Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

ПБ 08-623-03 Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе - файл n1.doc


ПБ 08-623-03 Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе
скачать (378.5 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.doc379kb.23.01.2013 16:12скачать

Загрузка...

n1.doc

1   2   3   4
Реклама MarketGid:
Загрузка...

6.11. Испытание и освоение скважин
6.11.1. Испытание и освоение скважин на МНГС должно производиться на основании плана, утвержденного предприятием и согласованного с Госгортехнадзором России.
6.11.2. Испытание горизонтов в процессе бурения с помощью испытателя пластов гидравлического (ИПГ) следует проводить в соответствии с действующими нормативными документами.
6.11.3. Работы по вызову притока, как правило, должны проводиться в светлое время суток.
6.11.4. До периода опробования скважины в наличии должны иметься планы действий в случае чрезвычайных ситуаций и соответствующее оборудование.
В период опробования скважины вблизи МНГС должно постоянно находиться пожарное и аварийно-спасательное судно.
6.11.5. Перед опробованием необходимо:
проверить комплектность и готовность средств пожаротушения и спасательных средств;
при наличии блоков сжигания проверить узлы крепления и стрелы системы трубопроводов устройства для сжигания продукции скважины;
проверить системы поджигания горелок и водяного орошения (завесы) корпуса МНГС и убедиться в исправности дистанционного устройства по поджиганию факела;
спрессовать сепаратор с обвязкой, а также систему трубопроводов устройства для сжигания продукции скважины.
6.11.6. Опрессовку сепаратора с обвязкой необходимо проводить в соответствии с требованиями действующих законодательных актов и нормативно-технических документов.
6.11.7. Перед началом процесса опробования должна быть включена система водяного орошения (завесы) корпуса МНГС у блока горелок и подожжен дежурный факел горелок.
6.11.8. Продукция опробования скважины должна пройти через сепаратор, а затем подаваться в устройство для сжигания (блок горелок), расположенное с подветренной стороны МНГС.
6.11.9. Производительность горелок для блока сжигания продукции скважины должна соответствовать ожидаемому количеству продукции испытываемой скважины. Число горелок должно быть не менее двух.
6.11.10. При сжигании продукции опробования скважины необходимо регулировать подачу воды и воздуха в зону горения для обеспечения бездымного сжигания продукции скважины.
6.11.11. При отсутствии на платформах блока для сжигания продукция опробования скважин должна быть направлена в специальные емкости.

7. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

7.1. Общие требования
7.1.1. Ввод фонтанной скважины в эксплуатацию на месторождениях с АВПД на МНГС должен осуществляться после утверждения акта о вводе скважины в эксплуатацию комиссией, назначенной приказом по предприятию. В работе комиссии принимают участие представители Госгортехнадзора России.
7.1.2. Освоение и ремонт скважин на МНГС должны проводиться по плану, разработанному в установленном предприятием порядке. В плане должны указываться порядок работ, меры безопасности, руководитель работ и ответственные исполнители.
7.1.3. Допускаются одновременное бурение и эксплуатация скважин на МНГС при соблюдении следующих требований:
фонтанные скважины должны быть оборудованы внутрискважинными и устьевыми клапанами-отсекателями;
газлифтные скважины должны быть оборудованы устьевыми и линейными клапанами-отсекателями.
7.1.4. Схема и технические условия обвязки устья скважины должны быть утверждены руководителем предприятия и согласованы с территориальным органом Госгортехнадзора России.
7.1.5. Обслуживание добывающих скважин на МНГС должно осуществляться не менее чем двумя операторами.

