Страницы: 1 2
стальная арматура равнопроходного сечения, рассчитанная на рабочее
давление в трубопроводе.
4.4.4. Трубопровод после ремонта должен быть испытан в
соответствии с пунктом 4.3.3.
5. Требования к плавсредствам, обслуживающим морские
объекты
Безопасность морских работ
5.1. В проектной документации обустройства морского месторождения
должен быть определен состав обслуживающего флота в зависимости от
этапов освоения месторождения:
поисковых (научно-исследовательских) работ;
поискового, разведочного и эксплуатационного бурения;
обустройства месторождения;
эксплуатации месторождения;
ликвидации надводных и подводных сооружений месторождения;
консервации объекта.
5.2. Во время проведения буровых работ с буровых судов и ПБУ,
строительства морских стационарных платформ и укладки подводного
трубопровода в районе работ должно постоянно находиться судно для
обеспечения безопасности указанных работ.
5.3. Если план аварийной эвакуации для морского объекта основан
на применении аварийно-спасательных судов (АСС), последние
располагаются на таком расстоянии от объектов, чтобы можно было при
любых погодных условиях подойти к объекту в заданное время и оказать
помощь находящимся на его борту людям. АСС должны быть оснащены
приспособлениями для подъема людей из воды.
5.4. Выбор допустимых параметров волнения моря при ведении
геофизических работ обусловливается типом судна и технологическими
возможностями геофизического оборудования. С момента превышения
установленных для данного судна (или типа судна) предельно допустимых
параметров волнения моря и прекращения работы судно считается
находящимся в штормовых условиях. Аппаратура и специальное
оборудование должны быть надежно закреплены, движение персонала по
палубе осуществляется группами не менее двух человек и только с
разрешения вахтенного помощника капитана. Работа с аппаратурой и
спецоборудованием в штормовых условиях допускается только в аварийных
случаях.
5.5. При проведении морских и океанских буксировок следует
руководствоваться:
инструкцией по обеспечению безопасности морской буксировки судов
и других плавучих сооружений;
таблицей проведения морских и океанских экспедиционных
буксировочных работ.
Под морскими и океанскими экспедиционными буксировочными работами
следует понимать любую буксировку объекта при продолжительности
операции более 12 часов ходового времени.
5.6. На каждую буксировку разрабатываются "Проект на перегон",
представляемый владельцем буксируемого объекта после согласования с
Российским Морским Регистром Судоходства, а также "План перехода" и
Инструкция по обеспечению безопасности морской буксировки,
составляемые организацией, осуществляющей буксировку.
5.7. В целях обеспечения безопасности проведения морских и
океанских буксировок все морские и океанские буксировки проводятся
только судами, предназначенными для осуществления буксировочных
операций.
5.8. Проект на перегон объекта должен содержать расчет и проект
буксирного устройства, проект подкрепления корпуса судов с
ограниченной мореходностью, проект устройства, уменьшающего
сопротивление воды, а также проект конвертовки, если транспортировка
объекта производится на специальном судне, предназначенном для этой
цели. Организация, осуществляющая буксировку, имеет право в случае
необходимости потребовать от владельца объекта дополнительную
техническую документацию, а также в целях безопасности имеет право
выставлять дополнительные требования по отдельным устройствам и
оборудованию на буксируемом объекте.
5.9. Инструкция по обеспечению безопасности морской буксировки
должна предусматривать:
перечень необходимых документов по гидрометеообстановке на весь
период буксировки;
перечень технических и эксплуатационных требований к буксируемым
объектам и судам-буксировщикам, обеспечивающим проведение буксировки;
перечень требований к буксирному устройству буксировщиков;
перечень требований к буксирному, якорному, спасательному,
противопожарному и другим устройствам буксируемого объекта;
общую характеристику морских качеств буксируемого объекта, его
особенностей и рекомендации по его буксировке при различных условиях
погоды;
требования по организации судовой службы;
рекомендации по вопросам судовождения на отдельных участках пути
следования и по заходам в порты;
рекомендации по выполнению различных маневров: постановка на
якорь, съемка с якоря, нахождение в дрейфе и т.д.;
рекомендации на случай аварийных происшествий;
требования по специальному оборудованию и снабжению;
требования по организации штурманской службы и специальных
наблюдений за состоянием и поведением буксируемого объекта;
порядок движения судов и организацию связи судов между собой, а
также порядок радиопереписки;
порядок выхода и входа в порты и порядок прохода узкостей, а
также плавания в условиях шторма и плохой видимости;
порядок подачи, отдачи и крепления буксирных тросов на случай
обрыва буксира.
