ПБ 08-353-00, часть 4
7.4.3. На буровой должны быть типовые инструкции по выполнению наиболее сложных и опасных работ, руководства (инструкции) по эксплуатации всех видов оборудования и механизмов буровой установки, а также план ликвидации возможных аварий, нефтегазоводопроявлений, открытых фонтанов.
7.4.4. В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:
вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
плотность бурового раствора с регистрацией в журнале;
расход бурового раствора на входе и выходе из скважин;
давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в журнале;
уровень бурового раствора в приемных емкостях при бурении со световой и звуковой сигнализацией о его изменении;
крутящий момент на роторе.
Показатели веса на крюке, давления в манифольде буровых насосов, величина крутящего момента на роторе должны быть в поле зрения бурильщика.
7.4.5. На участке искривления зона вокруг ствола скважины радиусом 3,5 м и менее считается опасной с точки зрения встречи стволов.
При появлении признаков вхождения в опасную зону необходимо прекратить бурение и все дальнейшие работы проводить под руководством ответственного специалиста по бурению, назначенного руководством предприятия.
7.4.6. При бурении двумя буровыми установками куст наклонно направленных скважин должен быть разбит на две группы, в каждой из которых должна быть определена очередность бурения.
7.5. Ремонт скважин
7.5.1. Подготовка скважин к ремонтным работам должна проводиться в соответствии с планом, утвержденным руководством эксплуатирующего предприятия.
7.5.2. Глушение скважин должно осуществляться после оформления двустороннего акта о приемке скважины в ремонт представителями нефтегазодобывающей организации и предприятием по ремонту скважин.
В плане работ должны быть указаны объем и плотность жидкости, необходимой для глушения (прокачки), дата замера пластового давления и его величина.
7.5.3. Перед глушением фонтанной скважины систему обвязки трубопроводов и арматуру следует спрессовать на полуторакратное рабочее давление, ожидаемое на устье при закрытии скважины.
7.5.4. Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений до начала ремонта фонтанной скважины должен быть предусмотрен запас бурового раствора необходимых параметров не менее двукратного максимального объема ремонтируемой скважины.
7.5.5. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве должно быть снижено до атмосферного. При отсутствии забойного клапана - отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью в соответствии с планом работ (см. п. 7.5.2).
7.5.6. Перед подъемом насосно - компрессорных труб на устье фонтанной скважины должно быть установлено ПВО в соответствии с утвержденной предприятием схемой обвязки и спрессовано на ожидаемое давление на устье при закрытии скважины.
7.5.7. При обнаружении нефтегазопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. О происшедшем осложнении должно быть оповещено руководство организации, эксплуатирующей МНГС, и военизированная часть по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.
7.6. Спуско - подъемные операции
7.6.1. Спуско - подъемные операции на буровой установке МНГС должны выполняться с применением верхнего силового привода.
7.6.2. Скорость спуско - подъемных операций, необходимость промежуточных промывок определяются проектом на строительство скважины исходя из условий бурения (наличие нефтегазоводопроявлений, обвалов, сужения ствола скважины и других условий) и корректируются в процессе бурения.
7.6.3. При подъеме бурильной колонны из скважины следует убедиться, что забойное давление столба раствора превышает пластовое на заданную величину, при этом заполнение скважины должно производиться буровым раствором с параметрами, аналогичными раствору в скважине.
7.6.4. Наблюдение за объемом бурового раствора, вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого при их подъеме, должно осуществляться автоматически с записью показаний на диаграмме.
7.6.5. Запрещается производить спуско - подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважины. При их появлении спуско - подъемные операции следует прекратить, провести промывку и проработку скважины.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота или другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство вытесняемого и доливаемого объемов раствора.
7.6.6. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр спуско - подъемного оборудования (талевого блока, крюка, вертлюга, штропов, талевого каната, элеваторов, спайдера, а также предохранительных устройств, блокировок и др.). При выявлении неисправностей к спуско - подъемным операциям не приступать до их устранения.
7.6.7. Начальник бурового комплекса принимает решение о прекращении или приостановке спуско - подъемных операций в случае неблагоприятных для работ погодных условий.
7.7. Буровые растворы
7.7.1. Система приготовления, обработки химическими реагентами, утяжеления и регулирования свойств буровых растворов должна быть механизирована и автоматизирована.
7.7.2. Выбуренная порода должна утилизироваться в соответствии с проектом на строительство скважины и требованиями охраны окружающей среды.