7.2. Добыча нефти и газа
7.2.1. Фонтанная скважина на кустовых МНГС должна быть оборудована внутрискважинным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой с задвижками-отсекателями с дистанционным управлением.
7.2.2. Станция управления внутрискважинными клапанами-отсекателями и устройство дистанционного управления задвижками фонтанной арматуры должны устанавливаться в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны.
7.2.3. Работоспособность внутрискважинных клапанов-отсекателей и задвижек-отсекателей должна проверяться по графику в соответствии с инструкцией завода - изготовителя данного оборудования.
7.2.4. В фонтанирующих скважинах должен проводиться мониторинг давления в трубном и затрубном пространстве.
7.2.5. Не допускается эксплуатация скважин с давлением в межколонном пространстве.
7.2.6. Трубопроводы от устья скважин до технологических установок должны быть проложены в один ярус и рассчитаны на полуторакратное рабочее давление. На трубопроводе в начале и конце краской должны быть нанесены номер скважины и направление потока.
7.2.7. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов и т.п. должны проводиться через блок продувки и разрядки.
7.2.8. Расположение трубопроводов для транспортировки топлива указывается в техническом проекте.
7.2.9. При пересечении трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ с трубопроводами негорючих веществ последние должны располагаться снизу.
7.2.10. При выполнении сложных работ, связанных с возможностью выброса нефти и газа, у МНГС должно дежурить пожарное и аварийно-спасательное судно.
7.2.11. Стояки выкидных и воздушных линий должны прикрепляться к металлоконструкциям платформы хомутами. Воздушные и выкидные линии должны проходить так, чтобы не пересекать мостков, рабочих площадок и других переходов.
7.2.12. Подготовка к ремонту и ремонт эксплуатационных стояков должны проводиться по плану, согласованному в установленном порядке и утвержденному предприятием, эксплуатирующим МНГС.

