|
5.1. Общие требования
5.1.1. К ремонту скважин
допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие обучение и проверку знаний по
безопасному ведению работ при капитальном и текущем ремонтах скважин. При
ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал
должен пройти обучение и проверку знаний в соответствии с требованиями,
изложенными в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой
промышленности", а также прошедшие специальную подготовку в учебном центре
предприятия.
5.1.2. Работы по ремонту
скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному
руководством предприятия.
В плане необходимо
предусматривать все виды выполняемых работ и технические средства,
обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.
5.1.3. 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.
5.1.4. Площадки для установки
передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типа
агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с
учетом розы ветров.
5.1.5. Рабочие места должны
быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями.
5.1.6. Бригады по ремонту
скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с
утвержденным предприятием перечнем.
5.1.7. Освещенность рабочих
мест должна соответствовать нормам.
5.1.8. Содержание нефтяных
паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых
концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-88 (углеводороды предельные C1 - C10 в
пересчете на C - 300 мг/куб. м, сероводород в смеси с углеводородами C1 - C5 -
3 мг/куб. м).
5.1.9. Администрация
предприятия на основе настоящей Инструкции должна разработать и утвердить в
установленном порядке производственные инструкции для персонала бригады.
5.2. Требования к оборудованию
и приспособлениям
5.2.1. Оборудование должно
соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91 и разделу 1.5 Правил безопасности
в нефтяной и газовой промышленности.
5.2.2. Требования безопасности
при эксплуатации оборудования должны быть установлены в эксплуатационных
документах.
5.2.3. Оборудование, механизмы
и КИП должны иметь паспорт заводов - изготовителей, в который вносятся данные
об их эксплуатации и ремонте.
5.2.4. Техническое состояние
подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, крон - блок), грузоподъемных
устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и
развинчивания труб и штанг), а также канатов должны отвечать требованиям
соответствующих ГОСТ, ТУ.
5.2.5. Все открытые составные
части механизмов должны иметь ограждения.
5.2.6. Передвижные агрегаты
для текущего и капитального ремонта скважин должны быть оснащены механизмами для
свинчивания и развинчивания труб и штанг и малогабаритными превентерами.
5.2.7. Агрегаты должны быть
оборудованы световой или звуковой сигнализацией.
5.2.8. Органы управления
спуско - подъемными операциями агрегата должны быть сосредоточены на
самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно - измерительными
приборами, расположенном в безопасном месте, обеспечивающем видимость вышки,
мачты, гидравлических домкратов, лебедки и других механизмов, установленных на
агрегате. Стекло кабины машиниста агрегата должно быть оснащено
стеклоочистителем.
5.2.9. Агрегат (подъемник)
должен иметь систему ограничителя подъема талевого блока, освещения вышки, рабочей
площадки и мостков, выполненную во взрывоопасном исполнении, а также систему
гидро- или пневмоусиления для управления фрикционной муфтой включения барабана
лебедки, усиления тормоза, переключения скоростей.
5.2.10. Затворы элеваторов
должны быть оснащены предохранительными устройствами для предотвращения
самооткрывания.
5.2.11. На оборудовании для
подключения электропитания должны быть предусмотрены штепсельные розетки и
возможность осуществления подключения к общей системе заземления.
5.3. Требования при переезде и
подготовительных
работах
5.3.1. Перед переездом на
скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные
участки пути следования, назначить ответственного за передвижением по
намеченной трассе и, при необходимости, принять меры по очистке снега или
неровностей.
5.3.2. Перед переездом все
выдвижные части агрегата должны быть установлены в транспортное положение и
закреплены.
5.3.3. Переезд через замерзшие
водоемы разрешается только при наличии дорожных знаков, указывающих направление
пути, допускающих к переезду виды транспорта и скорости движения, при
отсутствии тумана, поземки, снегопада.
5.3.4. Движение по снежной
целине разрешается только по уточненной и обозначенной знаками трассе.
5.3.5. При движении по дорогам
(магистралям) следует руководствоваться требованиями Правил дорожного движения.
