Полное меню
Основные ссылки
На правах рекламы:
Вернуться в «Каталог СНиП»
ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ
ТИПОВЫЕ СХЕМЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ
ГОСТ 13862-90
(СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89)
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО УПРАВЛЕНИЮ
КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ И СТАНДАРТАМ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ
Типовые схемы, основные параметры и
технические требования к конструкции
Blow-out preventer equipment. Standard schemes, basic parameters and technical requirements for design
ГОСТ
13862-90
(СТ СЭВ 6149-87,
СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89,
СТ СЭВ 6916-89)
Срок действия 01.01.92
Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое противовыбросовое оборудование (далее — ОП), предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.
Стандарт определяет типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей и устанавливает взаимосвязь между ними.
Стандарт не распространяется на специальные виды ОП для скважин с избыточным давлением на устье, морских скважин с подводным расположением устья и т.п., а также на составные части, дополнительно включаемые в стволовую часть ОП (герметизаторы, разъемный желоб, надпревенторная катушка и др.).
Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1 .
1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
черт. 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом;
черт. 3 — 10 — с гидравлическим приводом.
В ОП для ремонта — привод механический или гидравлический, для бурения — гидравлический.
Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.
Применяемость схем — по приложению 2 .
1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 1 .
Рабочее давление Рр, МПа
Условный проход манифольда, мм
Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 — 10), МПа**
Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм
* Допускается в ОП для бурения уменьшение условного прохода линий, соединяемых с дросселями, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный проход боковых отводов устьевых крестовин должен быть не более условного прохода подсоединяемой линии манифольда.
** Допускается применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 10,5; 14; 21; 35 МПа.
1.3. Условное обозначение ОП — по приложению 3 .
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока
Примечание. Типовые схемы 1 — 10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4- манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропровода; 11 — обратный клапан
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 6 — задвижка с ручным управлением; 7 — гаситель потока; 8 — вспомогательный пульт; 9 — станция гидравлического управления ; 10 — обратный клапан
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем
1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ
2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.
2.2. Комплекс ОП должен состоять из:
превенторного блока ОП;
станции гидропривода ОП.
2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.
2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).
* Пункт является рекомендательным.
2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Рр, указанному в табл. 2 .
Пробное давление, МПа, при Рр
Источник
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин
1.1. Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.
1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
1.3. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
1.5. Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
1.7. При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.
1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.
Подготовительные работы к монтажу ПВО.
2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.
Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.
Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.
Схемы обвязки устья скважины
3.1.Схема обвязки устья скважин №1
Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие
— шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.
— закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.
— длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).
3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.
3.2. Схема обвязки устья скважины №2
Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).
3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.
3.3. Схема обвязки устья скважины №3
Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3
3.3.1. Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.
Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.
3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два
превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор — плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.
Монтаж ПВО.
4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.
4.3. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
4.4. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.
4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.
4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.
4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.
4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.
4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.
Эксплуатация
5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.
5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.
5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.
5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :
— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев
— дефектоскопия — один раз в год.
Запрещается:
Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.
Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.
Источник
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Перед первым запуском не реже одного раза в неделю, а при прохождении пластов с нефтегазоводопроявлениями — перед каждым спуском бурильных труб в скважину или подъемом инструмента из скважины, проверяют на функционирование плашечные и кольцевой превенторы.
Один раз в квартал производят проверку на герметичность плашечных превенторов.