7.3. Сбор, хранение и транспортировка нефти и газа
7.3.1. Общие требования
7.3.1.1. Объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа должны быть оснащены:
сигнализаторами контроля взрывоопасной концентрации газа;
датчиками пожарной сигнализации;
системой автоматического контроля за положением уровня жидкости и давлением в сепараторах, отстойниках и резервуарах;
системой линейных отсекающих устройств или другой автоматизированной запорной арматурой с автономным и дистанционным управлением.
При возникновении на объектах сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа аварийных ситуаций технологические процессы должны быть немедленно остановлены.
7.3.1.2. Закрытые помещения объектов добычи, сбора и подготовки нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь рабочую и аварийную вентиляцию с выводом показателей основных технологических параметров и показаний состояния воздушной среды на объекте на центральный диспетчерский пульт.
7.3.1.3. Объекты управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и обратную связь с диспетчерским пунктом.
7.3.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пульта объект должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.
7.3.1.5. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций должны быть направлены в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.
7.3.1.6. Продувка, разрядка и прокачка коммуникаций и скважин должны осуществляться через блок продувки с последующей откачкой жидкости насосами. Газ продувки должен направляться в газоотвод.
7.3.2. Подготовка и хранение нефти и газа
7.3.2.1. Допускается на МНГС осуществлять сепарацию газа от жидкости, замер дебита скважин, насосную откачку газонасыщенной жидкости, дозирование в поток газа жидкости и химических реагентов, осуществлять термохимическую деэмульсацию нефти и газового конденсата, осушку газа от влаги.
7.3.2.2. На морских нефтегазосборных пунктах объекты групповых установок комплексной подготовки газа, технологический процесс в которых связан с применением огня, должны располагаться на максимально возможном удалении (не менее 15 м) от аппаратов, содержащих газ, ЛВЖ, ГЖ, а также от добывающих и бурящихся скважин.
7.3.2.3. Парки товарных резервуаров на морских нефтегазопромысловых сооружениях должны, как правило, размещаться на специальных МНГС в соответствии с проектом обустройства морского нефтегазового месторождения. Допускается хранение нефти на плавучих нефтяных хранилищах (ПНХ) и определенный объем нефти на нефтедобывающих МНГС, если принимаемые решения обеспечивают безопасность и согласованы с Госгортехнадзором России.
7.3.2.4. Обвязка резервуаров в резервуарном парке должна обеспечивать в случае аварии с резервуаром возможность перекачки продукта из одного резервуара в другой.
7.3.2.5. Настил мостков и основания МНГС под пункты сбора и хранения нефти и газа должен быть изготовлен из негорючих материалов.
7.3.2.6. Обслуживающий персонал МНГС или центрального пункта сбора нефти должен знать схему расположения технологических трубопроводов и назначение задвижек, чтобы в процессе эксплуатации или при аварийной ситуации быстро и безошибочно проводить необходимые переключения.
7.3.3. Транспортировка нефти и газа
7.3.3.1. Для повышенной надежности транспортировки продукции скважин с кустовой МНГС на технологическую платформу или центральный пункт сбора и хранения нефти и газа должна быть проложена резервная линия. Резервная линия должна находиться в рабочем состоянии (загруженный резерв).
Необходимость прокладки резервной линии должна быть предусмотрена проектом обустройства месторождения.
7.3.3.2. В начале и конце подводного трубопровода для транспортировки нефти и газа должны быть установлены автоматические запорные устройства для отключения его при аварийных ситуациях.
7.3.3.3. Подводный трубопровод для транспортировки нефти и газа должен быть опрессован на давление, установленное проектом.
7.3.3.4. Перед пуском насоса, расположенного в помещении, и заполнением его нефтью должна быть включена вытяжная вентиляция. Не разрешается пуск насоса в работу при неисправной или выключенной вентиляции.
7.3.3.5. Продувочный кран насоса для перекачки нефти должен быть оборудован трубкой для сброса нефти в сборную емкость.
7.3.3.6. Электропривод насоса, перекачивающего нефть, должен иметь дистанционное отключение и взрывозащищенное исполнение.
7.3.4. Налив танкеров
7.3.4.1. Нефтеналивное судно, пришвартованное к причалу морского нефтесборного пункта, должно быть осмотрено на предмет пожарной безопасности представителями причального хозяйства и пожарной охраны для определения возможности налива нефти.
7.3.4.2. Шланги, соединяющие судовой трубопровод со сливоналивными устройствами причалов, должны иметь длину, обеспечивающую возможность перемещения судна у причала.
Шланги должны поддерживаться при помощи мягких стропов или деревянных подставок. Подвеска и крепление судовых шлангов должны быть надежными.
7.3.4.3. Перед наливом должна быть проверена правильность открытия всех переключающихся вентилей, задвижек, а также исправность всех сливоналивных устройств, плотность соединений шлангов или телескопических труб. Обнаруженная на наливных устройствах течь должна быть немедленно устранена.
7.3.4.4. Обслуживающий персонал причала и нефтеналивного судна обязан вести постоянное наблюдение за ходом работ по наливу и состоянием оборудования. В случае образования течи нефти ее необходимо немедленно устранить. При невозможности устранить течь операция по наливу нефти должна быть приостановлена до устранения неисправности.
7.3.4.5. Запрещаются во время стоянки нефтеналивного судна у причала подход к нему и швартовка судов и иных плавсредств, не связанных с операциями по наливу нефти.
7.3.4.6. Запрещается выкачивать подтоварную воду или нефтепродукты из нефтеналивных судов на акватории.
7.3.4.7. Запрещается налив при грозовых разрядах.
7.3.4.8. Запрещается отогревание замерзших трубопроводов открытым огнем. При необходимости причал должен быть оборудован паровыми стояками.
7.3.4.9. При необходимости аварийного ремонта нефтеналивного судна операции по сливу и наливу должны быть прекращены и судно отведено от причала на безопасное расстояние.
7.3.4.10. При использовании плавучих нефтехранилищ (ПНХ) и одноякорных причалов (ОЯП) должны применяться меры безопасности, которые определяются на основании действующих законодательных актов и нормативно-технических документов. Использование ПНХ и ОЯП должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием обустройства месторождения и согласовано с государственными надзорными органами в установленном порядке.