5.3.6. Перед монтажом агрегата
мастер обязан проверить техническое состояние агрегата, уделить при этом особое
внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлениям
для укладки оборудования и труб, креплению оттяжных канатов и наличию защитных
ограждений.
5.3.7. При установке агрегата
на скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет
обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работой талевой
системой и работающими на устье скважины.
5.3.8. Вышка (мачта) должна
быть отцентрирована относительно устья скважины. Талевая система должна быть
оборудована индикатором веса, который перед началом работ проверяется и
тарируется.
5.3.9. Стеллажи для труб,
штанг и другого оборудования должны устанавливаться с уклоном, не превышающим
1:25.
5.3.10. Рубку стальных канатов
следует производить только используя специальные приспособления, при наличии
защитных очков.
5.3.11. При текущем ремонте
скважин перед разборкой арматуры необходимо:
- фонтанную скважину, не
оборудованную внутрискважинным клапаном - отсекателем и пакером, заглушить
жидкостью глушения;
- перед глушением фонтанной
скважины, оборудованной клапаном - отсекателем и пакером, произвести работы по
извлечению клапана - отсекателя и открытию циркуляционного клапана;
- скважину с механизированной
добычей, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, остановить, давление на
устье снизить до атмосферного и выдержать в течение 5 часов для восстановления
уровня;
- скважину, эксплуатирующую
горизонты с пластовым давлением ниже 0,6 от гидростатического давления,
забойными клапанами - отсекателями не оборудуют и не заполняют жидкостью
глушения.
Во всех случаях после
остановки скважины необходимо убедиться в отсутствии поступления пластовой
жидкости в скважину.
5.3.12. При капитальном
ремонте скважины перед разборкой арматуры необходимо скважину заполнить
жидкостью глушения и убедиться в отсутствии поступления пластовой жидкости в
скважину.
5.3.13. Перед ремонтом
скважины, оборудованной станком - качалкой, кривошипы и противовесы необходимо
зафиксировать тормозом в нижнем положении, головка балансира при этом находится
в верхней мертвой точке и, в зависимости от ее конструктивного исполнения,
последняя должна быть откинута на балансир либо отвернута в сторону для
свободного хода талевого блока ремонтного агрегата.
Все манипуляции с подготовкой
станка - качалки к ремонту на скважине должны проводиться техническими
средствами, исключающими подъем рабочего на балансир.
5.3.14. Перед ремонтом
скважины, оборудованной погружной электронасосной установкой, силовой кабель
должен быть обесточен и отключен от системы электропитания, проверена
надежность крепления и работоспособность оттяжного кабельного ролика.
5.3.15. Нагнетательный
трубопровод линии глушения должен быть испытан жидкостью на прочность и
плотность давлением, равным полуторократному значению ожидаемого давления.
Обнаруженные дефекты устраняются только после снижения давления в обвязке
скважины до атмосферного.
5.3.16. В период спуска и
подъема труб и внутрискважинного оборудования все устьевые задвижки и задвижка
на посадочном узле герметизации устья скважины должны быть полностью открыты.
5.4. Требования при спуско -
подъемных операциях
5.4.1. При использовании
механизма для свинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен
располагаться на высоте 0,5 м от пола рабочей площадки.
5.4.2. Запрещается применять
какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и к ходовой или неподвижной
струне талевого каната, с целью предотвращения его скручивания.
5.4.3. Устье скважины, при
ремонте которой возможны выбросы, должно оборудоваться противовыбросовым
оборудованием (превентором).
5.4.4. Штанговый, трубный и
стопорный ключи механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг должны
быть установлены на штанги или трубы и сниматься с них только после полной
остановки механизма.
5.4.5. При отвинчивании
полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен быть
прикреплен к штанговому элеватору.
5.4.6. В случае заклинивания
плунжера штангового скважинного насоса насосные штанги следует отвинчивать
только безопасным круговым ключом.
5.4.7. Запрещается иметь на
рабочей площадке во время спуско - подъемных операций элеваторы, не
соответствующие диаметру поднимаемых (спускаемых) труб и штанг.