Один раз в год после проверки на функционирование и герметичность плашечных превенторов:
· проверяют резьбу корпуса под винты, при необходимости калибруют метчиком;
· проверяют уплотнительные поверхности крышек, при необходимости зачищают неровности наждачной шкуркой;
· проверяют уплотнительные поверхности корпуса превентора, при необходимости зачитают наждачной шкуркой;
· осматривают штоки плашечного превентора в следующем порядке:
— выдвинув штоки, подают давление на закрытие;
— осматривают наружные диаметры штоков на наличие повреждений, при необходимости заменяют шток;
— осматривают Т-образный захват каждого штока. При наличии трещин на шейке между захватом и штоком последний заменяют;
· осматривают уплотнения крышек, не извлекая их из канавок, при наличии повреждений и вдавливаний наружной кромки уплотнений — последние заменяют:
· осматривают крепления крышек между собой:
· осматривают плашки превентора плашечного (без разборки, если уплотнительные элементы не требуют замены);
· проверяют посадочные поверхности корпусов плашек: при наличии износа, забоин, царапин, а также трещин в захватах корпусов плашек — заменяют;
· проверяют герметичность штоков превентора плашечного в следующем порядке:
— закрывают плашки под давление рабочей жидкости 10,5 МПа;
— подают промывочную жидкость (допускается применять воду) под давлением 35МПа в полость превентора;
— подают рабочую жидкость на открытие плашек под давлением 15МПа, выдерживают 3 мин. При этом необходимо:
— не превышать указанное давление, при большем давлении возможно открытие плашек;
— сбросить давление в полости открытия;
— сбросить давление в превенторе;
Осмотреть корпуса плашек на наличие трещин. особенно в захвате. Осмотреть штоки на отсутствие трещин. деформации пяты и шейки между пятой и штоком:
— измеряют высоту и ширину плашечного паза;
— осматривают проходное отверстие в корпусе превентора, при необходимости зачищают и измеряют.
— Один раз в год проводят следующие мероприятия для кольцевого превентора:
— снимают крышку с корпуса, тщательно очищают внутреннюю поверхность, полностью удаляют грязь и следы коррозии;
— производят осмотр внутренней поверхности для выявления глубоких вмятин и царапин, в случае необходимости зачитают;
— производят осмотр места установки уплотнителя для выявления царапин и изъянов;
— производят визуальный осмотр проходного отверстия для выявления чрезмерного износа. Допускается истирание внутренней поверхности не более 3 мм;
— смазывают поверхность под уплотнители;
— производят осмотр уплотнителя для выявления чрезмерного износа внутренней поверхности в верхней части, случайных трещин в нижней части и других отклонений от нормы. В случае необходимости заменяют уплотнитель;
— проводят контрольную проверку;
— собирают превентор, не устанавливая уплотнитель;
— производят испытание гидравлическим давлением;
— три раза закрывают и открывают систему управления превентора кольцевого для удаления из нее воздуха;
— подают закрывающее гидравлическое давление 12.5 МПа;
— закрывают клапан в закрывающей линии и прослеживают показания манометра. Если давление не снижается, то уплотнительные манжеты работают нормально. Если давление снижается, то манжеты необходимо заменить;
— подают гидравлическое давление на открытие 12,5 МПа;
— закрываю: клапан в открывающей линии и в течение 3 мин. следят за показаниями манометра. Если давление не снижается, необходимо выявить, где происходит утечка кольца, и замерить манжеты:
— снимают крышку и устанавливают уплотнитель;
— собирают превентор для проверки испытания давлением в стволе эксплуатационной скважины;
— затягивают крепления крышки моментом затяжки 8 кПа с помощью гаечного ключа;
— производят испытание рабочим давлением, проверяют утечки и правильность сборки.
Не реже одного раза в три месяца проверить масло системы управления на наличие в нем продуктов износа, промывочной жидкости и других механических примесей, которые приводят к повышенному износу механизмов системы управления и уменьшению их долговечности. Содержание примесей в масле допускается не более 0.05% по весу. При загрязнении системы управления стравить масло из пневмогидроаккумуляторов в бак и слить его. Промыть бак топливом. Заправить систему рабочей жидкостью в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя и прокачать все агрегаты три-четыре раза, после чего рабочую жидкость заменить. При замене масла в системе управлении про-
верить работу звонка, следить за чистотой установленного в баке датчика реле уровня масла.
В установленные сроки необходимо проверить давление азота в пневмогидроаккумуляторе для чего:
— выключают электродвигатель насоса выключателем;
— открывают вентиль и сбрасывают давление в системе до нудя;
— закрывают вентиль, включают насос и закачивают масло в систему управления;
— следят за стрелкой манометра.
При повышении давления в системе до величины давления газа в ПГА стрелка будет перемешаться быстро, а при достижении в системе давления, равного давлению газа, стрелка манометра резко замедлит свое движение. В момент начала замедления движения — стрелка манометра будет указывать давление газа в ПГА.
Давление азота в ПГА должно 6ыть 7.8. 8.0 МПа, при необходимости произвести до заправку или стравливание.
В процессе эксплуатации не допускается течи превенторов, узлов манифольда и наружных трубопроводов системы управлении.
Не реже одного раза в два года производят полную замену резиновых уплотнителей манифольда и системы управления.
