3. Требования охраны труда во время работы.
3.1. Назначение, способы и приемы безопасной эксплуатации объектов добычи и подготовки нефти, газа и конденсата.
К объектам добычи и подготовки нефти, газа и конденсата относятся:
нефтяные и газовые скважины;
установки МС по подготовке газа и конденсата;
установки по подготовке нефти;
установки регенерации метанола;
технологические насосные;
склады метанола;
компрессорные установки сжатого воздуха;
вентиляционные системы;
факельное хозяйство;
канализационно-насосные станции (КНС);
пожарно-насосные установки;
станции катодной защиты;
газопроводы очищенного газа;
узлы редуцирования и замера очищенного газа;
водогрейные котельные установки.
Персонал, обслуживающий вышеперечисленные объекты, должен ясно представлять технологические особенности данного объекта и его значение для добычи, подготовки и транспорта газа, конденсата и нефти.
3.1.1. Нефтяные и газовые скважины.
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности, а также безопасным способам и приемам работы, предотвращению открытых фонтанов, защите среды обитания в процессе длительной разработки месторождений. Условиям надежности, долговечности и безопасной эксплуатации должны удовлетворять как конструкции оборудования устья скважин, так и подземное оборудование ствола скважин.
Различие оборудования устья и подземного оборудования стволов нефтяных и газовых скважин заключается в следующем: эксплуатация нефтяных скважин ОНГКМ осуществляется методом высоконапорного газлифта, в качестве рабочего агента которого используется сырой неочищенный газ подаваемый от газовых скважин÷доноров в затрубное пространство нефтяных скважин. За счет энергии донорского газа происходит подъем столба нефти на устье скважины и транспортировка его на УКПГ для подготовки к транспорту на газоперерабатывающий завод. Поэтому, на устье нефтяных скважин смонтированы трубопроводы донорского газа, которые подключены к фонтанной арматуре нефтяных скважин в местах подачи КИГиК. Также на нефтяных скважинах применяется технология механизированной добычи нефти с использованием УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) Кроме того, в оснащении подземным оборудованием ствола нефтяных скважин, отсутствует клапан-отсекатель.
Учитывая отсутствие других различий, рассмотрим назначение оборудования устья и подземного оборудования ствола газовых скважин. Следует отметить, что стволы как газовых, так и нефтяных скважин могут быть вертикальными и горизонтальными.
Оборудование устья скважины.
На рис. 3.1 и 3.2 представлены обвязки устья газовых и нефтяных скважин с фонтанной арматурой крестового типа, используемых на промысловых объектах ОНГКМ.
Оборудование устья газовой скважины (ОУС) предназначено для:
соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб (насосно-компрессорные трубы - НКТ);
герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования;
осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин.
Фонтанная арматура (ФА) ОУС состоит из трех основных частей:
колонной головки - служит для соединения верхних концов кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизации межтрубного пространства, а также служит опорой для трубной головки с фонтанной елкой, крепится на колонном фланце;
трубная головка - служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для подачи в затрубное пространство КИГиК или донорского газа (для нефтяных скважин). На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку;
фонтанная елка - предназначена для освоения скважины, закрытия скважины, контроля и регулирования технологического режима работы скважины. Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка может быть крестового или тройникового типов. На ОНГКМ наиболее распространены фонтанные елки крестового типа и оснащены:
адаптером (специальным переходным фланцем), служащим переходником от трубной головки скважины к запорной арматуре фонтанной елки;
фонтанной запорно-регулирующей арматурой. На скважинах расположенных в затопляемой (пойменной) зоне установлена приварная фонтанная арматура управляемая станцией управления для аварийного закрытия;
фонтанной крестовиной для монтажной схемы подключения фонтанной елки;
буферным патрубком с манометром, показывающим давление на головке скважины. Кроме того, при проведении спуско-подъемных операций на нефтяных скважинах на буферной задвижке монтируется лубрикатор, служащий для герметизации устья скважины;
штуцеры, термометры, установки для ввода КИГиК, иногда устьевой клапан-отсекатель, который предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) в аварийных ситуациях.
Подземное оборудование ствола скважин.
Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:
защиту скважины от открытого фонтанирования;
освоение, исследование и остановку скважины без задавливания ее жидкостью;
воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;
эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;
замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавливания скважины жидкостью;
Схема компоновок подземного оборудования газовых и нефтяных скважин с вертикальным и горизонтальным стволами представлена на рис. 3.3 ÷ 3.6.
На рис. 3.7а представлена компоновка подземным оборудованием скважины, восстановленной горизонтальным стволом из бывшей вертикальной (зарезка горизонтального ствола).
На рис. 3.7б представлена компоновка подземным оборудованием с УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) для применения технологии механизированной добычи нефти.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование:
пакер (разобщитель) - предназначен для герметичного разобщения эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой агрессивной среды;
колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) - предназначена для предохранения эксплуатационной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2 и т.д.), содержащихся в выносимом потоке газа, для контроля условий отбора газа на забое скважины, для создания необходимой скорости движения потока газа и создания условий выноса жидкости с забоя на поверхность, для проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину;
ниппель посадочный - предназначен для установки, фиксирования и герметизации в нем устьевого или забойного клапана-отсекателя и иного оборудования. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается как выше, так и ниже пакера;
циркуляционный клапан (ЦК) - предназначен для временного сообщения центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными реагентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней;
оправка ингибиторного клапана (ОИК)- предназначена для установки в ней ингибиторного клапана, газлифтного клапана (нефтяные скважины), глухой пробки.
ингибиторный клапан (ИК) - предназначен для сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче КИГиК в колонну. Клапан устанавливается в ОИК извлекается и устанавливается бригадами планового ремонта скважин (ПРС);
устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, переводник и замок - предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья скважины. Оно может устанавливаться в различных местах НКТ;
приставка “включено - выключено” (разъединитель колонны) - предназначена для герметичного и разъемного соединения лифтовой колонны с пакером, а также для установки в ее ниппельной части жестко соединенной с пакером клапана-отсекателя и глухой пробки. Применение приставки дает возможность подъема и спуска НКТ без предварительного подъема пакера, служит средством для выравнивания циркуляции среды, временно позволяет выполнять функции мостовой пробки во время ремонтных работ, служит в качестве отбойного переводника прихваченного инструмента;
хвостовик - предназначен для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной мощности пласта, установки дублера (глухой пробки) для опрессовки НКТ.
Безопасные способы и приемы эксплуатации скважин.
При эксплуатации скважин необходимо соблюдать следующие безопасные способы и приемы:
скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе средства защиты органов дыхания, переносные средства контроля воздуха и связи, согласно разработанным маршрутам и графикам объезда, утвержденным руководителем промыслового объекта. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале;
для объезда скважин разрешается использовать только высокопроходимый транспорт, оснащенный средствами газозащиты и радиофицированной связью;
при осмотре скважин необходимо проверять состояние фонтанной арматуры и обвязку устья скважины, а именно (с помощью переносных газоанализаторов на H2S типа ГХ-4, «АНКАТ») проверить все сальниковые уплотнения запорной арматуры, фитинги и фланцевые соединения, являющиеся наиболее вероятными местами утечек газа и нефти (далее руководствоваться п. 3.3.2. настоящей инструкции);
эксплуатация скважин при наличии межколонных перетоков (МКП) давления запрещается. При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации скважины;
оператору по добыче нефти и газа запрещается производить какие-либо самостоятельные ремонтные работы на оборудовании нефтяных и газовых скважин. Для выполнения ремонтных работ должна быть вызвана ремонтная бригада во главе с ответственным руководителем (мастером);
запрещается без необходимости пользоваться коренной задвижкой ФА;
все переключения запорной арматуры оператор должен выполнять только с ведома ответственного руководителя, за исключением аварийных ситуаций, когда оператор действует согласно плану ликвидации возможных аварий, соблюдая правила безопасности;
в случае обнаружения утечек газа или нефти необходимо:
подходить к скважине с наветренной стороны, используя средства защиты органов дыхания;
выяснить причину утечки нефти или газа, при возможности принять меры к ее устранению;