5.4.8. Перед началом спуско -
подъемных операций следует проверить исправность замка элеватора. Применение
элеватора с неисправным замком запрещается.
5.4.9. Для свинчивания и
развинчивания штанг механическими ключами применять клиновую подвеску
запрещается.
5.4.10. Отвинченную трубу
следует поднимать только после выхода из зацепления ниппеля из резьбы муфты.
5.4.11. При подъеме труб и
штанг не допускается резкий переход с одной скорости подъема на другую и
превышение допустимых нагрузок для данного типоразмера труб и штанг.
5.4.12. При спуско - подъемных
операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу
оператора.
5.4.13. Запрещается при
подъеме (спуске) труб и штанг оставлять талевый блок на весу при перерывах в
работе, независимо от их продолжительности.
5.4.14. Если во время спуско -
подъемных операций наблюдается газовыделение, интенсивный перелив или уход
жидкости, то спуско - подъемные операции должны быть прекращены, устье скважины
загерметизировано и проведено повторное глушение скважины.
5.4.15. Скорость подъема и
спуска НКТ с закрытым внутренним каналом не должна превышать 0,25 м/с.
5.4.16. В процессе подъема
внутрискважинного оборудования нагрузка на крюке подъемного агрегата не должна
превышать веса инструмента более 20%.
5.4.17. Не допускается
нанесение ударов по муфте труб с целью ослабления резьбового соединения перед
отвинчиванием труб.
5.4.18. При укладке труб на
мостки свободный конец их с резьбой должен быть защищен предохранительным
кольцом и установлен на салазки (тележку, лоток).
5.4.19. При подъеме труб с
жидкостью необходимо пользоваться приспособлением для предотвращения разлива жидкости
на рабочую площадку. Жидкость, вытекающая из поднимаемых труб, должна
направляться в специальную емкость, а в затрубное пространство производиться
постоянный долив жидкости глушения.
5.4.20. При перерывах в работе
при спуско - подъемных операциях устье скважин должно герметизироваться.
5.4.21. Работы по спуску и
подъему оборудования из скважины при скорости ветра 11 м/с и более, во время
ливня, сильного снегопада и видимости менее 50 м запрещены.
5.4.22. В начале подъема
лифтовой колонны строго следить за показанием индикатора веса. При превышении
нагрузки выше веса скважинного оборудования необходимо лифтовую колонну вернуть
в исходное положение и проверить положение цангового захвата замка -
разъединителя колонны лифтовых труб. Подъем скважинного оборудования
разрешается производить только после полной уверенности в том, что замок
разъединителя колонны не находится в зацеплении с оборудованием пакера.
5.4.23. Демонтаж устьевого
оборудования скважин, эксплуатирующихся механизированным способом, оборудованных
забойными клапанами - отсекателями, производится только после полного
прекращения выделения газа из затрубного пространства скважины и проверки
положения уровня жидкости в скважине (положение уровня должно быть неизменным).
5.4.24. Работы по ликвидации
нефтегазовых выбросов проводятся в строгом соответствии с действующими
правилами. Планы работ согласуются военизированной частью по предупреждению
возникновения ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и утверждаются
главным инженером нефтегазодобывающего предприятия.
5.5. Требования при работе с
солевыми растворами
5.5.1. При работе с солевыми
растворами, в особенности при их приготовлении, необходимо соблюдать правила
гигиены. Солевые растворы на основе хлоридов и бромидов нетоксичны, но при
длительном воздействии на кожные покровы могут вызывать раздражение.
5.5.2. Работающий персонал,
связанный с затариванием и приготовлением растворов, должен быть обеспечен
средствами защиты.
5.5.3. При попадании на кожу
необходимо промывание водой с мылом, после чего кожу желательно осушить и
смазать рыбьим жиром или смесью ланолина с вазелином.
5.5.4. При попадании
используемых растворов и реагентов в глаза - немедленное промывание водой не
менее 15 минут, после чего закапать рыбий жир и затем 30% раствор альбуцида.