Один раз в три года производят полную разборку плашечных и кольцевою превенторов, производят очистку всех деталей, осматривают все внутренние рабочие поверхности корпусов, крышек и поршней, а также места под уплотнения (колец, манжет)для выявлений вмятин, царапин, при необходимости зачищают наждачной бумагой. Производят полную замену резиновых уплотнений, осмотр всех резьбовых поверхностей и крепежа, при
необходимости — заменяют. После сборки производят опрессовку превенторов.
Техническое обслуживание плашек:
— выводят плашки из корпуса превентора плашечного и снимают плашки, после чего:
— очищают и осматривают плашки и заменяют, если это необходимо, уплотнения, вышедшие из строя.
— очищают и осматривают полости плашек и торцевые поверхности крышек и корпуса превентора плашечного, при необходимости зачищают заусенцы и царапины;
— осматривают уплотнение, если необходимо заменяют;
— очищают и осматривают резьбу винтов и отверстия под них в корпусе.
— наносят смазку УСсА ГОСТ 3333-80 на участки резьбы и заплечики винтов;
— смазывают плашки, полость корпуса, торцевые поверхности крышек смазкой ЦИАТИМ-201 ГОСТ 6267-74 тонким слоем;
— устанавливают плашки на шток;
— наносят тонкий слой смазки ЦИАТИМ-201 на скалки 35 и 19;
Раз в неделю проверяют затяжку фланцевых соединений оборудования противовыбросового. При проверке технического состояния пневмогидроаккумуляторов ответственному, но надзору необходимо производить внутренний и наружный осмотры пневмогидроаккумулятора не реже одного раза в два года, инспектору Госгортехнадзора — не реже одного раза в четыре года. Производя гидравлическое испытание пневмогидроаккумулятора пробным давлением в присутствии инспектора Госгортехнадзора — не реже одного раза в восемь лет. Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием пневмогидроаккумулятора пробным давлением стравливают азот через вентиль кислородного баллона, сняв заглушку. Демонтируют пневмогидроаккумулятор с рамы основного пульта, очищают пневмогидроаккумулятор. Лакокрасочное покрытие должно быть частично пли полностью удалено, если имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла под ним. Снимают колпак и вентиль кислородного баллона или крышку, откручивают гайки со шпилек и заполняют верхнюю полость пневмогидроаккумулятора маслом гидравлическим. Устанавливают крышку гайки на место. Вместо вентиля кислородного баллона устанавливают заглушку.
Для гидравлического испытания применяют масло гидравлическое с температурой не ниже 5 0 С и не выше 40 0 С. Воздух из пневмогидроаккумулятора удаляют полностью.
Повышают давление в пневмогидроаккумуляторе со скоростью не более 0.5 МПа в минуту до 18.2 + 0.5 МПа. подавая масло гидравлическое через угольник, выдерживают в течение 10 мин., снижают давление до 14 МПа и производят визуальный контроль наружной поверхности разъемных и сварных соединений. Давление снижают со скоростью не более 0,5 МПа в минуту,
Не допускается обстукивание пневмогидроаккумулятора во время испытаний. Давление при испытании контролируют двумя манометрами одного тина, предела измерения, одинаковых классов точности (не менее 2,5) и иены делений. Пневмогидроаккумулятор считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:
1) течи, трещин, следов потения в сварных соединениях и на основном металле;
2) течи в разъемных соединениях;
3) видимых остаточных деформаций. Сбрасывают гидравлическое давление и удаляют масло гидравлическое из верхней полости пневмогидроаккумулятора.
Устанавливают вентиль кислородного баллона и колпак.
Запускают пневмогидроаккумулятор в работу.
При проведении гидравлических испытаний необходимо соблюдать правила техники безопасности.
Производят проверку манометра с его клеймением не реже одного раза в 12 месяцев. Не реже одною раза в шесть месяцев производят его проверку контрольным манометром с записью результатов и журнал контрольных проверок. Производят проверку предохранительных гидроклапанов но реже одного раза в шесть месяцев. Внеочередное освидетельствование пневмогидроаккумулятора производят в следующих случаях;
а) если сосуд не эксплуатировался более двенадцати месяцев;
б) если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пли км элементов, работающих под давлением;
в) перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;
г) после отработки расчетного срока службы сосуда;
д) после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование;
е) по требованию Госгортехнадзора России или ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда.