7.7.3. Для применения порошкообразных материалов (глинопорошок, цемент, химреагенты) должно устанавливаться герметичное оборудование с устройством для пневмотранспорта.
7.7.4. При газонефтепроявлениях разгазированная жидкость через штуцерную батарею должна поступать в систему сепарации и дегазации. Отсепарированный газ направляется на факел, а жидкость - в циркуляционную систему, где обрабатывается и доводится до необходимых параметров.
7.8. Крепление скважин
7.8.1. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводят по плану, разработанному в соответствии с проектом на строительство скважины и фактическим состоянием ствола скважины и утвержденному руководством предприятия.
7.8.2. Прочность промежуточных колонн и установленных превенторов должна обеспечивать закрытие устья скважины при открытом фонтанировании с учетом заполнения скважины пластовым флюидом. Пластовое давление и плотность пластового флюида при фонтанировании обосновываются проектной организацией.
7.8.3. Спуск обсадной колонны в скважину должен по возможности осуществляться одной секцией и одного размера.
7.8.4. После спуска обсадной колонны и установки противовыбросового оборудования колонна опрессовывается на ожидаемое давление при нефтегазоводопроявлениях с учетом дополнительного давления на его ликвидацию в соответствии с требованиями проекта на строительство скважины.
7.8.5. Цементирование колонны в скважине проводится цементировочным оборудованием, расположенным на платформе стационарной или плавучей буровой установки.
7.9. Одновременное бурение, добыча и ремонт
скважин на МНГС
7.9.1. Допускается одновременное бурение двух скважин на МНГС при условии спуска на одной из них кондуктора и при смонтированном на устье скважины ПВО.
7.9.2. Допускается при бурении куста эксплуатационных скважин двумя буровыми установками соединение их циркуляционных систем при условии, что общий объем циркуляционных систем соответствует проектным требованиям бурения двух скважин.
7.9.3. При одновременном бурении и эксплуатации скважин на МНГС обязательно соблюдение следующих требований:
фонтанные скважины должны быть оборудованы внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми устьевыми задвижками;
фонтанная арматура эксплуатирующихся скважин должна иметь сплошное ограждение сверху и со стороны противовыбросового оборудования бурящихся скважин;
нефте- и газопроводы должны быть оснащены линейными задвижками - отсекателями.
7.9.4. При отсутствии согласованных проектных решений о конкретных расстояниях между устьями скважин необходимо соблюдать следующие требования к расстояниям между устьями скважин:
не менее 2,4 м (для нефтяных) и не менее 3 м (для газовых и газоконденсатных) при расположении систем управления ПВО бурящихся скважин на верхнем ярусе, а систем управления внутрискважинным клапаном - отсекателем и дистанционно управляемыми задвижками фонтанной арматуры на нижнем ярусе верхнего строения платформы;
не менее 8 м при расположении систем управления ПВО и внутрискважинного клапана - отсекателя и устьевых задвижек на одном ярусе.
7.9.5. Допускаются одновременный ремонт скважины, находящейся в одной группе скважин на платформе, и бурение скважины, находящейся в другой группе.
7.9.6. Ремонт, ликвидация осложнения или аварии на скважине МНГС должны производиться по плану, разработанному для каждой конкретной скважины и утвержденному руководством предприятия, производящего эти работы. В плане должны указываться порядок производства работ, меры безопасности, лицо, ответственное за выполнение работ.
7.9.7. При газонефтеводопроявлении на одной из бурящихся скважин все работы на другой буровой установке должны быть прекращены с принятием мер против осложнений.
При одновременном бурении, текущем (капитальном) ремонте и эксплуатации скважин о случившемся факте газонефтеводопроявления должна быть поставлена в известность эксплуатационная служба МНГС для принятия мер по прекращению добычи нефти на действующих скважинах в случае необходимости, а также бригада текущего (капитального) ремонта скважин.
Об осложнении должно быть оповещено руководство предприятия, эксплуатирующего МНГС.
7.10. Бурение скважин с плавучих буровых установок (ПБУ)
7.10.1. Общие требования
7.10.1.1. ПБУ допускается к эксплуатации при наличии:
акта приемки ПБУ государственной комиссией;
документов Российского Морского Регистра Судоходства на право эксплуатации ПБУ;
приказа буровой организации о вводе ПБУ в эксплуатацию.