Запрещается ликвидировать утечки нефти или газа во фланцевых соединениях, сальниковых уплотнениях находящихся под давлением газа или нефти;
все фланцевые соединения должны быть равномерно закреплены на все крепежные шпильки;
оператор должен пользоваться исправным инструментом, при газоопасных работах - инструментом, не дающим искры: бронзовым, омедненным или стальным, смазанный солидолом;
для измерения буферного, затрубного давления ФА должна быть оснащена манометрами с установкой 3х ходовых кранов;
манометры, установленные на ФА, должны быть в исправном состоянии и опломбированы, иметь клеймо госповерителя;
переключение скважины на амбар и розжиг должны проводится обслуживающим персоналом в составе не менее 2х человек после предварительного получения разрешения из научно-исследовательской лаборатории охраны окружающей среды (НИЛ ООС), центра экологической и газовой безопасности ВЧ ООО «Газпром добыча Оренбург» на сжигание продукции скважины, под руководством ответственного исполнителя из числа инженерно-технических работников промыслового объекта;
розжиг факела в амбаре осуществлять с помощью ракетницы с соблюдением правил безопасности и пожарной безопасности. При потухании пламени необходимо закрыть скважину на амбар и только после этого произвести повторное зажигание факела;
запрещается подходить к продувочной линии и к амбару скважины при истечении струи газа, а также при внезапном прекращении ее;
для обслуживания ФА скважин должны сооружаться рабочие площадки с лестницей и перилами, при этом запрещается пользоваться площадками, если они неисправны;
рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, перила высотой 1.25м с продольными планками (прутьями), расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, отбортовкой с высотой борта не менее 15 см, образующий с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости;
для подъема на площадку лестницы должны быть шириной не менее 65 см. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступеньки должны иметь уклон внутрь 2÷50;
на рабочие площадки запрещается укладывать тяжелые детали и части скважинного оборудования, а также оставлять мелкие детали, посторонние предметы и инструмент. Ступеньки лестниц и рабочие площадки должны очищаться от снега льда и грязи.
Дополнительные требования безопасных приемов работ при проведении спуско-подъемных операций по очистке НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с помощью скребков (кроме работ, которые проводятся силами подрядных организаций и скважина сдается подрядчику на время работ по акту), при проведении тепловых обработок нефтяных скважин, а также ингибировании скважин следующие:
все указанные работы должны проводиться под непосредственным руководством ответственного исполнителя из числа инженерно-технических работников промыслового объекта;
перед установкой на нефтяную скважину лубрикатор должен быть подвержен гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверять на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины;
проволока, применяемая для спуска-подъема скребков, должна быть цельной, без скруток и выполнена из материала, стойкого к сероводородной коррозии;
перед спуском скребка вручную, необходимо проверить:
герметичность сальникового уплотнения на лубрикаторе;
положение вентиля (открыто-закрыто) на лубрикаторе и буферной задвижки на скважине;
исправность и целостность проволоки;
при спуске скребка оператор должен притормаживать барабан лебедки с помощью специального тормоза;
находясь на площадке у устья скважины, необходимо остерегаться петли, которая может образоваться при резкой остановке спускаемого скребка;
подъем скребка необходимо производить только при исправном экранированном устройстве с защелкой, предотвращающей обратный ход барабана;
перед осмотром или заменой скребка, необходимо закрыть буферную задвижку и через вентиль лубрикатора снизить давление в лубрикаторе до атмосферного;
нагнетательные трубопроводы заливочного агрегата КИГиК и теплогенерирующих установок должны быть:
оборудованы предохранительным и обратным клапанами, манометром;
опрессованы перед проведением работ на полуторократное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установки, агрегата;
заливочный агрегат, передвижные теплогенерирующие установки допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины и 10 метров от другого оборудования так, чтобы кабина была обращена на устье скважины;
при пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и устью скважины на расстояние менее 10 метров запрещается;
для подачи теплоносителя запрещается применять резиновые рукава;
на период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 метров, в которой необходимо:
избегать места открытого выделения газа и нефти;
не допускать открытого огня;
не располагаться на отдых и прием пищи;
не допускать разлива нефти и используемых химических реагентов;
находится без средств защиты органов дыхания и специальной одежды.
Необходимо помнить, что эксплуатация оборудования скважин требует исключительной собранности обслуживающего персонала, высокой дисциплинированности, безупречного знания правил безопасности и требуемых нормативными документами безопасных приемов работ.