5.10. Буксирующее судно, вспомогательные суда и буксируемый
объект перед выходом в море должны принимать запас топлива, котельной
и питьевой воды, а также запасы продовольствия и расходных материалов,
обеспечивающие переход до порта назначения или порта захода, если он
предусмотрен планом.
5.11. Суда-буксировщики при проведении морских и океанских
буксировок должны быть снабжены двумя комплектами буксирных тросов
длиной согласно проекту на дальнюю буксировку. Запасные буксирные
тросы должны быть равноценны основным.
5.12. В случаях, когда экспедиция будет застигнута штормом в
открытом море, начальник экспедиции (капитан флагманского
буксировщика) обязан принять все меры предосторожности, рекомендуемые
в таких случаях морской практикой, и в первую очередь уменьшить ход,
увеличить длину буксирных тросов, лечь на наиболее благоприятный для
буксируемого объекта курс относительно ветра и волны либо следовать в
пункты убежища или места укрытия.
5.13. При самостоятельном плавании во льдах судов с ледовыми
усилениями (не ледового класса) запрещается:
заходить в лед и проводить какие-либо операции при видимости
менее 500 м или скорости ветра более 20 м/с;
заходить в лед, если в нем происходит торошение;
заходить в кромку льда и следовать во льду с застопоренной
главной машиной;
перекладывать перо руля с борта на борт;
долго оставаться неподвижным во льду при сильном морозе, так как
судно рискует не выйти самостоятельно на чистую воду;
становиться на якорь во льдах во избежание потери якоря при
дрейфе льда;
заходить в лед с отданными якорями;
выходить изо льда, работая задним ходом;
выбрасывать шлак и мусор на лед, за борт судна.
Судовым экипажам надлежит постоянно учитывать опасность
повреждения (размораживания) установок, труб, цистерн, клапанов и
другого оборудования судна, подверженного действию низких температур,
а при работе во льдах - повреждений рулей, винтов, винторулевых
колонок и др.
5.14. Ответственность за безопасное проведение швартовых операций
несет капитан судна. Капитан назначает ответственных из числа
помощников за безопасное проведение швартовных операций на носу и
корме судна.
5.15. Все люди, занятые на швартовых операциях, должны быть в
спасательных жилетах и касках.
5.16. Швартовка судов обслуживания к опорным колоннам и заход
судов под МНГС запрещаются. Исключение составляет швартовка к
самоподъемной буровой установке (СПБУ), где швартовка производится
швартовными концами, заведенными от кнехтов через опорные колонны на
швартующееся судно.
5.17. Швартовка и стоянка судов обслуживания у МНГС допускаются
только при гидрометеорологических условиях, предусмотренных проектом
МНГС.
5.18. Швартовка к обоим бортам принимающего судна и производство
грузовых операций на два борта разрешаются только при благоприятной
гидрометеорологической обстановке. Запрещаются грузовые операции на
два борта в арктических морях в дрейфующих льдах. При передаче топлива
с одного судна на другое запрещается швартовка к ним третьего судна.
5.19. Подход, швартовка, совместная стоянка судов, производство с
них грузовых операций и пересадка людей возможны при условии, что
предельная величина силы ветра, высота волны и течение обеспечивают
безопасность производства этих работ, что должно быть специально
оговорено в судовой документации.
5.20. Пересадка людей в море и на открытых рейдах является
работой повышенной опасности и должна производиться под
непосредственным наблюдением и руководством старших помощников
капитанов судов, которые несут непосредственную ответственность за
соблюдение правил безопасности.
5.21. При подъеме и спуске людей пересадочным средством старший
помощник капитана обязан находиться на палубе, он должен
соответствующим образом расставить людей, обеспечивающих пересадку. На
каждую оттяжку должен быть поставлен человек. Оттяжки должны быть
разнесены по палубе.
5.22. Перевозка пассажиров (более 12 человек) на непассажирских
судах допускается только после их дооборудования для пассажирских
перевозок и при наличии соответствующего разрешения Российским Морским
Регистром Судоходства.
5.23. Число пассажиров, принятых на судно для перевозки, должно
соответствовать числу предназначенных для них мест (спальных и для
сидения).
5.24. Суда, перевозящие пассажиров, должны быть укомплектованы
коллективными и индивидуальными спасательными средствами на всех
пассажиров.
5.25. Обеспечение безопасности при погрузочно-разгрузочных
работах и пассажирских перевозках регламентируется соответствующими
нормативными документами.
5.26. Запрещаются погрузочно-разгрузочные работы во время
сильного снегопада, ливня, обледенения, тумана видимостью менее 100 м,
если волнение превышает нормы, указанные в тактико-технических данных
судна.
