Меню

Спуско подъемные операции при капитальном ремонте скважин

Требования промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли введение

Глава 40 . Спуско-подъемные операции при ремонте скважин

798. Пульт управления спуско-подъемными операциями подъемного агрегата для ремонта скважин располагается в безопасном месте, с которого хорошо видны: мачта, вышка, устье скважины, лебедка и другие механизмы, установленные на агрегате и рабочей площадке.

799. Не допускается без индикации (индикатора) веса и давления поднимать из скважины или спускать в скважину насосно-компрессорные трубы (далее — НКТ), вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины. Исправность индикатора веса манометра проверяется перед началом ПРС.

Не допускается проведение спуско-подъемных операций при:

1) неисправном оборудовании и инструменте, контрольно-измерительных приборов (пишущий прибор, манометры и так далее);

2) не полном составе вахты;

3) скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде;

5) отсутствии ПОР.

800. Во время спускоподъемных операций при обнаружении газо-нефте-водопроявлений бригада ПРС повторно глушит скважину и далее действует в соответствии с ПОР. При невозможности повторного глушения устье скважины герметизируют и далее действуют по плану ликвидации аварий.

801. Для предотвращения и ликвидации возможных нефте-газо-водопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время спуско-подъемных операций постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование.

802. Перед спуском НКТ в скважину каждую трубу шаблонируют. Перед свинчиванием труб резьбу очищают металлической щеткой и покрывают защитным слоем, предусмотренным ПОР (графитовые смазки, сурик, специальный герметик и тому подобные).

803. Осуществляется контролируемый долив в скважины с обеспечением уровня промывочной жидкости на устье скважины, по графику с записью в журнале.

804. До начала работ обеспечивается наличие рабочего объема промывочной жидкости и запасного не менее двух объемов скважины с параметрами, соответствующими геолого-техническим условиям и регулярным контролем согласно плана организации работ.

805. НКТ свинчивают на всю резьбовую часть трубы и крепят плотно до упора.

806. Перед началом ПРС на скважине со станком-качалкой освобождают проход для талевого блока с крюком от кронблока до устья скважины. Для этого головку балансира станка-качалки откидывают назад или отводят в сторону (в зависимости от конструкции).

807. Откидывание, отвод в сторону и возврат головки балансира в рабочее положение, снятие и надевание канатной подвески проводят при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.

808. При больших габаритах талевого блока или вертлюга, во избежание задевания ими за балансир станка-качалки при спуско-подъемных операциях отсоединить шатун от кривошипа и поставить балансир с повернутой или откинутой головкой в крайнее верхнее положение. При этом канатная подвеска сальникового (полированного) штока отводится в сторону и закрепляется за стойку станка-качалки, чтобы она не раскачивалась на весу и не мешала бригаде при оснастке, смене каната и при ремонтных работах.

809. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, обесточить кабель, проверить надежность крепления кабельного ролика и правильность его установки.

810. Барабан с кабелем погружного электроцентробежного насоса находится в зоне видимости с пульта управления подъемного агрегата и с рабочей площадки.

811. Размотка и намотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, механизируются. Витки кабеля укладываются на барабан правильными рядами.

812. Скорость подъема и спуска НКТ определяет лицо контроля во время работы в зависимости от веса, технического состояния НКТ, от скорости долива жидкости глушения в скважину, излива жидкости из скважины, скорости ветра.

813. При подъеме НКТ замеряют общую длину НКТ и количество поднятых труб. При спуске НКТ замеряют глубину спуска НКТ и количество спущенных труб, данные замеров заносятся в журнал «Мера труб». В журнале по форме, утвержденной техническим руководителем организации, указываются диаметр, толщина стенки и длина каждой трубы.

814. Во избежание задевания торцов муфт за внутреннюю стенку эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков пользуются направляющими воронками.

Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них осматривают, очищают резьбу металлической щеткой и смазывают графитовой смазкой.

815. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из разных марок стали. Штанги укладываются на мостках и спускаются в скважину, в соответствии с утвержденной компоновкой в ПОР на ПРС.