7.10.1.2. ПБУ допускается к выполнению буровых работ при наличии акта комиссии с участием представителя Госгортехнадзора России о готовности ПБУ к бурению.
7.10.1.3. Общее руководство буровыми работами на ПБУ в соответствии с Уставом службы на морских судах возлагается на начальника буровой установки, а на период его отсутствия - на главного инженера ПБУ (или заместителя начальника по технологии бурения).
7.10.1.4. Швартовка судов к ПБУ разрешается только при благоприятных метеоусловиях в специально отведенном месте с разрешения капитана ПБУ. Запрещаются швартовка судов, прием и передача грузов в период постановки ПБУ на точку бурения.
7.10.1.5. Ответственные работы - переход (перегон), строительство скважин и ликвидация аварии - должны проводиться по соответствующим планам (проектам), согласованным и утвержденным в установленном порядке. Один экземпляр этих планов (проектов) должен находиться на ПБУ.
7.10.1.6. При получении штормового предупреждения капитан принимает решение по обеспечению безопасности ПБУ.
7.10.1.7. В аварийной ситуации необходимо действовать согласно расписанию по тревогам и предпринимать необходимые меры по предупреждению и ликвидации аварии.
7.10.1.8. До наступления периода образования и дрейфа ледовых полей, опасных для эксплуатации, предприятие, эксплуатирующее ПБУ, должно своевременно вывести ПБУ из опасного района.
7.10.1.9. Максимальная переменная нагрузка (материалы, топливо, вода и т.п.) в процессе бурения должна соответствовать указанной в инструкции по эксплуатации.
На ПБУ должен вестись постоянный учет веса и размещения переменной нагрузки с записью результатов в специальном журнале.
7.10.1.10. В случае образования грифона под ПБУ и возникновения связанной с этим опасности капитан должен принять экстренные меры по аварийному снятию с точки бурения, а для БС - по аварийному отсоединению от устья скважины и уходу в сторону.
7.10.1.11. При экстренном снятии ПБУ с точки бурения должны быть использованы устройства быстрой отдачи якорных цепей (тросов); первыми должны отдаваться якорные цепи (тросы) с подветренной стороны ПБУ.
7.10.2. Условия буксировки и постановки (снятия) ПБУ на точке
7.10.2.1. ПБУ может быть снята с точки бурения только по приказу руководителя организации, эксплуатирующей ПБУ, за исключением аварийных ситуаций, когда немедленное решение принимает капитан.
7.10.2.2. Постановка и снятие ПБУ с точки должны проводиться при волнении моря и скорости ветра, указанных в руководстве по эксплуатации ПБУ.
7.10.2.3. Гидрометеорологические условия буксировки ПБУ должны соответствовать руководству по эксплуатации ПБУ.
7.10.2.4. Ответственность за безопасность ПБУ по подготовке к буксировке и во время снятия и постановки несет капитан ПБУ.
Ответственность за безопасность ПБУ при буксировке несет начальник экспедиции (капитан основного буксира), действующий в соответствии с Инструкцией по обеспечению безопасности морских буксировок судов и других плавучих сооружений [32], утвержденной Мингазпромом СССР 07.03.86.
7.10.2.5. Проектами (планами) перехода (перегона) должны быть определены трассы перегона (перехода), основная и запасная точки отстоя ПБУ, места укрытий, схема расположения якорей и необходимое число буксирных судов.
7.10.2.6. Запрещается нахождение на борту ПБУ лиц, не связанных с обеспечением работ по ее буксировке.
7.10.2.7. Положение точки постановки ПБУ должно быть зафиксировано базовым и контрольным буями, а в случае невозможности их постановок ПБУ следует выводить на точку постановки вспомогательным судном, имеющим навигационную систему, обеспечивающую достаточную точность определения местоположения.
7.10.2.8. Точки постановки ПБУ для бурения и отстоя должны быть предварительно обследованы. При этом необходимо:
проверить наличие скал, подводных кабелей и трубопроводов, сбросов, грифонов и других факторов, которые могут создать опасность при постановке и работе ПБУ;
исследовать грунты и определить глубины погружения опорных колонн ПБУ в грунт;
определить скорости максимальных донных течений.
Результаты инженерно - гидрогеологических изысканий должны оформляться отчетом установленной формы, один экземпляр которого должен находиться на ПБУ.
7.10.2.9. Допускается установка ПБУ на акватории на расстоянии не менее 250 м от других МНГС.
