НПАОП 11.1-1.20-03 Правила безпеки у нафтогазодобувній промисловості України

а) корпус электробура должен быть заземлен путем присоединения к контуру заземления, сопротивление которого не должно превышать 0,6 Ом. Заземление электробура выполняется с помощью специального заземляющего хомута, который накладывается на корпус электробура и обеспечивает плотное соединение (электрический контакт).

Если для снятия реактивного момента применяется устройство, которое накладывается на корпус электробура, то допускается использование для заземления электробура указанного устройства.

Хомут (или устройство для снятия реактивного момента) должен присоединяться к контуру заземления гибким медным проводом сечением не менее 35 мм2;

б) при бурении шурфа, а также в начале бурения скважины обязательно должен присутствовать электромонтер по наладке и испытанию электрооборудования на буровых.

6.5.51. Для испытания рабочим напряжением электробур должен быть поднят над ротором на высоту не менее 3 м.

Проверка работы электробура должна выполняться двумя лицами: бурильщиком и электромонтером.

6.5.52. При работе электробура дотрагиваться к буровому шлангу (например, отводить его) запрещается.

6.5.53. Эксплуатацию электрооборудования для бурения скважины электробуром (без права выполнения ремонтных работ) осуществляет специально подготовленный электротехнический персонал с группой электробезопасности в соответствии с ДНАОП 0.00-1.21-98.

 

6.6. Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин

 

6.6.1. Для предупреждения возможных газонефтеводопроявлений устанавливается и обвязывается с устьем скважины блок долива, который должен обеспечивать самодолив или принудительный долив при помощи насоса. Подъем труб проводится с доливом и поддержкой уровня на устье.

6.6.2. К выполнению работ на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и инженерно-технические работники, которые прошли подготовку и проверку знаний по практическим действиям при ликвидации проявлений.

6.6.3. За 50 м до вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов, а также до выхода из башмака промежуточной колонны, если она спущена в эти горизонты, на буровой (в бригаде КРС) необходимо :

6.6.3.1. Провести обследование буровой установки (установки КРС) и составить акт о готовности к вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов комиссией предприятия под руководством главного инженера.

6.6.3.2. Обеспечить буровую (установку КРС) нужным количеством раствора, утяжелителя и химреагентов.

6.6.3.3. Провести инструктаж буровой бригады по практическим действиям в соответствии с ПЛАС.

6.6.3.4. Ознакомить бригаду с условиями работы по вскрытию газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов и при дальнейших роботах в условиях раскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.

6.6.3.5. Провести учебные тревоги "Выброс" с каждой вахтой.

6.6.3.6. На буровой установить плакаты и предупредительные надписи : "Внимание! На глубине ...(указать глубину) вскрыт напорный пласт" , "До плашек верхнего превентера от стола ротора …(указать расстояние)".

6.6.3.7. Провести ее дефектоскопию и опрессовку бурильного инструмента.

6.6.3.8. Иметь на буровой три шаровых крана. Один из них установить на квадрате, второй - на аварийной трубе, третий - в резерве.

6.6.3.9. Получить разрешение специализированной аварийно-спасательной службы на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.

6.6.4. При бурении по газоносным и напорным нефтеводонасыщенных горизонтам следует обеспечить :

6.6.4.1. Контроль параметров раствора по плотности - через 10-15 минут; содержания газа, температуры – каждый час; СНС, водоотдачи – через 4 часа; уровня бурового раствора в приемных емкостях – постоянно. При отклонении параметров от установленной нормы замеры следует проводить чаще.

6.6.4.2. Контроль механической скорости бурения.

При увеличении механической скорости бурения вдвое на протяжении одного метра проходки следует:

- прекратить бурение, приподнять долото над забоем на длину квадрата, остановить циркуляцию и определиться с наличием или отсутствием вытекания раствора со скважины.

В случае отсутствия прямых признаков проявления восстановить циркуляцию при усиленном контроле за возможным возникновением прямых признаков проявления пласта.

6.6.5. Если содержание газа в растворе превышает фоновый больше, чем на 5%, дальнейшее углубление следует прекратить до полной ликвидации указанного излишка, определения с режимом дальнейшего углубления, не допуская при этом повышения содержания газа.

6.6.6. При возрастании объема раствора в приемной емкости больше, чем на 0,5 м3, следует поднять долото на длину квадрата, остановить циркуляцию и проследить на протяжении 10 минут за поведением скважины. При отсутствии перелива дальнейшее углубление можно восстановить лишь при условии отсутствия других прямых признаков проявления пласта.