При неприятных ощущениях обратиться к врачу - окулисту.
5.5.5. Одежду, облитую рабочим
раствором реагентов, составом, необходимо снять для предупреждения раздражения
кожи и выстирать в горячей воде с мылом.
5.5.6. С целью охраны
окружающей среды остатки используемых химических реагентов и растворов,
образующихся при промывке загрязненного оборудования, промывке скважины, смене
раствора и т.д. следует утилизировать в специально отведенных местах: емкостях
или амбарах, местах захоронения.
5.5.7. Категорически
запрещается закачка используемых хим. реагентов в нефтесборные коллекторы, их
слив на почву, в реки или водоемы.
5.6. Требования при сложных и
ловильных работах
5.6.1. 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.
5.6.2. Перед производством
сложных, ловильных и других работ, связанных с приложением повышенных нагрузок
на подъемное оборудование, необходимо произвести осмотр его талевой системы и
тормоза лебедки. Индикатор веса должен быть протарирован.
5.6.3. Члены бригады перед
ликвидацией аварии должны быть дополнительно проинструктированы по безопасному
ведению запланированной работы.
5.6.4. Во время производства
работ, связанных с повышенными нагрузками, рабочие, за исключением работающего
у пульта управления, должны быть удалены в безопасное место.
5.6.5. Нагрузки на крюке
грузоподъемного агрегата не должны превышать грузоподъемность установленного
оборудования. При необходимости создания усилий, превышающих допустимые
технические возможности грузоподъемного агрегата, работы разрешается вести
только гидравлическими домкратами.
5.6.6. Одновременную натяжку
труб при помощи домкратов и лебедки производить строго запрещено.
5.6.7. Запрещается производить
работы по ремонту ловильного инструмента над устьем скважины.
5.7. Электробезопасность
5.7.1. На электрическом щите
скважины должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения
электрооборудования агрегатов и бытовых помещений ремонтной бригады.
5.7.2. Передвижное
распределительное устройство (РУ) устанавливается на расстоянии не менее чем 25
м от устья скважины на подготовительной площадке.
5.7.3. Измерение сопротивления
изоляции какой-либо части электроустановки может производиться только после
полного снятия напряжения.
5.7.4. Перед началом работы
мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей, связанных с обслуживанием
и производством работ на частях электроустановки, к которой подсоединен
мегомметр.
5.7.5. При обслуживании
электрооборудования обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими
перчатками, как основным защитным средством. В качестве дополнительного
защитного средства должны быть использованы диэлектрические боты.
5.7.6. Измерительные работы
мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических
перчатках.
Перечень
документации, необходимой на
скважине
при капитальном ремонте
1. Геолого - технический план.
2. Акт приема скважины в
капитальный ремонт.
3. Схема обвязки устья
скважины.
4. Пусковой паспорт готовности
скважины к ремонту.
5. Акты опрессовки факельной и
задавочной линий.
6. Акты опрессовки превентора.
7. Акты опрессовки обратных
клапанов.
8. Тарировочная таблица на
ГИВ.
9. Журнал осмотра
оборудования, инструмента и предохранительных средств.
10. Вахтовый журнал бригады.
11. Журнал проверки состояния
техники безопасности.
12. Инструкции по технике
безопасности по видам работ и профессиям для членов бригады, пожарной
безопасности и оказания первой помощи пострадавшим.
13. Удостоверения по технике
безопасности.
14. План ликвидации возможных
нефтегазопроявлений при капитальном ремонте скважин.
15. Графики проведения пробных
тренировок по сигналу "выброс" и журнал учета результатов проведения
учебных тревог.
16. Акт о сдаче скважины из
капитального ремонта в эксплуатацию.
17. Перечень необходимого
оборудования, инструментов и приспособлений при капитальном ремонте скважины,
утвержденный руководством предприятия.
Утверждаю
Главный инженер
нефтепромыслового предприятия
ПЛАН
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
________________________
_____________________________________________
ПО СКВАЖИНЕ N
_______________________________
_______________________________
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1. Конструкция и техническое
состояние
скважины
1.1. Кондуктор ____ мм, глубина спуска ____
м, Нцем ____ м.