7.10.2.10. Вблизи ПБУ в пределах видимости, но не далее 5 миль должно находиться спасательное судно.
Допускается дежурство одного спасательного судна на группу ПБУ, находящихся в пределах прямой видимости, но не далее 5 миль.
7.10.2.11. Координаты места постановки ПБУ сообщаются НАВИП (навигационные предупреждения), НАВИМ (навигационные извещения мореплавателям), НАВАРЕА (навигационные предупреждения краткого действия по районам морей, омывающим иностранные государства, и районам открытого моря), ПРИП (навигационные предупреждения краткого действия по районам морей, омывающим берега России).
7.10.2.12. После постановки и ориентации ПБУ на точке бурения необходимо проверить:
состояние буровой вышки и ее элементов от портала до кронблока;
правильность укладки талевого каната;
работу ограничителя подъема талевого блока;
крепление неподвижного и ходового концов талевого каната;
работоспособность пневмолебедок на буровой установке и гидролебедок на спайдерной палубе;
надежность закрытия движущихся и вращающихся частей буровой лебедки защитными кожухами;
работоспособность мостовых кранов на спайдерной палубе;
состояние элементов системы укладки бурильных труб;
состояние компенсатора бурильной колонны, системы натяжения морского стояка и направляющих канатов, секции водоотделяющей колонны, телескопических соединений, а также систему управления дивертором и другим оборудованием.
7.10.3. Формирование подводного устья скважины
7.10.3.1. Формирование подводного устья скважины проводится по плану работ, утвержденному начальником (главным инженером) ПБУ. План должен учитывать состояние дна моря, тип и способ спуска и установки буровой плиты, направляющего основания, спускаемой обсадной колонны и рекомендации завода - изготовителя.
7.10.3.2. До начала подготовительных работ по формированию устья скважины начальник буровой установки должен провести инструктаж по основным технологическим особенностям работ по формированию подводного устья скважины, а также по безопасной эксплуатации бурового комплекса ПБУ.
Проведенный инструктаж должен быть зарегистрирован в журнале инструктажей.
7.10.3.3. Начальник ПБУ должен убедиться в готовности ПБУ к формированию подводного устья скважины на основании докладов соответствующих заместителей о готовности к работе оборудования бурового комплекса, вспомогательного оборудования, инструмента и т.д.
7.10.3.4. Распоряжение начальника ПБУ о начале работ по формированию подводного устья скважины должно быть зафиксировано в судовом и буровом журналах. Запрещаются работы по формированию устья скважины без стабилизации (ориентации) ПБУ на точке бурения.
7.10.3.5. Спуск опорной плиты на ПБУ допускается при вертикальном перемещении ПБУ не более 1,5 м.
7.10.3.6. Установку опорной плиты на створках спайдерной площадки необходимо проводить так, чтобы центр плиты совпадал с осью спускаемого инструмента (центром ротора).
7.10.3.7. Запрещается нахождение людей на створках спайдерной площадки при их перемещении. Люди должны быть удалены за леерные ограждения.
7.10.3.8. Работать на превенторной (спайдерной) площадке следует в спасательных жилетах.
7.10.3.9. Опорную плиту следует устанавливать на ровную поверхность дна моря с уклоном не более 3 градусов.
7.10.3.10. Посадку опорной плиты на грунт следует производить с использованием компенсатора качки для обеспечения плавной посадки плиты и предотвращения удара.
7.10.3.11. Монтаж блока подводного противовыбросового оборудования (ППВО) должен проводиться в соответствии с Инструкцией по монтажу и эксплуатации блока ППВО по схеме обвязки устья скважины, согласованной с Госгортехнадзором России.
На ПБУ должна быть Инструкция по монтажу и эксплуатации блока ППВО.
7.10.3.12. Перед включением барабана со шлангокабелем управления ПВО необходимо отсоединить от барабана соединительную коробку шланга, связывающего барабан с гидросиловой установкой.
7.10.3.13. Спуск блока ППВО и морского стояка необходимо проводить при вертикальном перемещении ПБУ не более 1,5 м.
7.10.3.14. При применении компенсатора бурильной колонны для пуска морского стояка с ППВО и посадки компоновки на устье скважины компенсатор должен быть предварительно отрегулирован на поддержание 80 - 90% веса морского стояка.
7.10.3.15. При спуске блока ППВО необходимо через 8 - 10 м проводить крепление шлангокабелей управления при помощи хомутов к линиям глушения и дросселирования или к канатам коллектора.