Источник
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23 апреля 2007 г. N 279 г. Москва «Об утверждении Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин»
Зарегистрирован в Минюсте РФ 1 июня 2007 г.
Регистрационный N 9582
В целях совершенствования надзорной деятельности, повышения уровня экологической и технологической безопасности при эксплуатации объектов организаций, осуществляющих добычу нефти, геологоразведку, добычу и хранение газа и газового конденсата приказываю:
1. Утвердить прилагаемые Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин (РД-13-07-2007).
2. Направить настоящий приказ на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.
Руководитель К. Пуликовский
Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин
РД-13-07-2007
I. Общие положения
1. Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин (далее — Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401, Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением промышленной безопасности на опасном производственном объекте, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 N 263, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56 (зарегистрированы в Министерстве юстиции Российской Федерации 20.06.2003 N 4812).
2. Методические указания определяют порядок проведения обследования организаций, независимо от их организационно-правовых форм, форм собственности, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин*.
3. Методические указания обязательны для государственных инспекторов, осуществляющих надзор за текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, а также могут быть использованы работниками служб производственного контроля, специалистами служб надзора предприятий, подконтрольных органам Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (далее — Служба).
4. Целью обследования является проверка соблюдения в организации требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности**, постановлений, приказов и распоряжений Службы и ее органов, мероприятий по предупреждению аварий и несчастных случаев, разработанных на основании анализа состояния промышленной безопасности и выявленных нарушений Правил при проведении работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин.
5. По требованию государственного инспектора Службы и ее территориальных органов операции по проверке оборудования, инструмента и приборов безопасности при обследовании должны выполняться обслуживающим персоналом.
6. Необходимые для проведения обследований контрольно-измерительные приборы, инструменты и другие технические средства, а также спецодежда должны быть предоставлены государственному инспектору Службы администрацией организации.
7. Обследование организаций, осуществляющих текущий, капитальный ремонт и реконструкцию скважин, должно проводиться в соответствии с месячным планом работы государственного инспектора.
8. Обследование должно проводиться в присутствии представителя администрации организации, работника службы производственного контроля.
II. Основные требования по проведению обследований
9. Обследование организаций, осуществляющих производственную деятельность в области текущего, капитального ремонта и реконструкции скважин, должно осуществляться в определенном порядке и последовательности.
10. При обследовании проверяются:
выполнение требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
организация и эффективность осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах;
наличие и выполнение требований и условий по обеспечению безопасности работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения, а также технических условий на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения;
организация обучения, аттестации, проведения периодической проверки знаний работников и порядок его допуска к работе;
организация проверки знания требований правил, норм и инструкций по безопасности у руководителей и специалистов;
наличие и содержание требуемой Правилами технической документации;
своевременность (не реже одного раза в 6 месяцев) и качество обследований бригад, проводимых администрацией организации;
соответствие технического состояния и уровня обслуживания оборудования, инструмента и специальных приспособлений, применяемых при ремонте и реконструкции скважин, требованиям Правил;
выполнение мероприятий по обеспечению безопасного производства работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин, разработанных по материалам расследований аварий и несчастных случаев;
выполнение касающихся деятельности организации требований нормативных правовых актов и иных документов, утвержденных постановлениями и приказами Службы, а также предписаний, выданных ее полномочными представителями.
11. По вопросам организации и эффективности осуществления производственного контроля проверяются:
наличие разработанного, утвержденного руководителем организации и согласованного с территориальным органом Службы положения по осуществлению производственного контроля на опасных производственных объектах;
наличие лиц, ответственных за организацию и осуществление производственного контроля;
наличие планов работы по осуществлению производственного контроля и их выполнение;
наличие планов мероприятий по локализации аварий, инцидентов и несчастных случаев при производстве работ по ремонту и реконструкции скважин;
наличие графика проведения комплексных и целевых проверок состояния промышленной безопасности в бригадах текущего и капитального ремонта скважин и его выполнение;
проведение анализа причин возникновения аварий и инцидентов на ремонтируемых (реконструируемых) скважинах и осуществление хранения документации по их учету;
соответствие квалификации лиц, назначенных ответственными за осуществление производственного контроля, и качество выполнения ими своих должностных обязанностей;
выполнение установленных графиком технических обслуживаний и ремонтов бригадного оборудования, инструмента и специальных приспособлений, периодических испытаний ответственных элементов их конструкций, проверок систем взрывозащиты бригадного электрооборудования, соблюдение требований правил при проведении указанных работ, правильность оформления ремонтной документации, полнота выполнения запланированных ремонтных работ;
своевременное проведение экспертиз промышленной безопасности технических устройств, применяемых при ремонте и реконструкции скважин, с истекшим нормативным сроком эксплуатации с целью своевременного его продления или вывода технических устройств из эксплуатации, качество и правильность оформления результатов экспертиз промышленной безопасности данных устройств.