5.27. Транспортировка сыпучих материалов на МНГС и ПБУ должна
осуществляться контейнерным способом в закрытой упаковке или другим
способом, исключающим загрязнение моря. Перевозка сыпучих материалов
на палубе судов допускается только в контейнерах, специально
предназначенных и приспособленных для этого.
5.28. Условия перевозки опасных грузов на судах осуществляются на
основании действующих законодательных актов и нормативно-технических
документов.
5.29. На пассажирских судах запрещается перевозить опасные грузы,
связанные с риском возникновения пожара, взрыва, отравления воздуха
газами, радиоактивного загрязнения и других внезапных инцидентов,
связанных со свойствами груза и возможным действием на него внешних
факторов.
5.30. При размещении опасного груза на палубе требуется
письменное согласие отправителя. При этом опасные грузы не должны
занимать более половины площади палубы. Должны быть обеспечены проходы
шириной не менее 1 м к палубным устройствам и механизмам и свободная
площадь рабочего места у них не менее 1 х 1 м. Расстояние от опасных
грузов до спасательных шлюпок должно быть не менее 7,5 м.
5.31. Загрузка нефтью и нефтепродуктами танкеров или судов
снабжения и их выгрузка на объектах работ и в порту являются наиболее
ответственными операциями, требующими максимального внимания со
стороны экипажа, хорошей организации и тщательной подготовки судна.
Должна быть обеспечена и проверена надежная связь между судном и
постом налива на морской платформе или в порту.
5.32. При наливе судна должен осуществляться постоянный контроль:
за скоростью наполнения и уровнем грузов в танках во избежание
перелива груза;
последовательностью открытия и закрытия клинкетов во избежание
превышения допустимого давления в грузовой магистрали и разрыва
наливных шлангов;
креном и дифферентом судна.
5.33. При погрузке нефтепродуктов должны быть приняты необходимые
меры против интенсивного газообразования и скопления статического
электричества.
5.34. Особое внимание должно уделяться состоянию труб и клапанов
газоотводной системы, а также гидравлических клинкетов судов при
загрузке и выгрузке в морозную погоду.
6. Требования безопасности к строительству
нефтяных и газовых скважин с МНГС
6.1. Общие требования
6.1.1. Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется в
соответствии с техническим проектом, согласованным с Госгортехнадзором
России и утвержденным в установленном порядке. Один экземпляр проекта
должен находиться на объекте. Отклонения от проекта должны
согласовываться с Госгортехнадзором России и с проектной организацией.
6.1.2. После окончания бурения буровая организация передает
нефтегазодобывающей организации скважины по акту. Все данные о
состоянии скважин заносятся в Паспорта скважин.
6.2. Требования к оборудованию
6.2.1. Энергетическая установка на МНГС должна обеспечивать
бесперебойную работу оборудования исходя из условий работы и при
аварийных ситуациях на скважинах.
6.2.2. Эксплуатация оборудования и инструмента проводится в
соответствии с требованиями руководств (инструкций) по эксплуатации,
разработанных изготовителями этого оборудования и инструмента и
согласованных с Госгортехнадзором России.
6.3. Требования к противовыбросовому
оборудованию (ПВО)
6.3.1. Устье скважины должно быть оборудовано дистанционно
управляемой превенторной установкой, рабочее давление которой должно
соответствовать ожидаемому давлению на устье скважины при закрытии во
время фонтанирования по схеме, разработанной буровым подрядчиком и
согласованной с Госгортехнадзором России. Тип и количество превенторов
зависят от конструкции скважины и горно-геологических условий.
6.3.2. Пульт управления превенторами должен обеспечивать их
дистанционное закрытие и открытие, а превентор со срезающими плашками
- обеспечивать срезание наиболее прочной бурильной трубы,
установленной в комплекте бурильной колонны. Объем гидроаккумулятора
должен обеспечивать двойной полный цикл работ при открытии-закрытии
превенторов при отключении электроэнергии.
6.3.3. При надводном расположении ПВО буровая бригада должна не
реже одного раза в неделю промывать и продувать выкидные линии
превенторного оборудования, а также каждый раз после работы через
выкидные линии.
6.3.4. Трапно-факельные и сепарационные установки должны
размещаться на открытых площадках МНГС и соответствовать ожидаемым
условиям работы по давлению и производительности.
6.4. Бурение скважин
6.4.1. После окончания строительства МНГС бурение скважин
допускается после уточнения местоположения и ориентации платформы.
6.4.2. Бурение скважины на МНГС, не предусмотренной ранее
проектом, следует осуществлять по отдельному техническому проекту.