816. При спуске ступенчатой колонны штанг соблюдаются указания ПОР.

817. Штанги, спускаемые в скважину, замеряют, данные замеров заносятся в журнал «Мера штанг» по форме, утвержденной техническим руководителем организации, в журнале указывают диаметр, длину, марку стали каждой спущенной штанги.

818. Дефектные трубы и штанги отбраковываются и до окончания ремонта удаляются с мостков.

819. Выброс на мостки и подъем с них насосно-компрессорных труб диаметром более 51 мм допускается проводить двухтрубками, если длина каждой из них не превышает 16 м, а спускоподъемное сооружение имеет высоту не менее 22 м и ворота вышек допускают свободный проход труб. При подъеме и спуске труб двухтрубками крепится средняя муфта.

820. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску НКТ устье скважины герметизируется (закрывается).

Читайте также:  Внебюджетные источники финансирования капитального ремонта

821. При ремонте скважин, оборудованных вышкой или мачтой, ходовой конец талевого каната проходит через оттяжной ролик, при этом канат не касается элементов вышки или мачты, не пересекает мостки и рабочую площадку; оттяжной ролик крепится к рамному брусу вышки или мачты, отдельному фундаменту или специальному приспособлению и имеет металлическое ограждение. Применение канатных петель для крепления оттяжных роликов не допускается.

822. При спуско-подъемных операциях на мостках устанавливают специальный лоток для предохранения резьбы от повреждения.

823. Перед спуско-подъемными операциями проверяется исправность и надежность действия тормозной системы.

824. Подъемный крюк имеет стопорный болт и исправный безопасный автоматический затвор, предотвращающий соскакивание штропов с крюка.

825. Спуск на мостки и подъем труб с мостков выполняется плавно и на скоростях, не превышающих допустимые. Рабочий, работающий на тормозе лебедки, стоит в стороне от линии движения тормозной рукоятки, чтобы не получить от нее удара.

826. При подтаскивании трубы с мостков к устью скважины, во избежание травмирования рук, направлять и удерживать руками ее нижний конец.

827. Не допускается находиться на пути или вблизи подтаскиваемой трубы.

828. Шпильки в проушины элеватора закладываются очень тщательно.

829. Чтобы в процессе спуско-подъемной операции штропы не выскочили из проушин, они привязываются к штропам петлей, а шпильки, спайдер, гидравлический ключ имеют фиксацию их положения.

830. В соответствии с техническими требованиями и утвержденным технологическим регламентом штропы, крюк, элеваторы, шкивы блоков и другие исследуют ультразвуковым дефектоскопом для выявления возникших скрытых раковин, трещин и других дефектов.

831. Вспомогательное оборудование – спайдер, гидравлический ключ и другие фиксируются от произвольного включения во время работ.

Глава 41. Основные требования безопасности при ремонте скважин

832. Производственные операции по ремонту скважины выполняются при условии соблюдения Требований промышленной безопасности при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 25 июля 2008 года № 132. При выдаче задания производится инструктаж персонала с регистрацией в журнале.

При опасности загазованности воздуха рабочей зоны работы по ремонту скважины выполняются по наряду-допуску.

833. Перед началом ремонта, согласно плана организации работ производится остановка скважины в соответствии с технологическим регламентом для исключения опасности ГНВП и ОФ.

Для скважин с наличием в пластовом флюиде сероводорода применяется промывочная жидкость, обработанная ингибитором и нейтрализатором сероводорода.

После остановки и задавки скважина выдерживается 8-24 часа, в зависимости от глубины и характеристики пласта для проверки поступления флюида из продуктивного пласта и признаков ГНВП.

834. Перед разборкой устьевой арматуры давление в трубном и затрубном пространствах снижается до атмосферного и контролируется отсутствие поступления пластового флюида в скважину. Продолжительность определяется временем обнаружения признаков ГНВП при проведении производственных операций и указывается в плане организации работ.

835. При проведении ремонта в скважинах с возможным ГНВП устье оборудуется противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с оформлением соответствующей документации.