8. Требования безопасности при промыслово-геофизических работах

8.1. Общие требования
8.1.1. Промыслово-геофизические работы в скважинах должны проводиться в присутствии представителя организации (геолога), бурящей или эксплуатирующей скважину (заказчика), под руководством начальника партии или другого ответственного специалиста, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы (подрядчика).
8.1.2. Перед проведением промыслово-геофизических работ необходимо проверить изоляцию электрооборудования и исправность устройства защитного заземления буровой установки или скважины.
Обязательно наличие металлической связи между заземляющими устройствами скважины и источником питания, к которому подключают геофизические токоприемники.
8.1.3. До начала работ в скважине заказчик должен назначить комиссию для обследования готовности скважины к работе и составления акта готовности скважины к промыслово-геофизическим работам, который подписывается ответственным представителем заказчика и геофизического предприятия. Акт передается под роспись подрядчику.
Запрещается приступать к работам в скважине до получения от заказчика акта.
Работы с использованием радиоактивных веществ (РВ) должны проводиться в соответствии с действующими требованиями по их применению.
8.1.4. Заказчик несет ответственность за:
подготовку скважины для проведения работ;
предоставление рабочих площадок или помещений МНГС для геофизической аппаратуры и оборудования;
выделение и оборудование на МНГС мест для хранения имущества, ВМ и РВ в соответствии с требованиями действующих законодательных актов и нормативно-технических документов;
обеспечение механизации погрузочно-разгрузочных работ на МНГС и в портах на судах доставки для грузов подрядчика, направляемых на МНГС и обратно;
обеспечение своевременного и безопасного транспортирования работников подрядчика при использовании плавсредств из порта на МНГС и обратно, включая посадку и высадку людей на МНГС и судно доставки;
предоставление помещения на МНГС для отдыха персонала подрядчика;
обеспечение коллективного питания персонала подрядчика на МНГС наряду со своими работниками;
выделение спасательных средств персоналу подрядчика при нахождении на МНГС и обучение пользования ими.
8.1.5. Подрядчик несет ответственность за безопасное ведение промыслово-геофизических работ на МНГС и хранение ВМ и РВ в установленном порядке.
8.1.6. Запрещается проводить промыслово-геофизические работы в газирующих и поглощающих скважинах.
8.1.7. Каротажный подъемник должен устанавливаться так, чтобы ось барабана была перпендикулярна к плоскости, проходящей через середину барабана и устье скважины.
Из кабины каротажной лебедки должна быть обеспечена прямая видимость устья скважины и кабеля на всей протяженности от подъемника до ротора.
8.1.8. При промыслово-геофизических работах должна быть обеспечена двухсторонняя связь между операторами, находящимися в помещении лаборатории, у пульта управления лебедкой и у устья скважины.

8.2. Прострелочно-взрывные работы (ПВР)
8.2.1. Перед перфорацией скважины на МНГС необходимо проверить герметичность обвязки устьев всех скважин на МНГС. Обнаруженные пропуски должны быть ликвидированы, составлен акт готовности скважины и МНГС к проведению перфорации.
8.2.2. До проведения ПВР скважина должна быть заполнена буровым раствором необходимых параметров, а устье скважины оборудовано ПВО и лубрикатором.
8.2.3. Разрешается завозить ВМ на МНГС непосредственно перед прострелочно-взрывными работами в количестве, необходимом для выполнения работ, согласно техническому проекту на данную скважину.
По окончании ПВР неиспользованные ВМ должны быть вывезены с МНГС при первой возможности.
8.2.4. Допускается временное хранение ВМ на МНГС на время проведения ПВР в переносных контейнерах, установленных на специально отведенной для этого площадке. Площадка должна быть оборудована специальным приспособлением для аварийного сбрасывания контейнеров с ВМ в море. Крышка контейнера должна иметь надежное запорное устройство. Ключ от контейнера должен храниться у взрывника.
8.2.5. Место нахождения заряженных прострелочных аппаратов и ВМ должно быть безопасным.
8.2.6. Подготовительные работы для проведения ПВР на МНГС должны проводиться по утвержденному плану с таким расчетом, чтобы обеспечить спуск перфоратора и торпеды в скважину и непосредственный первый отстрел перфоратора или взрыв торпеды в светлое время суток.
Допускается выполнение этих работ с наступлением темноты при обеспечении достаточного освещения рабочих мест и опасной зоны. Освещение должно быть подготовлено и проверено до начала работ по плану, утвержденному предприятием.
8.2.7. Перед ПВР корпуса каротажной лаборатории и каротажного подъемника должны быть соединены с заземлительным контуром МНГС.
8.2.8. На период ПВР на МНГС должна быть выделена опасная зона, включающая вышку, трассу каротажного кабеля, место зарядки прострелочно-взрывных аппаратов и каротажную лебедку.
8.2.9. Состав промыслово-геофизического персонала и буровой бригады, находящихся при ПВР в пределах опасной зоны, устанавливается совместно руководством заказчика и подрядчика исходя из требований безопасности. Остальной персонал на время проведения ПВР должен быть удален из опасной зоны.
8.2.10. Перед ПВР необходимо:
оповестить по громкоговорящей связи о начале проведения ПВР и запрещении нахождения посторонних лиц в опасной зоне;
оповестить радиостанции, находящиеся в непосредственной близости от МНГС, о прекращении работ радиостанции МНГС до специального разрешения;
прекратить огневые работы;
прекратить погрузочно-разгрузочные работы;
отключить активную катодную защиту.
8.2.11. Во время проведения ПВР поблизости от опасной зоны должны находиться средства пожаротушения МНГС.
8.2.12. В течение ПВР в скважинах с АВПД вблизи МНГС должны находиться аварийно-спасательное судно и пожарное судно.
8.2.13. Отказавшая прострелочно-взрывная аппаратура, а также торпеда с неизвлекаемыми СВ в случае невозможности уничтожения на месте работы должны быть перевезены морским транспортом на берег с последующим уничтожением; при этом проводники, подсоединенные к СВ, должны быть накоротко замкнуты.
План действий по перевозке отказавшей аппаратуры (торпеды) должен быть разработан перед началом работ подрядчиком и согласован с судовладельцем и Госгортехнадзором России.
8.2.14. При аварийной ситуации на МНГС (выброс, пожар) и невозможности срочной перегрузки ВМ или РВ на спасательное или дежурное судно допускается с разрешения начальника МНГС сбрасывание контейнеров с ВМ и РВ в море, на что в последующем должен быть составлен акт с указанием точного места затопления, вида ВМ или РВ, его веса, характера упаковки и сообщено правоохранительным органам и гидрографической службе флота (флотилии).
8.2.15. ПВР разрешается проводить только с применением устройства блокировки прострелочно-взрывных аппаратов.
8.2.16. Запрещается проведение ПВР в скважинах во время грозы.