6.4.3. 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.
6.4.4. 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.
6.4.5. 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.
6.4.6. При бурении двумя буровыми установками куст наклонно
направленных скважин должен быть разбит на две группы, в каждой из
которых должна быть определена очередность бурения.
6.5. Ремонт скважин
6.5.1. Подготовка скважин к ремонтным работам должна проводиться
в соответствии с планом, утвержденным руководством эксплуатирующего
предприятия.
6.5.2. 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.
6.5.3. Перед глушением фонтанной скважины систему обвязки
трубопроводов и арматуру следует спрессовать на полуторакратное
рабочее давление, ожидаемое на устье при закрытии скважины.
6.5.4. 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.
6.5.5. 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.
6.5.6. Перед подъемом насосно-компрессорных труб на устье
фонтанной скважины должно быть установлено ПВО в соответствии с
утвержденной предприятием схемой обвязки и опрессовано на ожидаемое
давление на устье при закрытии скважины.
6.5.7. 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.
6.6. Спуско-подъемные операции
6.6.1. Спуско-подъемные операции на буровой установке МНГС должны
выполняться с применением верхнего силового привода.
6.6.2. 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.
6.6.3. 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.
6.6.4. Наблюдение за объемом бурового раствора, вытесняемого из
скважины при спуске труб и доливаемого при их подъеме, должно
осуществляться автоматически с записью показаний на диаграмме.
6.6.5. 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.
6.6.6. Буровая бригада ежесменно должна проводить
профилактический осмотр спускоподъемного 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.
6.6.7. Начальник бурового комплекса принимает решение о
прекращении или приостановке спуско-подъемных операций в случае
неблагоприятных для работ погодных условий.
6.7. Буровые растворы
6.7.1. Система приготовления, обработки химическими реагентами,
утяжеления и регулирования свойств буровых растворов должна быть
механизирована и автоматизирована.
6.7.2. Выбуренная порода должна утилизироваться в соответствии с
проектом на строительство скважины и требованиями охраны окружающей
среды.
6.7.3. Для применения порошкообразных материалов (глинопорошок,
цемент, химреагенты) должно устанавливаться герметичное оборудование с
устройством для пневмотранспорта.
6.7.4. 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.
6.8. Крепление скважин
6.8.1. 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.
6.8.2. 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.
6.8.3. Спуск обсадной колонны в скважину должен по возможности
осуществляться одной секцией и одного размера.
6.8.4. После спуска обсадной колонны и установки
противовыбросового оборудования колонна спрессовывается на ожидаемое
давление при нефтегазоводопроявлениях с учетом дополнительного
давления на его ликвидацию в соответствии с требованиями проекта на
строительство скважины.
6.8.5. Цементирование колонны в скважине проводится
цементировочным оборудованием, расположенным на платформе стационарной
или плавучей буровой установки.
6.9. Одновременное бурение,
добыча и ремонт скважин на МНГС
6.9.1. Допускается одновременное бурение двух скважин на МНГС при
условии спуска на одной из них кондуктора и при смонтированном на
устье скважины ПВО.
6.9.2. 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.
6.9.3. 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.
6.9.4. 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.
6.9.5. Допускаются одновременный ремонт скважины, находящейся в
одной группе скважин на платформе, и бурение скважины, находящейся в
другой группе.
6.9.6. 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.
6.9.7. 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.
6.10. Бурение скважин с плавучих
буровых установок (ПБУ)
6.10.1. Общие требования
6.10.1.1. 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.
6.10.1.2. ПБУ допускается к выполнению буровых работ при наличии
акта комиссии с участием представителя Госгортехнадзора России о
готовности ПБУ к бурению.
6.10.1.3. 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).
6.10.1.4. 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.
6.10.1.5. 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.
6.10.1.6. При получении штормового предупреждения капитан
принимает решение по обеспечению безопасности ПБУ.
6.10.1.7. В аварийной ситуации необходимо действовать согласно
расписанию по тревогам и предпринимать необходимые меры по
предупреждению и ликвидации аварии.
6.10.1.8. До наступления периода образования и дрейфа ледовых
полей, опасных для эксплуатации, предприятие, эксплуатирующее ПБУ,
должно своевременно вывести ПБУ из опасного района.
6.10.1.9. 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.
6.10.1.10. 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.
6.10.1.11. 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.
6.10.2. Условия буксировки и постановки
(снятия) ПБУ на точке
6.10.2.1. ПБУ может быть снята с точки бурения только по приказу
руководителя организации, эксплуатирующей ПБУ, за исключением
аварийных ситуаций, когда немедленное решение принимает капитан.