836. Условия безопасной эксплуатации установки, выполнения работ и спуско-подъемных операций регламентируются в соответствии с документацией изготовителя, Требованиями промышленной безопасности.

837. Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек в ночное время, при ветре со скоростью более 8 м/с, при грозе, сильном снегопаде, гололедице, ливне, тумане с видимостью менее 100 м не допускаются.

838. При перерывах в работе, независимо от продолжительности, устье скважины герметизируется.

839. При обнаружении признаков ГНВП устье скважины и трубы герметизируют, персонал выполняет действия в соответствии с ПЛА, по указанию руководителя работ.

840. Перед ремонтом скважины, оборудованной электронасосом, отключается электроснабжение с установкой предупреждающих знаков безопасности.

Укладка кабеля на барабан, установленного в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины производится механизированным способом. Кабель укладываются на барабан без перепуска.

Барабан с кабелем погружного электронасоса находится в зоне видимости с рабочей площадки. Не допускается нахождение работников между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса.

841. Применение канатной техники проводится при обеспечении Требований промышленной безопасности:

установка лебедки, подъемника на безопасном расстоянии при наличии страховочных устройств и блокировок;

проверка клапана-отсекателя и периодичность выполняются в соответствии с планом, технологическим регламентом, документацией изготовителя и технологическим регламентом с учетом ПЛА и регистрацией в журнале;

периодичность проверки лубрикаторов и противовыбросового оборудования устанавливается графиком, включая испытания на герметичность и дефектоскопию в соответствии с руководством по эксплуатации;

после извлечения ингибиторного, газлифтного, циркуляционного клапанов в посадочное место устанавливают съемные пробки. Проведение работ без установки пробок не допускается.

842. При ремонте скважин с использованием вышки машинные ключи подвешиваются на тросе через ролики, исключающие соприкосновение с талевой системой.

Промывочный шланг подвешивается на тросе, через ролик, прикрепленный к вышке.

843. На насосе промывочного агрегата устанавливается манометр и предохранительное устройство с отводом в емкость, закрепленное контргайками.

844. При промывке песчаных пробок в скважинах, в колонне труб устанавливается обратный клапан или шаровой кран и применяется промывочная жидкость с плотностью, исключающей опасность ГНВП.

Читайте также:  Право взыскания задолженности за капитальный ремонт

При промывке и обработке скважин токсичными и агрессивными жидкостями работы проводятся по дополнительному плану организации работ, с применением соответствующих СИЗ, СИЗ ОД, СКЗ.

Применение желонки для ликвидации песчаных пробок в скважинах с возможными ГНВП или наличием сероводорода не допускается.

845. Ремонтные работы на кустовой площадке проводятся в соответствии с технологическим регламентом, после выполнения мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию скважин.

846. Одновременное проведение работ на нескольких скважинах и порядок взаимодействия исполнителей регламентируется положением, утвержденным техническим руководителем организации.

Для проведения работ по ремонту, освоению и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте назначается руководитель, обеспечивающий координацию действий и производственный контроль.

Руководители работ немедленно оповещаются при возникновении опасной ситуации, признаков ГНВП, отклонения от технологического регламента.

Работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения опасной ситуации.

При ремонте механизированных скважин в кусте, рядом расположенная скважина останавливается согласно плана организации работ и указаниям руководителя объекта.

При ремонте или освоении скважин применяются экранирующие устройства, обеспечивающие защиту устьевого оборудования от механического повреждения с указанием в плане организации работ.

Конструкция защитного экранирующего устройства или ограждения исключает образование непроветриваемых зон и обеспечивает безопасный доступ для управления арматурой скважины.

При передаче газлифтной скважины в ремонт дополнительно составляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций скважин куста с указанием размеров и порядком отключения газонагнетательных скважин.

Отключение газопроводов и демонтаж газовой обвязки передаваемой в ремонт газлифтной скважины производит служба эксплуатации.

Перед монтажом и демонтажом оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину и находящиеся в опасной зоне прекращается. Избыточное давление газа в газопроводах и обвязке снижается до атмосферного. После окончания монтажа и демонтажа подъемной установки скважины пускают в работу.

847. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну скважины очищают от отложений солей, смол, асфальтенов, парафина, продуктов коррозии и шаблонируют шаблоном с диаметром, соответствующим техническим требованиям.

848. В случае необходимости замеряют глубину искусственного забоя (отбивают искусственный забой), очищают искусственный забой.

849. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах с возможными газо-нефте-водопроявлениями не допускается.

850. В случае необходимости эксплуатационную колонну опрессовывают жидкостью глушения скважины давлением, равным давлению опрессовки при окончании бурения.

851. Спускают в скважину подземное оборудование (воронку на конце НКТ, газлифтные клапаны, муфты, глубинные насосы и тому подобные). Глубину спуска подземного оборудования замеряют, результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

852. Устанавливают технологические параметры работы скважины, указанные в ПОР на ПРС.

853. Замеряют дебит скважины, обводненность добываемой нефти, давление и температуру на устье. Результаты замеров указывают в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

854. При проведении ремонтно-изоляционных работ не допускается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока и в интервале проницаемых непродуктивных пластов).

855. На период перфорации вокруг устья скважины устанавливается и обозначается опасная зона радиусом не менее 10 м.

856. Освоение скважин после завершения ремонтных работ производится в соответствии с планом организации работ.

При освоении и ремонте скважин выполняются мероприятия по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины.

Глава 42. Заключительные работы при ремонте скважин

857. После получения результатов замера параметров работы скважины, соответствующих плановым, утилизируют остатки технологической жидкости, вывозят технически неисправные НКТ, штанги, оборудование с устья скважины на ремонтные базы.

858. Установленное на скважине ремонтное оборудование демонтируют, снимают (трубопроводы глушения, емкости, мостки, стеллажи, рабочую площадку, подъемный агрегат и так далее) и перемещают на очередную скважину для проведения ПРС или на ремонтную базу для проведения профилактического ремонта.

859. Территорию у скважины очищают от возможных ремонтных отходов, планируют и выравнивают площадку.

860. Наземное оборудование на устье скважины очищают, окрашивают в соответствии с дизайном, применяемым на нефтегазопромысле.

861. Все выполненные заключительные работы перечисляют в акте на передачу скважины из ПРС в эксплуатацию.

Глава 43. Особенности подземного ремонта скважин

при кустовом расположении скважин

862. Подземный ремонт скважины, расположенный в кусте, проводят в соответствии с требованиями:

при ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседние скважины останавливаются и при необходимости глушатся.

ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины допускается при условии осуществления мероприятий, предусмотренных ПОР.

863. Допускается проведение ПРС с одновременным бурением другой скважины на кусте, одновременная работа двух бригад ПРС. Производитель работ оповещает всех участников работ на кусте о возникновении на скважине аварийной ситуации (признаки газо-нефте-водопроявлений, отклонение от технологического регламента и тому подобные). При этом работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения аварийной ситуации.

864. Организация разрабатывает ПОР по одновременному ведению работ на кусте. ПОР утверждается техническим руководителем организации.

865. При ПРС на газлифтных кустах перед расстановкой ремонтного оборудования нагнетание газа в скважину, ожидающую ремонт, в соседние скважины слева и справа от скважины, ожидающей ремонт, прекращают на период ремонта.

Читайте также:  Капитальный ремонт системы отопления допуск сро

866. Не допускается установка ремонтного оборудования и спецтехники на действующих шлейфах, газопроводах.

Глава 44. Реконструкция скважин

867. Техническое и безопасное состояние бездействующих скважин с целью восстановления и реконструкции устанавливается нефтегазодобывающей организацией с привлечением представителей АСС, научно-исследовательских и проектных организаций.

868. Основанием для принятия решения о реконструкции скважины являются результаты предварительного исследования технического состояния, оценки надежности и безопасности используемой части ствола в процессе реконструкции и последующей эксплуатации, протокол комиссии.

869. Расконсервация, ремонтно-восстановительные работы и бурение новых стволов в аварийных, законсервированных и ликвидированных скважинах производится в соответствии с планом организации работ и проектной документацией, технологическим регламентом.