7.10.3.16. При спуске морского стояка необходимо проводить опрессовку линий глушения и дросселирования после наращивания каждой секции на давление опрессовки линий ППВО.
7.10.3.17. Посадку ППВО на подводное устье скважины необходимо проводить при включенном компенсаторе бурильной колонны, контролируя процесс при помощи подводной телевизионной камеры.
7.10.3.18. Все выступающие электрические соединения блока управления системы подводного телевизионного контроля должны быть в максимальной степени защищены от механических повреждений, а электрокабель - от перетираний.
7.10.3.19. В процессе функциональной проверки составных частей подводной телевизионной системы запрещается соединять или разъединять кабельные соединения, находящиеся под напряжением, а также включать лампы вне воды.
7.10.3.20. После спуска морского стояка с ППВО необходимо после соединения корпуса дивертора с растворопроводом проверить его на герметичность.
7.10.3.21. Проверку надежности стыковки ППВО с устьем скважины необходимо проводить в соответствии с Инструкцией по монтажу и эксплуатации ППВО.
7.10.3.22. Визуальный контроль за соединениями морского стояка, блока ППВО под водой необходимо осуществлять при помощи подводной телекамеры.
7.10.4. Бурение скважин с буровых судов (БС)
7.10.4.1. При подготовке БС к переходу на новую точку следует:
иметь утвержденный план постановки и вывода БС на точку и с точки бурения;
принять необходимые запасы топлива, воды, а также расходные запасы продовольствия и необходимые материалы;
дать заявку на гидрометеорологическое обслуживание;
дать заявку на ледокольное сопровождение (при необходимости);
дать заявку на право захода в порты (при необходимости);
изучить маршрут перехода, иметь комплект карт, лоций и других навигационных пособий;
проверить наличие, готовность и исправность всего судового оборудования, устройств и систем БС;
проверить готовность и исправность бурового и технологического оборудования, инструментов, приспособлений и материалов;
талевый блок с компенсатором привести в нижнее положение и закрепить;
во избежание перемещения во время качки судна следует также закрепить все элементы талевой системы и устройства для подачи труб;
следует принять все меры, чтобы воспрепятствовать смещению остального оборудования.
7.10.4.2. План постановки БС на точку бурения должен содержать:
координаты точки бурения;
гидрометеорологические условия в районе постановки;
инженерно - геологические условия, в том числе состояние морского дна, отсутствие кабелей, трубопроводов и других объектов, представляющих опасность для БС.
7.10.4.3. Учет изменения количества и размещения запасов и технологических материалов, а также контроль за осадкой судна возлагается на вахтенного помощника капитана.
7.10.4.4. На судне должны постоянно регистрироваться и контролироваться следующие данные:
глубина моря;
скорость и направление ветра;
параметры бортовой, килевой и вертикальной качки;
рыскание (вращение вокруг вертикальной оси);
горизонтальное смещение;
осадка судна;
угол наклона морского стояка;
высота волны;
скорость течения.
7.10.4.5. При бурении и выполнении других технологических операций бурильщик должен осуществлять постоянный контроль за положением судна над скважиной, горизонтальными перемещениями судна и углом наклона морского стояка.
7.10.4.6. Допускается проведение буровых работ при гидрометеорологических условиях, соответствующих инструкции по эксплуатации БС.
Разрешение на выполнение отдельных технологических операций и применение ограничений эксплуатации бурового оборудования, а также указания о прекращении бурения и отсоединении морского стояка по погодным условиям выдаются начальником буровой установки в соответствии с инструкцией по эксплуатации БС.
7.10.4.7. При усилении волнения моря и ветра, когда перемещения судна над точкой бурения выходят за допустимые пределы, установленные в инструкции по эксплуатации БС, а также в случае появления дрейфующих ледяных полей бурение должно быть прекращено и проведена расстыковка морского стояка от устья для ухода БС. При этом должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие повторный ввод бурильного инструмента в скважину при возврате БС на точку.
7.10.4.8. В процессе бурения должны производиться работы по прогнозированию и определению пластовых давлений.
7.10.4.9. При первых признаках газонефтеводопроявлений необходимо герметизировать устье скважины и принять меры по глушению скважины.
Начальник БС обязан сообщить о случившемся капитану БС и руководству предприятия.
На судне должно быть организовано наблюдение за возможным образованием грифонов. В случае возникновения грифонов в районе расположения БС и создания угрозы для БС капитан совместно с начальником буровой установки должен срочно принять меры для ухода БС с точки бурения.