1.2. Эксплуатационная колонна ____ мм,
глубина спуска _____ м,
Нцем ____ м.
1.3. Техническая колонна _____ м, глубина
спуска _____ м, Нцем
____ м.
1.4. НКТ ____ мм, глубина спуска ____ м.
1.5. Хвостовик ____ мм, интервал спуска
______ м.
1.6. Искусственный забой ______ м.
1.7. Интервал перфорации ______ м, ______
м.
1.8. Колонная головка
_______________________________________.
1.9. Фонтанная арматура
_____________________________________.
1.10. Пакер ________ установлен на глубине
______ м.
1.11. Клапан - отсекатель _____ установлен
на глубине _____ м.
1.12. Конструкция башмака
___________________________________.
1.13. Техническое состояние скважины
_________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
_________________________________________________________________.
2. План работы
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Главный инженер ККПРС /подпись/
Главный геолог ККПРС /подпись/
АКТ
ПРИЕМА - ПЕРЕДАЧИ СКВАЖИНЫ N
___
__________________
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В КАПИТАЛЬНЫЙ (ПОДЗЕМНЫЙ)
РЕМОНТ
от _______ 199_ г.
Мы, нижеподписавшиеся, представитель
заказчика _______________
____________, с
одной стороны, и представитель подрядчика / мастер
бригады КРС
(ПРС) _________, с другой стороны, составили настоящий
акт о том, что
первый сдал, а второй принял скважину N _________ в
капитальный
(подземный) ремонт.
Подъездные пути и площадка готовы.
Замечания о техническом состоянии арматуры
и обвязки: ________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Сдал: __________ /подпись/
Принял: __________ /подпись/
АКТ
О ГОТОВНОСТИ СКВАЖИНЫ К
РЕМОНТУ
месторождение __________
скважина N _____________
Мы, нижеподписавшиеся:
- главный инженер ККПРС
_____________________________________;
- главный геолог ККПРС
______________________________________;
- главный механик ККПРС
_____________________________________;
- главный энергетик ККПРС
___________________________________;
- инженер по технике безопасности
___________________________;
проверили
готовность скважины к ремонту __________________________
_________________________________________________________________.
При проверке выявлено:
1. Состояние подъездных путей
________________________________
2. Наличие радио- и телефонной связи с
ККПРС _________________
3. Наличие
и состояние технических
средств по спасению
людей
____________________________________________________________
4. Наличие и состояние противопожарных
средств _______________
5. Состояние соседних скважин куста
__________________________
6. Наличие
запаса задавочной жидкости
согласно плану работ и
средств подачи
ее в скважину _____________________________________
7. Наличие и
состояние искрогасителей на
двигателях
внутреннего
сгорания _____________________________________________
8. Состояние освещенности скважины
___________________________
9. Состояние площадки куста
__________________________________
10. Наличие противовыбросового оборудования
__________________
__________________________________________________________________
Заключение
комиссии: _____________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Подписи: ___________ ___________
___________ ___________
___________ ___________
АКТ
ПРИЕМА - ПЕРЕДАЧИ СКВАЖИНЫ N
____
______________________
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ИЗ КАПИТАЛЬНОГО (ПОДЗЕМНОГО)
РЕМОНТА
Мы, нижеподписавшиеся, представители подрядчика (гл. инженер,
гл. геолог,
мастер бригады капитального (подземного) ремонта) ____
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
с одной стороны,
и представители заказчика _______________________
_________________________________________________________________,
с другой
стороны, составили настоящий акт о том, что первые сдали,
а вторые приняли
скважину N _________ из капитального (подземного)
ремонта.
Начало работ: ____________
Окончание работ: __________
Описание выполненных работ прилагается.
Замечание о техническом состоянии фонтанной
арматуры и обвязки
(после
подземного ремонта): ______________________________________
__________________________________________________________________
Сдали: __________ Приняли: __________
__________ __________
__________ __________
| 