870. Выбор и монтаж буровой установки, комплектации техническими средствами, противовыбросовым оборудованием, оснащенность КИПиА устанавливаются применительно к видам планируемых ремонтно-восстановительных работ и операций с учетом обеспечения безопасности в процессе работ.

После завершения монтажа ввод установки в эксплуатацию производится комиссией.

871. Перед началом работ по забуриванию нового ствола перетоки в затрубном пространстве и межколонное давление, выявленные при исследовании скважины, ликвидируются.

872. Для зарезки нового ствола в обсадной колонне устанавливается цементный мост с отклонителем. Наличие и прочность моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента, не превышающей предельно допустимую нагрузку на цементный камень. Цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным противовыбросовым оборудованием на максимальное давление при возникновении и ликвидации ГНВП, в соответствии с технологическим регламентом.

873. Бурение новых стволов производится при осуществлении постоянного контроля в соответствии с планом организации работ, проектом, технологическим регламентом.

874. Пространственное положение нового ствола исключает возможность отрицательного воздействия на скважины месторождения (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные в зоне проектной траектории профиля скважины.

Глава 45. Консервация и ликвидация скважин

875. Работы по консервации и ликвидации скважин, опасных нефтегазопромысловых объектов производятся в соответствии с проектом.

876. Проектная документация по консервации и ликвидации разрабатывается по решению руководителя организации.

877. В проектах на строительство скважин, обустройство и разработку месторождений нефти, газа и газоконденсата указываются условия безопасной консервации и ликвидации опасных объектов.

878. При несоответствии безопасных условий консервации объекта принимаются дополнительные мероприятия безопасности.

879. Расконсервация опасного объекта производится по плану организации работ, акту проверки, после выполнения подготовительных работ при условии обеспечения безопасности работ с учетом ПЛА. На опасных объектах работы проводятся с участием аварийно-спасательной службы.

880. Объекты консервации и ликвидации защищаются от внешнего воздействия и опасности разрушения, находятся под охраной и наблюдением в соответствии с планом организации работ и технологическим регламентом.

881. При ликвидации скважин (с эксплуатационной колонной или без нее) продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей его мощности на 100 м выше кровли.

Если эксплуатационная колонна в ликвидируемую скважину не спущена, то в башмаке последней промежуточной колонны дополнительно устанавливается цементный мост высотой не менее 100 м.

882. При наличии стыковочных устройств в последней спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале стыковки секций устанавливается цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки.

883. Перед каждой установкой цементного моста скважину заполняют обработанным нейтрализатором буровым раствором плотностью, соответствующей плотности раствора при вскрытии сероводородсодержащего пласта.

884. Тампонажный материал, используемый для установки мостов, коррозионно-стойкий и соответствует техническому проекту на строительство скважины для цементирования обсадных колонн в интервалах пласта, содержащих сероводород.

885. Наличие и прочность цементных мостов проверяется спуском и разгрузкой бурильного инструмента. Величина нагрузки устанавливается исходя из допустимого удельного давления для применяемого цемента.

886. По окончании ликвидационных работ устье скважины оборудуется колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионно-стойком исполнении, отводами для контроля давления в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площадка размером 2×2 метра с ограждением. На ограждении устанавливается табличка, на которой обозначаются номер скважины, наименование месторождения, организация, пробурившая скважину, дата окончания бурения, надпись, предупреждающая о вероятности наличия сероводорода: «Опасно, сероводород!».

887. После проведения ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год проводится контроль давления в трубном и межколонном пространствах, контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода. Результаты замеров оформляются соответствующими актами.

888. При появлении давления на устье скважины проводятся дополнительные изоляционные работы по плану.

889. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой не менее 100 метров. Лифтовая колонна приподнимается над цементным местом не менее чем на 50 метров или извлекается из скважины.

После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины заполняются раствором, обработанным нейтрализатором.

890. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины снимаются, крайние фланцы задвижек оборудуются заглушками, манометры снимаются и патрубки герметизируются.

891. Устье законсервированной скважины ограждается в соответствии с настоящими Требованиями.

Источник