Всеми работами по отсоединению от устья и герметизации скважины должен руководить начальник буровой установки.
7.10.4.10. При необходимости ухода от подводного устья скважины, когда скважиной вскрыты пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) или продуктивные горизонты, герметизацию устья скважины следует проводить при нахождении бурильного инструмента в башмаке последней обсадной колонны.
7.11. Испытание и освоение скважин
7.11.1. Испытание и освоение скважин на МНГС должно производиться на основании плана, утвержденного предприятием и согласованного с Госгортехнадзором России.
7.11.2. Испытание горизонтов в процессе бурения с помощью испытателя пластов гидравлического (ИПГ) следует проводить в соответствии с действующими нормативными документами.
7.11.3. Работы по вызову притока, как правило, должны проводиться в светлое время суток.
7.11.4. 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.
7.11.5. 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;
опрессовать сепаратор с обвязкой, а также систему трубопроводов устройства для сжигания продукции скважины.
7.11.6. Опрессовку сепаратора с обвязкой необходимо проводить в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96) [33], утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 18.04.95 N 11 с внесенными изменениями в 1997 г.
7.11.7. Перед началом процесса опробования должна быть включена система водяного орошения (завесы) корпуса МНГС у блока горелок и подожжен дежурный факел горелок.
7.11.8. Продукция опробования скважины должна пройти через сепаратор, а затем подаваться в устройство для сжигания (блок горелок), расположенное с подветренной стороны МНГС.
7.11.9. Производительность горелок для блока сжигания продукции скважины должна соответствовать ожидаемому количеству продукции испытываемой скважины. Число горелок должно быть не менее двух.
7.11.10. При сжигании продукции опробования скважины необходимо регулировать подачу воды и воздуха в зону горения для обеспечения бездымного сжигания продукции скважины.
7.11.11. При отсутствии на платформах блока для сжигания продукция опробования скважин должна быть направлена в специальные емкости.
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
8.1. Общие требования
8.1.1. 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.
8.1.2. 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.
8.1.3. Допускается 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.
8.1.4. Схема и технические условия обвязки устья скважины должны быть утверждены руководителем предприятия и согласованы с территориальным органом Госгортехнадзора России.
8.1.5. Обслуживание добывающих скважин на МНГС должно осуществляться не менее чем двумя операторами.
8.2. Добыча нефти и газа
8.2.1. Фонтанная скважина на кустовых МНГС должна быть оборудована внутрискважинным клапаном - отсекателем и фонтанной арматурой с задвижками - отсекателями с дистанционным управлением.
8.2.2. Станция управления внутрискважинными клапанами - отсекателями и устройство дистанционного управления задвижками фонтанной арматуры должны устанавливаться в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны.
8.2.3. Работоспособность внутрискважинных клапанов - отсекателей и задвижек - отсекателей должна проверяться по графику в соответствии с инструкцией завода - изготовителя данного оборудования.
8.2.4. В фонтанирующих скважинах должен проводиться мониторинг давления в трубном и затрубном пространстве.
8.2.5. Не допускается эксплуатация скважин с давлением в межколонном пространстве.
8.2.6. 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.
8.2.7. Продувка и разрядка скважин, трубопроводов, сепараторов и т.п. должны проводиться через блок продувки и разрядки.
8.2.8. Расположение трубопроводов для транспортировки топлива указывается в техническом проекте.
8.2.9. При пересечении трубопроводов с газом, ЛВЖ, ГЖ с трубопроводами негорючих веществ последние должны располагаться снизу.
8.2.10. При выполнении сложных работ, связанных с возможностью выброса нефти и газа, у МНГС должно дежурить пожарное и аварийно - спасательное судно.
8.2.11. 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.
8.2.12. Подготовка к ремонту и ремонт эксплуатационных стояков должны проводиться по плану, согласованному в установленном порядке и утвержденному предприятием, эксплуатирующим МНГС.
8.3. Сбор, хранение и транспортировка нефти и газа
8.3.1. Общие требования
8.3.1.1. 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.
8.3.1.2. 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.
8.3.1.3. Объекты управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и обратную связь с диспетчерским пунктом.
8.3.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пульта объект должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.
8.3.1.5. Сбросы с предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, а также из коммуникаций должны быть направлены в емкость (каплеотбойник), а газ - на факел.