6.10.2.2. Постановка и снятие ПБУ с точки должны проводиться при
волнении моря и скорости ветра, указанных в руководстве по
эксплуатации ПБУ.
6.10.2.3. Гидрометеорологические условия буксировки ПБУ должны
соответствовать руководству по эксплуатации ПБУ.
6.10.2.4. 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).
6.10.2.5. 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.
6.10.2.6. Запрещается нахождение на борту ПБУ лиц, не связанных с
обеспечением работ по ее буксировке.
6.10.2.7. 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.
6.10.2.8. 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.
6.10.2.9. Допускается установка ПБУ на акватории на расстоянии не
менее 250 м от других МНГС.
6.10.2.10. 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.
6.10.2.11. 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).
6.10.2.12. 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.
6.10.3. Формирование подводного устья скважины
6.10.3.1. 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.
6.10.3.2. 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.
6.10.3.3. 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.
6.10.3.4. 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.
6.10.3.5. Спуск опорной плиты на ПБУ допускается при вертикальном
перемещении ПБУ не более 1,5 м.
6.10.3.6. Установку опорной плиты на створках спайдерной площадки
необходимо проводить так, чтобы центр плиты совпадал с осью
спускаемого инструмента (центром ротора).
6.10.3.7. Запрещается нахождение людей на створках спайдерной
площадки при их перемещении. Люди должны быть удалены за леерные
ограждения.
6.10.3.8. Работать на превенторной (спайдерной) площадке следует
в спасательных жилетах.
6.10.3.9. Опорную плиту следует устанавливать на ровную
поверхность дна моря с уклоном не более 3 градусов.
6.10.3.10. Посадку опорной плиты на грунт следует производить с
использованием компенсатора качки для обеспечения плавной посадки
плиты и предотвращения удара.
6.10.3.11. Монтаж блока подводного противовыбросового
оборудования (ППВО) должен проводиться в соответствии с технической
документацией по монтажу и эксплуатации блока ППВО, по схеме обвязки
устья скважины, согласованной с органами Госгортехнадзора России.
На ПБУ должна быть Инструкция по монтажу и эксплуатации блока
ППВО.
6.10.3.12. Перед включением барабана со шлангокабелем управления
ПВО необходимо отсоединить от барабана соединительную коробку шланга,
связывающего барабан с гидросиловой установкой.
6.10.3.13. Спуск блока ППВО и морского стояка необходимо
проводить при вертикальном перемещении ПБУ не более 1,5 м.
6.10.3.14. 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.
6.10.3.15. 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.
6.10.3.16. При спуске морского стояка необходимо проводить
опрессовку линий глушения и дросселирования после наращивания каждой
секции на давление опрессовки линий ППВО.
6.10.3.17. Посадку ППВО на подводное устье скважины необходимо
проводить при включенном компенсаторе бурильной колонны, контролируя
процесс при помощи подводной телевизионной камеры.
6.10.3.18. Все выступающие электрические соединения блока
управления системы подводного телевизионного контроля должны быть в
максимальной степени защищены от механических повреждений, а
электрокабель - от перетираний.
6.10.3.19. В процессе функциональной проверки составных частей
подводной телевизионной системы запрещается соединять или разъединять
кабельные соединения, находящиеся под напряжением, а также включать
лампы вне воды.
6.10.3.20. После спуска морского стояка с ППВО необходимо после
соединения корпуса дивертора с растворопроводом проверить его на
герметичность.
6.10.3.21. Проверку надежности стыковки ППВО с устьем скважины
необходимо проводить в соответствии с Инструкцией по монтажу и
эксплуатации ППВО.
6.10.3.22. Визуальный контроль за соединениями морского стояка,
блока ППВО под водой необходимо осуществлять при помощи подводной
телекамеры.
6.10.4. Бурение скважин с буровых судов (БС)
6.10.4.1. 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.
6.10.4.2. 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.
6.10.4.3. Учет изменения количества и размещения запасов и
технологических материалов, а также контроль за осадкой судна
возлагаются на вахтенного помощника капитана.
6.10.4.4. 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.
6.10.4.5. 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.
6.10.4.6. 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.
6.10.4.7. 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.
6.10.4.8. В процессе бурения должны производиться работы по
прогнозированию и определению пластовых давлений.
6.10.4.9. 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.
6.10.4.10. 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.
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. 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.
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, иметь 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, утвержденной Постановлением
Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22 и зарегистрированной
Минюстом России от 30.08.2002 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 0,4 x 0,2 x 0,005 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.Страницы: 1 2 |