воздуха.

7.4.3.17. Ремонтные работы на добывающих и нагнетательных скважинах должны проводиться после глушения и принятия всех мер по предотвращению возможных выбросов из скважины газожидкостной смеси (продукции пласта).

7.4.3.18. В процессе ремонтных работ на устье скважины должен проводиться постоянный анализ воздуха, работающий персонал должен быть обеспечен противогазами.

7.4.3.19. Технология обезвреживания газов ВГ на поздней стадии разработки месторождений должна предусматривать в качестве базовой технологической операции термическое обезвреживание токсичных компонентов.

7.4.3.20. Лица, не прошедшие специального инструктажа по технике безопасности на месторождениях, использующие технологию ВГ, к работе не допускаются.

7.4.4. Закачка двуокиси углерода

7.4.4.1. Трубопроводы, запорно - регулирующая арматура, приборы КИП, насосы и другое технологическое оборудование, предназначенное для работы с жидкой двуокисью углерода, должно быть выполнено из высокопрочной стали, обладающей высоким пределом текучести и ударной вязкостью (сталь типа О9Г2С).

7.4.4.2. Все фланцевые соединения должны быть оснащены предохранительными кожухами, запорные устройства должны иметь надежные сальниковые уплотнения либо иметь мембранную конструкцию; шпиндели вентилей и задвижек должны быть невыдвижными.


1  
7.4.2.22. Все нагнетательные скважины должны иметь ограждение из проволочной сетки и освещение для аварийных работ в ночное время.

7.4.2.23. Территория скважины в площади постоянного отвода должна быть очищена от растительности и посторонних предметов.

7.4.2.24. Эксплуатационная колонна нагнетательной скважины должна быть герметичной, цементное кольцо поднято до устья, заколонные перетоки недопустимы.

7.4.2.25. На газо- и воздухопроводах к нагнетательным скважинам должны быть установлены обратный клапан и концевая задвижка для продувки скважины и трубопровода.

7.4.3. Внутрипластовое горение

7.4.3.1. Ствол скважины, предназначенной для осуществления процесса поджога пласта перед спуском внутрискважинного оборудования, должен быть очищен скребком (райбером) и отмыт водным раствором сульфанола от нефти и парафиносмолистых отложений.

7.4.3.2. Территория вокруг скважины в радиусе 25 м должна быть обозначена знаками безопасности, освобождена от оборудования, и должен быть установлен знак "Осторожно! Идет розжиг пласта!"

7.4.3.3. Спуск электронагревателя в скважину должен осуществляться через лубрикатор и завершаться при достижении проектной глубины закреплением кабель - троса зажимом на устье скважины.

7.4.3.4. При спуске электронагревателя на насосно - компрессорных трубах спуско - подъемные операции производятся и завершаются в полном соответствии с требованиями к работам по оборудованию скважин погружными электронасосами.

7.4.3.5. Конструкция эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования наблюдательной скважины не должна допускать проникновения заколонных перетоков газа из эксплуатационного объекта выше фильтра.

7.4.3.6. Конструкция добывающей скважины должна обеспечивать безопасную работу при:

- температуре в стволе, соответствующей начальной пластовой температуре;

- температуре, соответствующей приближению теплового фронта к забою скважины.

7.4.3.7. В карбонатных трещиновато - пористых коллекторах пробная закачка воздуха с целью определения гидравлической связи между нагнетательной и добывающими скважинами не допускается.

7.4.3.8. При наличии прямой гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами необходимо принять меры по ликвидации такой связи, или добывающую скважину перевести в нагнетательную.

7.4.3.9. При инициировании горения и аварийном отключении подачи воздуха в скважину необходимо принять меры, предотвращающие поступление газа из пласта, с целью предотвращения образования взрывоопасной смеси в стволе скважины.

7.4.3.10. Температура на забое добывающей скважины не должна превышать 125 град. C. При температурах выше 125 град. C необходимо принять меры по охлаждению забоя либо скважину перевести в нагнетательную.

7.4.3.11. Добывающие скважины, расположенные в зоне, близкой к тепловому фронту, должны быть оборудованы клапанами - отсекателями с настройкой их срабатывания на превышение заданной температуры на устье или забое скважины.


Додавати коментарі можуть лише зареєстровані користувачі.
[ Реєстрація | Вхід ]

До уваги користувачів! Вся інформація взята з відкритих джерел, призначена виключно для приватного використання, з метою самоосвіти користувачів ресурсу. Дана інформація не призначена для комерційного використання! Ні власник сайту, ні хостинг-провайдер, ні будь-які інші фізичні або юридичні особи не можуть нести ніякої відповідальності за будь-яке використання матеріалів даного сайту. Відвідуючи цей сайт користувач підтверджує свою повну згоду з усіма вище викладеними умовами використання інформації.
!

Реферати з ЦО, БЖД, охорони праці