9. Предупреждение и ликвидация открытых газовых и нефтяных фонтанов
9.1. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов необходимо выполнять требования инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности и мероприятий, разработанных организациями, ведущими работы по бурению и эксплуатации месторождения на континентальном шельфе.
9.2. В случае возникновения открытого фонтана ответственное лицо, находящееся на аварийном объекте, должно оповестить об этом руководство предприятия и противофонтанное профессиональное подразделение. Ответные меры должны соответствовать плану действий на объекте в чрезвычайной ситуации.
9.3. При возникновении открытого фонтана персонал обязан запустить аварийный источник электрической энергии (аварийный дизель-генератор) для привода в действие основных пожарных насосов в целях создания водяного орошения вышки, аварийного устья и приустьевой зоны скважины, а также создания водяных завес между жилым блоком и бурящимися скважинами, бурящимися и добывающими скважинами, у коллективных спасательных средств и у привода гидросистемы передвижения портала.
9.4. Должна быть проверена загазованность помещений жилого и технологических блоков, путей эвакуации и мест установки коллективных спасательных средств.
9.5. Для разработки организационно-технических мероприятий и проведения работ по ликвидации открытого фонтана приказом по предприятию, а при необходимости и вышестоящей организацией должен быть создан штаб, который несет полную ответственность за состояние и результаты проведения этих работ.
9.6. Суда, выделенные для производства работ по ликвидации открытого фонтана, должны подчиняться начальнику штаба, иметь неограниченный район плавания, надежную связь (рацию, световой телефон и др.) и спасательные средства.
Число судов определяется штабом в зависимости от характера открытого фонтана, его дебита и технических возможностей этих судов.
9.7. Запрещается нахождение лиц, не связанных с работами по ликвидации открытого фонтана, на аварийном объекте, а также на плавучих средствах, выделенных для участия в аварийных работах.
9.8. Во время открытого фонтана при нахождении на МНГС второй буровой установки или других действующих скважин куста необходимо прекратить бурение скважины и принять меры по прекращению добычи нефти из действующих скважин.
9.9. Работы по тушению горящих фонтанов на МНГС должны осуществляться в соответствии с нормативными и руководящими документами в этой области.
9.10. При ликвидации открытого фонтана необходимо постоянно орошать струю фонтана, металлические конструкции платформы в зоне устья скважины (при наличии куста скважин - и рядом расположенных скважин) водяными струями из стационарных и переносных стволов, находящихся на пожарных судах и МНГС.
9.11. В процессе ликвидации открытого фонтана необходимо принимать все меры против скопления у устья фонтанирующей скважины и прилегающей акватории продуктов фонтанирования скважины (нефти, конденсата).
9.12. Перед входом пожарного судна в зону горения необходимо включить защитное водяное орошение корпуса судна и принять меры по предупреждению опасности окружения судна огнем.