6.6.7. После окончания долбления промыть скважину на протяжении одного цикла с замером параметров бурового раствора и, при необходимости, привести их в соответствие с ГТН.

6.6.8. В случае частичного или полного поглощения при вскрытии (или уже вскрытых) напорных горизонтов следует определиться с темпом поглощения при отсутствии циркуляции и лишь потом поднимать трубы в башмак или на определенную глубину.

6.6.9. При выявлении прямых признаков ГНВП вахта должна загерметизировать трубный и затрубный пространства и действовать в соответствии с требованиями Плана первоочередных действий вахты в условиях ГНВП.

После закрытия превентеров при ГНВП, необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважин.

6.6.10. Запрещается проводить закрытие плашечного превентера на разгруженных в роторе (на элеваторе или на клиньях) трубах, при закрытых задвижках на крестовине ОП или закрытых задвижках выкидных линий.

6.6.11. Запрещается допускать повышение давления под плашками превентера выше установленного регламентом на вскрытие газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов.

6.6.12. Подъем бурильного инструмента при вскрытых газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтах проводить с постоянным доливом скважины и контролем долитого раствора.

6.6.13. В случае внезапного уменьшения веса на крюке (обрыв, падение труб, падение давления на стояке), если скважиной вскрыты высоконапорные горизонты, дальнейшие работы по ликвидации аварии необходимо выполнять под руководством опытного инженерно-технического работника. При таких роботах следует выполнять первоочередные мероприятия по предупреждению НГВП: постоянный долив скважины, промывка скважины на наибольшей глубине с контролем и соблюдением параметров ГТН.

При наличии признаков НГВП буровая вахта должна действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий (ПЛАС).

6.6.14. Работы по ликвидации аварий в скважинах с раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом методом установки нефтяных (кислотных, водяных) ванн следует проводить по планам, согласованным со специализированной аварийно-спасательной службой.

6.6.15. При установке нефтяных (водных, кислотных) ванн с целью ликвидации прихватов или проведения работ по интенсификации притока флюида в скважину необходимо обеспечить:

а) возможность герметизации устья;

б) установку на бурильную колонну шарового крана;

в) обеспечение необходимой репрессии на газонефтенасыщенные пласты на все время установки и вымывания ванн как за счет гидростатического давления жидкостей, так и за счет создания дополнительного противодавления при герметизированном устье скважины;

г) обязательную опрессовку нагнетательной линии перед установкой ванны;

д) возможность быстрого долива раствора в затрубное пространство при возникновении разрыва нагнетательной линии.

6.6.16. При проведении аварийных работ перед соединением с оставленным в буровой скважине инструментом необходимо провести промывку скважины с приведением параметров бурового раствора по циклу к требованиям ГТН.

6.6.17. Запрещается оставлять скважину без присмотра за состоянием уровня на устье. При вынужденном простое скважины следует загерметизировать и установить контроль за изменением давлений под плашками.

6.6.18. Периодичность промывок скважин при вскрытом газоносном и напорном нефтеводонасыщенном горизонте не должна превышать 48 часов.

6.6.19. При вынужденных остановках работ в скважине со вскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом следует составить и согласовать со специализированной аварийно-спасательной службой мероприятия по обеспечению нормального состояния скважины, которые должны предусматривать:

а) герметизацию устья;

б) периодичность спуска труб для проведения шаблонирования ствола;

в) определение глубины и времени проведения промежуточных промывок с целью доведения параметров до соответствия ГТН при первом после простоя спуске труб в скважину;

г) установку цементного моста над раскрытым газоносным и напорным нефтеводонасыщенным горизонтом, если продолжительность простоя будет больше 30 календарных дней;

д) порядок испытания моста на герметичность;

е) порядок вскрытия газоносных и напорных нефтеводонасыщенных горизонтов после продолжительного простоя.

6.6.20. Подъем бурильной колонны при наличии эффекта сифона или поршневания – запрещается.

При невозможности устранения сифона (зашламованность турбобура, долота и др.) подъем труб следует проводить на скоростях, дающих возможность уравновешивать объемы выливающегося и доливающегося бурового раствора.

продолжение приложения 3

107

продолжение приложения 3

окончание приложения 3

+ расстояния не нормируются;

++ расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП “Генеральные планы промышленных предприятий”;

+++ расстояния принимаются в соответствии с главой VII ПУЭ “Правила устройства электроустановок”.

Примечания: 1. В графе 19 расстояния, указаны дробью: в числителе – до открытых ТП и РУ, в знаменателе – до закрытых ТП и РУ.

109

110

Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями, которые размещаются на территории предприятия по добыче

природного газа, м