12. По вопросам организации аттестации, периодической проверки знаний работников, связанных с текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, и допуска их к работе проверяются:
порядок допуска к ведению работ работников, закончивших обучение и сдавших экзамены;
проведение медицинского освидетельствования рабочих, занятых ремонтом и реконструкцией скважин;
проведение периодической проверки знаний работников (по протоколам квалификационных комиссий);
соблюдение сроков проведения и тематики противоаварийных тренировок, предусмотренных графиком.
Выборочно, непосредственно на рабочем месте, проверяются знания и практические навыки работников по действиям в условиях возникновения аварийных ситуаций на скважине. При этом проверяется наличие у работников удостоверений на право ведения работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин, а также проведение работы по повышению квалификации работников.
При выявлении неаттестованных работников, а также работников, не имеющих необходимых знаний или практических навыков, инспектор должен потребовать от администрации организации отстранения их от производства работ на скважине.
13. Проверка знаний норм и правил безопасности у руководящих работников и специалистов организации, связанных с текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, должна проводиться в соответствии с порядком, установленным соответствующим нормативным документом Службы.
организацию повышения квалификации руководящих работников и специалистов (краткосрочные курсы, семинары, консультации и др.);
наличие утвержденного перечня правил, норм и инструкций, проверку знаний которых осуществляет экзаменационная комиссия;
наличие экзаменационных билетов, согласованных с территориальным органом Службы;
правильность оформления удостоверений и протоколов по результатам экзаменов.
III. Проведение обследований
При текущем и капитальном ремонте скважин
14. Текущий ремонт скважин — комплекс работ по восстановлению работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.
К текущему ремонту относятся такие виды работ, как:
оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию;
перевод скважин на другой способ эксплуатации;
оптимизация режима эксплуатации скважин;
ремонт скважин, оборудованных погружными насосами;
ремонт фонтанных скважин (ревизия, смена НКТ, устьевого оборудования);
ремонт газлифтных скважин;
ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих и стендовых скважин;
очистка, промывка забоя и ствола скважины;
опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования;
15. Капитальный ремонт скважин — комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе:
восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;
восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента;
спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;
воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, солянокислотная обработка пласта и др.);
зарезка боковых стволов и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте (без полной замены обсадной колонны);
изоляция одних и приобщение других горизонтов;
перевод скважин по другому назначению;
16. При обследовании в части, касающейся текущего и капитального ремонта скважин, проверяется:
а) полнота и качество выполнения мероприятий по подготовке к безопасному производству работ, в том числе:
— наличие двусторонней радио-телефонной связи с базами ремонтных цехов;
— наличие утвержденного в установленном порядке плана работ (плана-заказа);
— наличие первичных средств тушения пожара;
— состояние подъездных путей к устью скважины;
— состояние соседних скважин;
— расстановка бригадного оборудования в соответствии с утвержденными схемами;
— наличие и исправность противовыбросового оборудования, определенного планом работ;
— наличие и состояние искрогасителей на двигателях внутреннего сгорания;
— состояние освещенности рабочей зоны;
— укомплектованность бригад оборудованием, инструментом, контрольно-измерительными приборами и средствами защиты согласно табелю технического оснащения бригад текущего и капитального ремонта скважин;
— техническое состояние подъемной установки (испытание предохранительных устройств), другого оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов и средств защиты;
— наличие паспортов, актов испытания и поверки (при необходимости) на оборудование, инструмент, контрольно-измерительные приборы и средства защиты;
— наличие и качество ведения вахтового (сменного) журнала;
— наличие и качество ведения журнала ежесменного осмотра оборудования;
— наличие и качество оформления документа о готовности организации к работам по текущему или капитальному ремонту скважины;
— наличие актов (протоколов) о приеме скважины в ремонт, на скрытые работы и испытание якорей, на глушение скважины (при отсутствии клапана-отсекателя), на опрессовку противовыбросового оборудования, измерения сопротивления заземляющего устройства;
— наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе бригад по ремонту и бурению скважин на одной кустовой площадке;
— наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе нескольких бригад по ремонту скважин на одной кустовой площадке;
б) выполнение требований норм и правил безопасности при производстве работ по ремонту скважин, в том числе:
— выполнение плана и соблюдение технологии проведения текущего и капитального ремонта скважины;
— соблюдение требований инструктивных документов по передовым и безопасным приемам труда при текущем ремонте скважин, инструктивных документов передовых и безопасных приемов труда при капитальном ремонте скважин, согласованных с территориальным органом Службы;
— соблюдение требований инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования;
— выполнение графика планово-предупредительных ремонтов бригадного оборудования;
— соблюдение графика рабочего времени;
в) прохождение работниками специализированных бригад по капитальному ремонту скважин, связанных с забуриванием и проводкой боковых ответвлений, в том числе с горизонтальным проложением, дополнительного обучения, проверки знаний и получению допуска для ведения таких работ;
г) соблюдение утвержденных схем расстановки дополнительного оборудования и специальной техники, задействованной при производстве технологических операций на ремонтируемой скважине.
Примечание. В вахтовом журнале проверяются правильность оформления приема и сдачи смены, записи о состоянии оборудования, соблюдение режима долива скважины.
17. При необходимости проведения на скважине работ, не предусмотренных планом на текущий, капитальный ремонт, бригаде должен выдаваться дополнительный план работ, который утверждается в установленном порядке.
При реконструкции скважин
18. Реконструкция скважин — комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств).
19. При обследовании бригад, производящих реконструкцию скважин, проверяются вопросы, указанные в пп. 15, 16 и 17 настоящих Методических указаний, при этом дополнительно проверяется:
наличие разработанной и прошедшей экспертизу промышленной безопасности в установленном порядке проектной документации на проведение реконструкции скважин;
наличие отклонений от проектной документации в процессе производства работ;
обученность и прохождение проверки знаний работников, осуществляющих работы по реконструкции скважин в порядке, установленном для подготовки и аттестации персонала буровых бригад.
20. Приемка в эксплуатацию реконструированной скважины должна производиться в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин.
IV. Оформление результатов обследования
21. О результатах обследования должен быть составлен акт.
Кроме того, при выявлении в процессе обследования нарушений требований промышленной безопасности правомочные должностные лица Службы обязаны составить и вручить руководителю обследованной организации предписание об устранении этих нарушений. В предписании, помимо выявленных нарушений, должны быть указаны требования инспектора и срок выполнения предписания.
Акт о результатах обследования и предписание составляются по установленной Службой форме.
22. В журнале состояния условий труда каждой обследованной бригады текущего и капитального ремонта скважин должна быть сделана запись: «Проведена проверка государственным инспектором, см. акт (предписание) от «__», поставлены подпись и дата.
23. При выявлении нарушений, не требующих немедленной остановки объекта, указывается срок их устранения. Если имеется возможность, то нарушения должны быть ликвидированы в период обследования.
24. В зависимости от результатов обследования государственному инспектору (руководителю группы) рекомендуется:
обсудить на совещании руководящих работников и специалистов предприятия результаты обследования;
провести с персоналом бригад текущего и капитального ремонта (ТКРС) предприятия инструктивную беседу о предупреждении аварий и несчастных случаев;
предложить администрации предприятия провести внеочередную проверку знаний персонала бригад ТКРС;
предложить руководителю предприятия издать приказ по результатам обследования с конкретными мероприятиями по повышению уровня безопасности при производстве работ на скважинах, устранению причин, порождающих нарушения.
25. Территориальными органами Службы может быть проведена внеочередная проверка знаний Правил у руководящих работников и специалистов предприятия, а также привлечены к административной ответственности должностные лица, виновные в неоднократном нарушении правил, норм и инструкций по безопасному ведению работ.
26. При выявлении нарушений, угрожающих жизни людей или создающих непосредственную опасность аварии, необходимо руководствоваться ст. 3.12., ст. 9.1. и ст. 27.16. Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях от 30.12.2001 г. N 195-ФЗ.
Источник