10. Ликвидация и консервация скважин

10.1. Общие требования
10.1.1. Ликвидация и консервация скважин должна проводиться в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов (РД 08-492-02), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.02 N 22, зарегистрированным Минюстом России 30.08.02 г., регистрационный N 3759.
10.1.2. Ликвидация и консервация скважин должна проводиться по специальным проектам, согласованным с органами Госгортехнадзора России.
10.1.3. На каждую ликвидируемую и консервируемую скважину должен быть составлен план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважины, согласованный с Госгортехнадзором России и утвержденный руководством предприятия.
В плане должны быть указаны:
фактическая конструкция скважины (глубина скважины, диаметр и длины спущенных колонн, высота подъема цемента в затрубном пространстве) и ее состояние (характер осложнения, наличие инструмента и интервал нахождения его в стволе и др.);
причина ликвидации или консервации скважины;
работы, проводимые в скважине (плотность бурового раствора, интервалы установок цементных мостов, количество закачиваемого цемента и др.);
демонтажные (монтажные) работы на устье скважины;
ответственные за проведение указанных работ.
При ликвидации и консервации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, должны быть предусмотрены меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты.
При ликвидации и консервации скважин с подводным расположением устья план должен быть согласован с соответствующей гидрографической службой флота и надзорными органами водного хозяйства.
Если на МНГС после ликвидации и (или) консервации не остается скважин, находящихся в бурении или эксплуатации, то в плане должна быть указана схема расположения средств навигационного оборудования (СНО).
10.1.4. Установка цементных мостов в ликвидируемых и консервируемых скважинах и их испытание должны проводиться в соответствии с планом работ.
10.1.5. На каждую консервируемую скважину с подводным расположением устья предприятие должно заблаговременно представлять в соответствующую гидрографическую службу заявку с приложением схемы расположения СНО.
10.1.6. Оборудование и снабжение СНО скважин с подводным расположением устья должны проводиться предприятием под техническим надзором бассейновой инспекции безопасности мореплавания и портового надзора.
10.1.7. СНО должны соответствовать принятым в России системам средств навигационного оборудования.

10.2. Ликвидация скважин
10.2.1. Установка цементных мостов
10.2.1.1. Перед установкой цементных мостов ликвидируемые скважины должны быть заполнены жидкостью (буровой раствор, вода) плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15 % пластовое (при отсутствии поглощения).
10.2.1.2. При ликвидации скважин без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания нефтегазонасыщенных объектов должны быть установлены цементные мосты. Высота каждого цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост должен устанавливаться на высоту не менее 50 м.
10.2.1.3. При ликвидации скважин по причине деформации эксплуатационной колонны цементный мост должен устанавливаться по возможности в зоне деформации и выше ее на высоту не менее 50 м или в противном случае над зоной деформации на высоту не менее 100 м.
10.2.1.4. При ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной: разведочной - в связи с отсутствием промышленной нефтегазоносности, добывающей - в связи с полным истощением продуктивных объектов или их обводнением, а также нагнетательной или наблюдательной скважины - в связи с выполнением своего назначения, в эксплуатационной колонне должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м непосредственно над зоной фильтра последнего объекта с закачкой цементного раствора под давлением в зону фильтра.
10.2.1.5. При ликвидации скважин, имеющих в конструкции спущенные «хвостовики», за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты «башмаки» предыдущих колонн, должны быть установлены цементные мосты высотой по 20-30 м выше и ниже «головы хвостовика».
10.2.1.6. Во всех ликвидируемых скважинах в последней (наименьшей) обсадной колонне, связанной с устьем скважины, должен быть установлен цементный мост высотой не менее 50 м с расположением «головы» цементного моста на уровне дна моря.
10.2.2. Ликвидация скважин с подводным расположением устья
10.2.2.1. При ликвидации скважин, пробуренных с ПБУ, выступающая над дном моря обсадная колонна (в случае если при бурении скважины не использовалась специальная придонная колонная головка) должна быть удалена на уровне дна.
10.2.2.2. При ликвидации скважин с подводным расположением устья на выступающую над дном моря специальную придонную колонную головку должна устанавливаться заглушка (глухой фланец).
10.2.2.3. После окончания работ по снятию ПБУ с точки бурения должно быть проведено обследование дна на отсутствие навигационных подводных опасностей. Один экземпляр акта обследования должен быть представлен в соответствующую гидрографическую службу. Работы по обследованию дна должны выполняться специальной службой предприятия.
10.2.2.4. После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба предприятия-исполнителя должна составить справку о производстве ликвидационных работ по скважине.
К справке должны быть приложены один экземпляр акта обследования дна на отсутствие навигационных опасностей и видеосъемка устья и морского дна по периметру МНГС или ПБУ плюс 10 м.

