5.Для обслуживания ФА _____________ площадка, исключающая скольжение персонала.
(наличие – есть или нет)
6.Для сбора жидкого флюида и углеводородного сырья (нефть, конденсат) заказчик обеспечивает емкость объемом ________ м3.
Заключение: __________________________________________________________________
Подписи: Начальник УКПГ, промысла (ст.мастер)________________________________
Представитель геологической службы заказчика_________________________
Представитель геофизической организации (начальник промыслово-геофизической партії)________________________________________________
Примечание: Подписи скрепляются штампами буровой бригады и геофизической организации.
Приложение 12
ФОРМА ЖУРНАЛА КОНТРОЛЯ ВОЗДУХА НА СОДЕРЖАНИЕ СЕРОВОДОРОДА
Журнал контроля воздуха на содержание сероводорода
| №анализов | Дата и время отбора проб | Место отбора проб (№ скважины промысла) | Количество сероводорода, мг/м3 | Анализ проводил | Причина повышенной загазованности | Мероприятия по устранению причин повышенной загазованности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Приложение 13
КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
Аварии первой категории :
Открытые нефтяные и газовые фонтаны.
Грифонобразования, работы по ликвидации которых привели к аварийной остановке фонда скважин.
Разрушение элементов линейной части промысловых (межпромысловых) газосборных коллекторов, что привело к аварийной остановке действующего фонда скважин и полному прекращению подачи газа в магистральный газопровод (потребителям).
Разрушение коммуникаций или технологического оборудования УКПГ, ГС, ДКС, ПГРС, что привело к загазовыванию окружающей среды и аварийной остановке подачи газа в магистральные газопроводы (потребителям) и(или) аварийной остановке действующего фонда скважин.
Разрушение коммуникаций или технологического оборудования УКПН, ДНС, НС, ЦПС, резервуарных парков, что привело к утечкам и загоранию нефти и прекращению нефтедобычи и(или) отгрузки нефти потребителям.
Разрушение линейной части магистральных конденсатопроводов, что привело к остановке газодобычи на время ликвидации аварии.
Аварии второй категории:
Аварии при бурении или капитальном ремонте скважин, которые привели к ликвидации скважин.
Разрушение шлейфов газовых скважин, выкидных трубопроводов нефтяных фонтанных скважин, что привело к аварийной остановке работы скважин путем закрытия устьевой запорной арматуры.
Разрушение элементов линейной части промысловых (межпромысловых) газосборных коллекторов, что привело к аварийной остановке части действующего фонда скважин и(или) частичному прекращению подачи газа в магистральный газопровод.
Разрушение линейной части магистральных конденсатопроводов, что не привело к остановке газодобычи на время ликвидации аварии.
Приложение 14
ПЕРЕЧЕНЬ ТИПОВЫХ НАРУШЕНИЙ ТРЕБОВАНИЙ ПРОТИВОФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ, НЕСОВМЕСТИМЫХ С БЕЗОПАСНЫМ ВЫПОЛНЕНИЕМ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Углубление скважины после спуска обсадной колонны и оборудования устья без разрешения представителя специализированной аварийно-спасательной части.
Несоответствие фактической обвязки устья скважины утвержденной схеме, в том числе:
Установка превентеров с рабочим давлением ниже предусмотренного в проектной документации.
Фактическое количество превентеров меньше, чем в утвержденной схеме.
Отсутствие в превентерной компановке надпревентерной катушки.
Отсутствие разъемного сливного желоба.
Неисправность противовыбросового оборудования и обвязки устья скважины:
Негерметичность фланцевых соединений узлов противовыбросового оборудования.
Негерметичность сварных швов узлов противовыбросового оборудования и обвязки колонн.
Отсутствие шпилек у фланцевых соединений узлов противовыбросового оборудования.
Неисправность управления превентерами:
1.4.1. Отсутствие или неисправность дублирующего пульта управления превентерами.
1.4.2. Отсутствие или неисправность штурвалов ручного привода.
1.4.3. Негерметичность гидросистемы пультов управление превентером.
Установка пультов управления превентерами ближе 10 м от устья скважины.
Нарушение правил монтажа выкидных трубопроводов превентерной установки:
Длина выкидных трубопроводов менее 100 м для газовых скважин и менее 30 м для нефтяных.
Направление выкидных трубопроводов в сторону линий электропередачи, проезжих путей, речек, каналов, лесных массивов, жилых и производственных зданий, установок, имеющих открытый огонь или искры.
Повороты выкидных трубопроводов выполнены не на кованных уголках (литых тройниках с буферным устройством).
Диаметр выкидных трубопроводов до концевых задвижек не соответствует диаметру отводов крестовины превентерной установки.
Выкидные трубопроводы от отводов крестовины до концевых задвижек выполнены не на фланцевых или других соединениях, предусмотренных заводом-производителем.
Запорная арматура обвязки противовыбросового оборудования не соответствует технической характеристике превентерной установки.
Монтаж запорной арматуры выкидных трубопроводов в местах или положениях, усложняющих управление ими или их замену.
Стояки крепления выкидных трубопроводов не забетонированы или масса бетонных тумб не соответствует расчетной.
Отсутствие технической документации на противовыбросовое оборудование:
Технического паспорта.
Утвержденной схемы фактической обвязки устья скважины с размерами.
Паспортов и актов на опрессовку колонной головки, двухфланцевой катушки, выкидных трубопроводов, уголков или тройников, противовыбросовой (перфорационной) задвижки фонтанной арматуры.
Плашки превентеров не соответствуют диаметру примененных стальных бурильных труб.
Отсутствие плашек под обсадные трубы или от специального переводника при спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми продуктивными горизонтами.