10.3. Консервация скважин
10.3.1. Общие требования
10.3.1.1. Консервация скважины должна проводиться так, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ.
10.3.1.2. Запрещается консервация скважины с межколонными пропусками газа.
10.3.1.3. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в месяц должна проводиться проверка состояния надводного оборудования и наличия избыточного давления на устье с соответствующей записью в специальном журнале. При обнаружении давления, пропусков на устье или грифонообразования необходимо немедленно сообщить руководству предприятия и противофонтанной службы для принятия мер по их ликвидации.
10.3.1.4. На каждой консервируемой скважине, пробуренной со стационарного МНГС, должен быть установлен репер - стальной стержень диаметром 0,025 м и длиной 0,3 м с приваренной стальной пластинкой размером 0,4x0,2x0,005 м. На стальной пластинке репера сваркой или несмываемой краской должны быть сделаны следующие надписи: номер скважины, наименование месторождения (площади) и предприятия, дата и срок консервации.
10.3.2. Оборудование стволов и устьев консервируемых скважин
10.3.2.1. Каждая консервируемая скважина должна быть оборудована фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением задвижки, выполняющей функции контрольной) должны быть сняты, коммуникации арматуры отсоединены, а внешние фланцы задвижек арматуры оборудованы фланцевыми заглушками, манометры (за исключением контрольного) сняты и места их установки заглушены.
10.3.2.2. Порядок оборудования стволов при консервации законченных строительством скважин должен определяться в зависимости от величины пластовых давлений и срока консервации скважины.
10.3.3. Оборудование стволов и устьев скважин, находящихся в строительстве
10.3.3.1. Порядок оборудования стволов и устьев нефтяных и газовых скважин, находящихся в строительстве, должен определяться в зависимости от наличия (отсутствия) в стволе скважины вскрытых газонефтеводонасыщенных объектов и срока консервации скважины.
10.3.4. Консервация скважин с подводным расположением устья
10.3.4.1. При консервации скважины, находящейся в строительстве, на подводное устье скважины должна быть установлена специальная каптажная головка, обеспечивающая герметизацию подводного устья скважины и восстановление циркуляции при расконсервации.
10.3.4.2. Опорная плита консервируемой скважины должна быть оборудована гидроакустическим маяком, позволяющим определить местоположение подводного устья законсервированной скважины.
10.3.4.3. Скважины, находящиеся в акватории моря, где отсутствуют ледовые условия, кроме требования п. 10.3.4.2 должны быть оборудованы плавучим знаком специального назначения в соответствии с требованиями гидрографической службы.
10.3.4.4. На пластинке, прикрепленной к плавучему предостерегательному знаку (маркировочному бую), должны быть выбиты номер скважины, наименование месторождения (площади) и предприятия, сроки консервации.
10.3.4.5. При консервации нефтяных и газовых скважин устье скважины должно быть оборудовано подводной фонтанной арматурой. В инженерно-диспетчерском пункте над панелью контроля и управления законсервированной скважины должна быть вывешена табличка с указанием срока консервации. Питание систем дистанционного управления должно быть отключено.
10.3.4.6. После завершения работ по консервации скважины геологическая служба предприятия-исполнителя должна составить справку о консервации скважины.
10.3.5. Расконсервация скважин
10.3.5.1. Расконсервация скважин должна проводиться по плану после его согласования и утверждения с организациями, ранее согласовавшими и утвердившими план консервации скважин.
1   2   3   4



Скачать файл (378.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru