ППБО-85 
7.2.2. геофизические исследования в скважинах (гис). 7.2.3. работа с трубными... ППБО-85 
7.2.2. геофизические исследования в скважинах (гис). 7.2.3. работа с трубными...

ППБО-85 => 7.2.2. геофизические исследования в скважинах (гис). 7.2.3. работа с трубными испытателями пластов. 7.3. эксплуатация...

 
Пожарная безопасность - главная
Написать нам
ГОСТы, документы

 

Пожарная безопасность ->  Ппб ->  ППБО-85 -> 
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
текст целиком
 

7.2.2. Геофизические исследования в скважинах (ГИС)

 

7.2.2.1. ГИС в действующих скважинах с избыточным давлением на устье следует проводить через лубрикатор с самоуплотняющимся сальником.

Лубрикатор должен быть спрессован на давление не ниже максимально ожидаемого на устье при эксплуатации скважины.

7.2.2.2. Запрещается проведение ГИС в бурящихся скважинах, если буровая лебедка и привод к ней неисправны и не могут быть - использованы в аварийных случаях.

7.2.2.3. Запрещается совместное хранение (в том числе и временное) радиактивных веществ с взрывоопасными, горючими и другими материалами.

 

7.2.3. Работа с трубными испытателями пластов

 

7.3.2.1. Работы с трубными испытателями пластов следует проводить по плану, разработанному геофизическим предприятием совместно с предприятием-заказчиком, согласованному с главным геологом геофизического предприятия и утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ или нефтегазодобывающего управления.

При испытании скважины с выпуском нефти и газа на поверхность этот план дополнительно согласовывается с военизированным отрядом по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

7.2.3.2. Подготовленность скважины в соответствии с планом работ по испытанию необходимо оформлять соответствующим актом установленного образца.

7.2.3.3. Запрещается во время испытания скважины ремонт бурового оборудования, а также проведение электросварочных и других огневых работ.

7.2.3.4. При ожидании интенсивного притока нефти и газа из скважины на буровой обязательно присутствие отрядов газоспасательной и пожарной служб, наличие цементировочного агрегата, подключенного к одной из линий превентора.

7.2.3.5. Пакеровка ствола скважины и исследование продуктивности пластов в скважинах с АВПД, а также в скважинах, где ожидается интенсивный приток нефти и газа, должны производиться только в светлое время суток.

7.2.3.6. Для сбора пластового флюида, поступающего во время замера дебита, на расстоянии не менее 100 м от устья скважины должен быть предусмотрен специальный амбар или емкость.

7.2.3.7. Условия транспортировки полученных при испытании проб должны исключать возможность их разлива и возникновения пожара.

 

7.3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

 

7.3.1. Освоение скважин

 

7.3.1.1. Обвязка устья фонтанной скважины, ее коммуникация (емкости, амбары и пр.) должны быть подготовлены к приему продукции скважины до перфорации эксплуатационной колонны.

Не допускается устройство стока нефти в общие амбары и ловушки по открытым канавам.

7.3.1.2. Прострелочно-взрывные работы в скважинах следует производить с обязательным уведомлением об этом пожарной охраны и в присутствия геолога нефтегазодобывающего или бурового предприятия.

7.3.1.3. Перед прострелочно-взрывными работами противовыбросовое устьевое оборудование должно быть тщательно проверено и спрессовано на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры.

После установки противовыбросовое оборудование вновь опрессовывается на давление, не превышающее допустимое для данной эксплуатационной колонны. Результат испытания оформляется актом.

7.3.1.4. Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье при эксплуатации скважины.

7.3.1.5. Сборку фонтанной арматуры следует проводить полным комплектом шпилек с прокладками, предусмотренными техническими нормами на поставку арматуры. Схема обвязки арматуры должна соответствовать ОСТ 39-065-78 и утверждаться главным инженером нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ).

7.3.1.6. В процессе освоения фонтанной скважины спускать и поднимать насосно-компрессорные трубы разрешается только при наличии около скважины задвижки с переводной катушкой и патрубком, соответствующим максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также в случаях аварийного отключения освещения в темное время суток при спуске или подъеме труб следует немедленно установить на устье указанную задвижку и прекратить дальнейшие работы. Устье скважины также герметизируется при длительных остановках.

7.3.1.7. При освоении скважины с помощью передвижного компрессора последний необходимо устанавливать на расстоянии не менее 25 м от скважины с наветренной стороны.

7.3.1.8. Запрещается освоение газовых и газоконденсатных скважин свабированием, а фонтанных нефтяных скважин-тартанием желонкой.

7.3.1.9. Перед освоением фонтанной скважины свабированием:

сгораемые конструкции навеса для защиты работающего у пульта управления агрегатом следует обработать огнезащитным составом;

необходимо проследить за тем, чтобы направляющая воронка над верхней задвижкой была изготовлена из искробезопасного материала;

передвижная подъемная лебедка должна быть установлена на расстоянии не ближе 25 м от устья скважины.

7.3.1.10. Свабирование скважины необходимо проводить при установленном на буферной задвижке фонтанной арматуры герметизирующем устройстве, предотвращающем разлив нефти.

7.3.1.11. Во время появления признаков фонтанирования сваб следует немедленно поднять из скважины.

7.3.1.12. При вынужденных перерывах и остановках в процессе освоения фонтанной скважины центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижки на крестовике должны быть закрыты.

7.3.1.13. В процессе вызова притока нагнетанием сжатого воздуха или аэрации жидкости воздухом перерывы в процессе не допускаются.

Примечание. При аварийных перерывах во время освоения скважины продавкой воздуха следует уменьшить до атмосферного давления в затрубном пространстве и заполнить его инертным газом или пеной. Запрещается после вызова притока нефти закрывать выкидную линию скважины, пока не будет извлечена вся аэрированная жидкость.

 

7.3.1.14. На предприятиях, занятых освоением скважин с АВПД, должны быть созданы постоянно действующие комиссии по предупреждению нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.

7.3.1.15. При освоении скважины с АВПД у устья скважины должна дежурить пожарная машина.

7.3.1.16. При освоении скважины передвижными установками последние должны устанавливаться не ближе 25 м от устья скважины.

7.3.1.17. В процессе освоения скважины дымовыми газами состав их необходимо непрерывно контролировать на содержание свободного кислорода, объемная доля которого не должна превышать 5%, регулированием поступления воздуха в топку генератора.

7.3.1.18. При освоении скважины пенами следует применять только водные растворы неогнеопасных и нетоксичных ПАВ.

7.3.1.19. При освоении скважины в темное время суток рабочие места должны быть освещены в соответствии с установленными нормами.

Светильники, установленные у устья скважины, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

 

7.3.2. Фонтанная и компрессорная эксплуатация

 

7.3.2.1. Все переданные в эксплуатацию скважины должны иметь герметизированные устья, оборудованные соответствующей стандартной арматурой.

7.3.2.2. Для предупреждения попадания нефти и газа из скважины в компрессор на линиях от газо- и воздухораспределительных батарей у скважины должны быть установлены обратные клапаны.

7.3.2.3. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания (ДВС) передвижных компрессоров должны быть оборудованы глушителем с искрогасителем.

7.3.2.4. На газовых или воздушных коллекторах газо- и воздухораспределительных будок должны быть предусмотрены линии, конец которых должен находиться на расстоянии не ближе 10 м от будки и направлен в приямок.

7.3.2.5. Снаружи помещений газораспределительных батарей должен быть вывешен плакат «Газ - огнеопасно».

 

7.3.3. Компрессорные станции

 

7.3.3.1. Эксплуатировать компрессоры следует в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов и Правилами устройства и безопасной эксплуатации поршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах.

7.3.3.2. Не допускается работа компрессора без очистки сжатого газа или воздуха от масла после каждой ступени сжатия. При работе компрессора следует обеспечивать регулярный спуск накопившейся смазки из маслоотделителя.

Выхлопные трубы газомоторных компрессоров должны иметь водяное охлаждение.

7.3.3.3. Объемная доля кислорода в газовоздушной смеси, поступающей на всасывание газокомпрессоров при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 °С), не должна превышать 10%, при сжатии до давления 5 МПа - 7%, до 10 МПа - 6%, до 20 МПа - 5% и до 35 МПа - 3%.

Контроль содержания кислорода в газовоздушной смеси необходимо производить при каждом подключении новых скважин или их отключении, изменении режима их работы, но не реже срока, установленного местными инструкциями.

7.3.3.4. После каждого ремонта приемных и выкидных трубопроводов газовых компрессоров необходимо проверить их на герметичность рабочим агентом по методике Строительных норм и Правил (СНиП).

При обнаружении пропуска газа компрессор должен быть остановлен и дефекты устранены.

7.3.3.5. На время ремонта осветительных устройств или аварийного отключения энергии в газокомпрессорных станциях разрешается применять аккумуляторные светильники только во взрывозащищенном исполнении.

7.3.3.6. Размещать в газокомпрессорных станциях аппаратуру и оборудование, не связанные с работой компрессорной установки, не допускается.

7.3.3.7. Компрессоры, находящиеся в резерве, должны быть отключены как по линии приема газа, так и по линии нагнетания.

7.3.3.8. Воздух для воздушных компрессоров должен нагнетаться снаружи здания. Не допускается забор воздуха в местах выделения горючих паров или газов, а также в местах возможного появления источников воспламенения.

При обнаружении поступления в компрессор горючих паров или газов его следует немедленно остановить.

7.3.3.9. Коммуникации воздушных компрессорных станций должны очищаться от масляных отложений промывкой водным раствором сульфанола в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

7.3.3.10. Во избежание локального скопления взрывоопасных газов в здании и на территории компрессорной станции размещение подвальных помещений, каналов и приямков не допускается. В случае необходимости применения указанных устройств они должны быть вентилируемыми.

7.3.3.11. При пожаре в компрессорном помещении необходимо принять меры к отключению горящего участка и прекратить доступ газа к месту аварии.

Необходимо также принять меры к тому, чтобы не допустить разрушения металлоконструкций, трубопроводов и аппаратов путем охлаждения их распыленными струями воды.

 

7.3.4. Эксплуатация скважин скважинными штанговыми насосами

 

7.3.4.1. Устье скважины должно быть оборудовано герметичной устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.

Если газ затрубного пространства не отбирается, то он должен быть отведен за пределы рабочей площадки на расстояние не менее 25 м в сторону, исключающую его воспламенение.

7.3.4.2. Для предупреждения буксования приводных ремней во время работы станка-качалки необходимо следить за их натяжением.

7.3.4.3. В качестве заземлителя для электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. Кондуктор должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Площадь сечения каждого проводника должна быть не менее 48 мм2.

Заземляющие проводники и места их приварки должны быть доступны для осмотра.

В качестве заземляющих проводников можно применять сталь круглую, полосовую, угловую и другого профиля. Применение стального каната не допускается.

 

7.3.5. Эксплуатация скважин установками погружных и винтовых электронасосов

 

7.3.5.1. Будка для установки электрооборудования погружных центробежных электронасосов должна быть из несгораемого материала.

Допускается применение будок из деревянных конструкций с пропиткой последних огнезащитными материалами.

7.3.5.2. Запрещается установка станции управления и автотрансформаторов (трансформаторов) под проводами линий электропередачи любого напряжения.

7.3.5.3. Кнопочное управление электроприводом кабельного барабана, находящееся у устья скважины, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

 

7.3.6. Испытание и исследование скважины

 

7.3.6.1. Во время испытания на всех дорогах, проходящих вблизи скважины или ведущих к ней на расстоянии не менее 250 м (в зависимости от направления и силы ветра), должны быть выставлены посты и установлены знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня.

7.3.6.2. При продувке скважины и замерах двигатели буровой установки и находящиеся около скважины автомобили и тракторы должны быть заглушены, а топки котлов - потушены;.

7.3.6.3. Шланговый кабель эхолота следует подключать к электросети посредством штепсельного соединения.

7.3.6.4. Регистратор эхолота должен быть заземлен. В качестве заземляющего проводника должна быть использована отдельная жила гибкого медного кабеля сечением не менее 1,5 мм2, присоединяемого к заземляющему устройству.


7.4. Способы интенсификации добычи нефти

 

7.4.1. Общие требования

 

7.4.1.1. Все взрывные работы для обработки призабойной зоны скважины термоинжекторами, а также для обработки пласта по методу внутрипластового движущегося фронта горения должны вестись в соответствии с требованиями Единых правил безопасности при взрывных работах.

7.4.1.2. Места хранения химических реагентов должны быть, ограждены, обозначены красными флажками и вывешены знаки безопасности согласно ГОСТ 12.4.026-76 и ОСТ 39-8-9-1-72.

7.4.1.3. Остатки нефти, жидкости разрыва и химреагентов из емкостей, агрегатов и автоцистерн следует сливать в промышленную канализацию.

 

7.4.2. Нагнетание газа под высоким давлением

 

7.4.2.1. При нарушении герметичности устьевого оборудования нагнетательную скважину следует залить жидкостью и оборудование заменить.

7.4.2.2. Газокомпрессорные станции на объектах нагнетания газа должны эксплуатироваться в соответствии с подразделом 7.3.3. настоящих Правил и Отраслевой инструкцией по безопасности труда при физико-химических методах интенсификации добычи нефти.

7.4.2.3. Продувка буферных емкостей сепараторов должна быть автоматизирована.

Устройство для зажигания газа в факеле должно быть дистанционным.

7.4.2.4. Территория вокруг факела в радиусе не менее 50 м должна быть ограждена. Перед входом на территорию должен быть вывешен плакат с надписью: «Вход посторонним воспрещен».

7.4.2.5. Запрещается устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела.

 

7.4.3. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины

 

7.4.3.1. Запрещается оставлять парогенераторную установку без надзора до полного прекращения горения в топке, удаления из неё остатков топлива и снижения давления до атмосферного.

7.4.3.2. Для местного освещения в парогенераторной установке должны применяться ручные переносные взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В.

7.4.3.3. В топках и газоходах котлов необходимо устанавливать разрывные предохранительные клапаны. Клапаны должны располагаться в верхней части топки и газоходов.

7.4.3.4. За работой неавтоматизированных водогрейных котлов необходимо установить постоянный контроль.

 

7.4.4. Обработка призабойной зоны скважины горячей нефтью

 

7.4.4.1. Трубопровод, подводящий газ к горелке печи для подогрева нефти, должен быть выполнен в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве.

7.4.4.2. Печь должна быть снабжена автоматическими устройствами, регулирующими температуру подогреваемой нефти в заданных пределах, а также отключающими подачу газа на горелки при повышении и понижении давления газа сверх допустимого.

7.4.4.3. Печь для подогрева нефти должна быть расположена не ближе 25 м от емкости с горячей нефтью и не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

7.4.4.4. На топливном трубопроводе должны быть предусмотрены редуцирующие устройства, предохранительный клапан, отрегулированный на давление, необходимое для горения газа в горелке, а также устройство для предупреждения попадания конденсата в КИП и горелку.

7.4.4.5. Перед зажиганием горелки печи необходимо убедиться в том, что змеевик заполнен нефтью.

7.4.4.6. Электрооборудование, установленное на тележке (санях) с емкостью для нефти, а также стационарной установки для подогрева нефти должно быть взрывозащищенным.

7.4.4.7. Трактор, транспортирующий тележку (сани) с емкостью горячей нефти, должен иметь на выхлопной трубе искрогаситель.

7.4.4.8. Тележка (сани) с емкостью горячей нефти должна быть установлена не ближе 10 м от устья с подветренной стороны.

7.4.4.9. Перед закачкой нефти сборно-разборная выкидная линия от насоса до скважины должна быть спрессована на полуторакратное давление от ожидаемого максимального.

 

7.4.5. Обработка призабойной зоны скважины газоконденсатом

 

7.4.5.1. Для обработки скважин следует применять только дегазированный конденсат (после удаления из него пропана и бутана).

7.4.5.2. Перед сливом или наливом конденсата автоцистерна должна быть заземлена присоединением к заземляющему устройству (резервуара, на скважине), а в случае отсутствия такового - к заземляющему штырю, погруженному в грунт не менее чем на 0,5 м.

Заземляющая проводка не должна отсоединяться до окончания слива - налива.

7.4.5.3. На автоцистернах, перевозящих газоконденсат, должен быть знак «Огнеопасно».

7.4.5.4. Перевозка газоконденсата автоцистернами разрешается только при герметически закрытых люках и сливных штуцерах.

7.4.5.5. Запрещается заполненную газоконденсатом автоцистерну останавливать в пределах населенных пунктов, возле мест с открытым огнем (у печей, кузниц и т. п.), а также курить у автоцистерны и в кабине.

7.4.5.6. Запрещается при наливе автоцистерны и сливе из нее газоконденсата курение, а также наличие вблизи открытых источников огня.

7.4.5.7. Налив и слив газоконденсата из автоцистерны и обработку им скважины следует проводить в дневное время.

7.4.5.8. Автоцистерны должны иметь сливно-наливные резинотканевые рукава (шланги).

Рукава должны иметь на обоих концах приспособления для герметического подключения к штуцерам агрегатов.

7.4.5.9. Расположение насосных агрегатов, автоцистерн у скважины должно соответствовать ТУ.

Насосные агрегаты должны быть установлены с наветренной стороны.

У установленного автомобиля скорость должна быть включена и рычаг переключения - находиться в нейтральном положении.

Автоцистерна с водой должна находиться на расстоянии 25 м от агрегатов и автоцистерн с газоконденсатом.

7.4.5.10. Запрещается при обработке скважины газоконденсатом перекачивать его из автоцистерны в бункер и на прием агрегата.

7.4.5.11. В процессе обработки скважины на территории, где проводится работа, должна быть проверена концентрация газа. При концентрации газа, превышающей 20% от НПВ, работы по закачке газоконденсата должны быть немедленно прекращены.

7.4.5.12. После обработки скважины газоконденсатом манифольдная линия агрегата и арматура скважины должны быть промыты водой.

Отсоединять манифольд разрешается только после закрытия задвижек на арматуре скважины и снижения давления до атмосферного.

 

7.4.6. Обработка призабойной зоны скважины термоинжектором

 

7.4.6.1. Электрооборудование дозировочного насоса, установленное на санях с топливной емкостью, должно быть взрывозащищенным.

7.4.6.2. Компрессор с электрооборудованием должен быть установлен на расстоянии не ближе 10 м, а компрессор ДВС - не ближе 25 м от устья скважины.

7.4.6.3. Топливная емкость должна быть установлена со стороны, противоположной от выходящих дымовых газов, не ближе 10 м от устья скважины.

На топливной линии дозировочного насоса должен быть предусмотрен обратный клапан.

7.4.6.4. Хранение и зарядку гильз следует проводить в соответствии с Едиными правилами безопасности при взрывных работах.

7.4.6.5. Заряд (патрон) должен быть вложен в запальное устройство только перед спуском в лубрикатор.

7.4.6.6. Запрещается заправка баллона запального устройства этилированным бензином.

7.4.6.7. Запальное устройство в лубрикатор необходимо устанавливать при закрытой центральной задвижке. После установки проволока от аппарата для спуска запального устройства должна быть натянута так, чтобы запальное устройство не касалось планок задвижки.

 

7.4.7. Обработка призабойной зоны скважин забойными электронагревателями

 

7.4.7.1. Узел ввода кабеля в головку электронагревателя, а также клеммная полость (камера) должны быть полностью герметизированы.

7.4.7.2. Конструкция клеммного соединения кабеля с электронагревателем должна исключать возможность обрыва (слома) наконечников на концах жил кабеля.

7.4.7.3. Кабель должен быть нефтестойким, термостойким и по всей длине цельным, без сростков.

7.4.7.4. Крепление кабеля к барабану передвижной подъемной лебедки должно обеспечивать плавный переход кабеля для навивания на барабан и целостность его изоляции.

7.4.7.5. Перед спуском кабеля необходимо проверить состояние его. Если при осмотре обнаружен разрыв хотя бы одной проволоки, спуск кабеля в скважину не допускается.

 

7.4.8. Обработка призабойной зоны скважины горячими углеводородными жидкостями с азотом (ТОУА)

 

7.4.8.1. Подогревная установка должна быть расположена не ближе 25 м от устья скважины и места расположения агрегатов для закачки углеводородной жидкости азотной установки, автоцистерны для подвоза углеводородной жидкости и др.

7.4.8.2. Подогревная установка, участок обвязки оборудования после нее и устьевое оборудование скважины должны быть устойчивы к воздействию температуры на величину не менее 50 °С выше температуры горячего продукта.

7.4.8.3. Нагнетательные линии для закачки углеводородной жидкости, азотной и подогревной установок должны быть снабжены предохранительными и обратными клапанами.

7.4.8.4. Возле емкости с углеводородной жидкостью должен находиться пожарный пост.

7.4.8.5. Пуск в работу подогревной установки разрешается после приемки ее комиссией с участием работников военизированного отряда по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов и представителя местного органа Госгортехнадзора.

7.4.8.6. При ТОУА необходимо постоянно наблюдать за давлением и температурой горячего продукта, подаваемого в скважину. Давление и температура не должны превышать проектных значений.

7.4.8.7. Запрещается осваивать скважину воздухом после ТОУА.

 

7.4.9. Гидравлический разрыв пластов

 

7.4.9.1. Запрещается при длительных остановках работы в зимнее время прогревать манифольд открытым огнем.

7.4.9.2. Топливные баки силовой установки должны быть расположены в пожаробезопасном месте и защищены от повреждений.

7.4.9.3. Автоцистерны с горючими веществами должны иметь надпись «Огнеопасно», оснащены углекислотными огнетушителями, кошмой (размером 2х2 м), лопаткой.

 

7.4.10. Внутрипластовое горение (ВГ)

 

7.4.10.1. Работы по созданию ВГ должны осуществляться под руководством представителя НПО «Союзтермнефть» и ответственного, назначенного приказом по предприятию, по проекту, утвержденному в установленном порядке.

7.4.10.2. Территория участка, где осуществляется разжиг, должна быть снабжена предупреждающими знаками «Осторожно! Разжиг пласта».

7.4.10.3. На участке, где осуществляется ВГ, должна предусматриваться герметизация устьевого оборудования нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин.

7.4.10.4. В случае использования воздуха при инициировании горения до начала его нагнетания в скважину необходимо тщательно очистить поверхности внутрискважинного оборудования под электронагревателем и устьевую арматуру от пленки нефти (циркуляцией пен, повышением забойного давления над пластовым).

7.4.10.5. При пробном нагнетании сжатого воздуха необходимо постоянно контролировать состав газовой смеси добывающих скважин. Содержание кислорода в газовой смеси скважин не должно превышать 10% в противном случае следует прекратить эксплуатацию скважин и перевести их в наблюдательные.

7.4.10.6. Объекты (скважины, замерные установки и др.), находящиеся под воздействием ВГ, должны быть оборудованы дистанционными средствами контроля давления и температуры.

7.4.10.7. Электронагреватель, используемый для инициирования горения, должен быть заводского изготовления, соответствовать рабочим параметрам и отвечать требованиям раздела 7.4.7.

7.4.10.8. До включения электронагревателя необходимо начать закачку воздуха в скважину.

Подача напряжения на электронагреватель должна производиться автоматически с выдержкой времени, рассчитанной на продувку скважины воздухом объемом, превышающим пятикратный объем скважины.

7.4.10.9. Перерывы в процессе нагнетания воздуха при инициировании горения не допускаются. В случае вынужденных (непредвиденных) перерывов включать электронагреватель следует согласно п. 7.4.10.8.

7.4.10.10. He допускается перфорация наблюдательной (контрольной) скважины, расположенной вблизи нагнетательной.

7.4.10.11. Температура на забое добывающей скважины не должна превышать 150 °С. При температурах, близких к указанной, необходимо охлаждать (водой или другими агентами) забой добывающей скважины без остановки. При неэффективности охлаждения скважину необходимо заглушить и продолжать охлаждение.

 

7.5. Сбор, подготовка, хранение и транспортирование нефти и газа

 

7.5.1. Общие требования

 

7.5.1.1. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах, емкостях и трубопроводах, следует проверять перед вводом их в эксплуатацию, а также периодически в соответствии с утвержденным графиком под руководством ИТР. Результаты проверок и осмотра должны быть занесены в вахтенный журнал.

7.5.1.2. Измерители уровня пожароопасных жидкостей должны быть безопасными в пожарном отношении. Мерные стекла могут быть допущены на аппаратах и емкостях, работающих с избыточным давлением не более 0,6 МПа при условии защиты стекла от механических повреждений, наличии клапанов, автоматически перекрывающих соединительные трубки, и красной черты на стекле, показывающей предельно допустимый уровень жидкости.

7.5.1.3. Материалы, применяемые для теплоизоляции оборудования, должны быть несгораемыми.

Участки теплоизоляции, пропитанные пожароопасными жидкостями, необходимо заменить сразу же после ликвидации повреждения, вызвавшего утечку жидкости.

7.5.1.4. При обнаружении пропусков нефти и нефтепродуктов в корпусе ректификационных колонн, теплообменников и других аппаратов или шлемовых труб для предотвращения возможного воспламенения нефти и нефтепродуктов следует немедленно подать водяной пар к местам пропуска.

7.5.1.5. Труба факела для сжигания газа должна находиться на расстоянии не менее 60 м от зданий и сооружений (включая скважины) с производствами всех категорий, а до газокомпрессорных и газораспределительных станций - 100 м. Факельное устройство должно быть ограждено.

 

7.5.2. Сепараторы

 

7.5.2.1. Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,07 МПа и выше, следует вводить и эксплуатацию и эксплуатировать в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

7.5.2.2. Газовоздушную смесь, выходящую из сепаратора эрлифтных скважин, следует проверять на содержание воздуха. Объемная доля воздуха в газовоздушной смеси не должна превышать 70%.

 

7.5.3. Резервуары и резервуарные парки

 

7.5.3.1. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков должна производиться в соответствии с Правилами эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководством по их ремонту.

Обвалование и ограждение резервуаров должны находиться в исправном состоянии и соответствовать требованиям СНиП II-106-79 «Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов».

Для проезда механизированных средств пожаротушения на территорию резервуарного парка необходимо в местах, разрешенных руководством предприятия по согласованию с местными органами Госпожарнадзора СССР, оборудовать переезды через обвалования.

Площадки внутри обвалования резервуаров должны быть спланированы и утрамбованы.

7.5.3.2. Траншеи, прорытые при ведении работ по прокладке или ремонту трубопроводов внутри обвалования и на обваловании, по окончании этих работ должны быть немедленно засыпаны и обвалование восстановлено.

7.5.3.3. Коммуникации трубопроводов в резервуарном парке должны позволять в случае аварий с резервуаром перекачку нефти из одной емкости в другую.

7.5.3.4. Жидкость следует подавать в резервуар так, чтобы не допускать ее разбрызгивания или бурного перемешивания. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 м.

При заполнении порожнего резервуара подача жидкости до затопления конца загрузочной трубы должна быть замедленной со скоростью, не превышающей 1 м/с.

7.5.3.5. В зимний период года необходимо немедленно удалять снег с крыш резервуаров, а также расчищать от него дорожки, маршевые лестницы и пожарные проезды на территории резервуарного парка.

7.5.3.6. Работники резервуарного парка должны знать схему расположения трубопроводов, вывешенную на рабочем месте, и назначение всех задвижек, чтобы при эксплуатационных операциях, а также при авариях или пожаре быстро и безошибочно делать необходимые переключения.

7.5.3.7. При заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктами, которые подлежат подогреву или длительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежание переполнения резервуара) должен быть установлен с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного нефтепродукта не должен превышать 95% высоты емкости, а уровень сжиженных газов - 83%.

7.5.3.8. Разлитая нефть на крыше резервуара после замера уровня или отбора проб должна быть немедленно убрана, а крыша резервуара насухо вытерта. Запрещается оставлять на крыше обтирочные материалы и какие-либо предметы.

7.5.3.9. Подогрев нефти в резервуарах (в установленных пределах) должен допускаться при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см.

7.5.3.10. Вязкие нефти в резервуарах разрешается подогревать только паровыми или водяными змеевиками при постоянном надзоре обслуживающего персонала.

7.5.3.11. В процессе эксплуатации резервуаров необходимо осуществлять постоянный контроль за исправностью дыхательных клапанов и огнепреградителей. При температуре воздуха выше нуля огнепреградители следует проверять не реже двух раз в месяц.

7.5.3.12. При осмотре резервуаров, отборе проб или замере уровня жидкости следует применять приспособления, исключающие искрообразование при ударах.

7.5.3.13. Гидравлические затворы необходимо устанавливать на выпускной линии от каждого резервуара или группы резервуаров (за пределами обвалования), а также на линии нефтеканализации до нефтеловушки и после нее.

7.5.3.14. При появлении трещины в швах или в основном металле корпуса или днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен.

Заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтью, не допускается.

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
текст целиком

 

Краткое содержание:

ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ППБО-85

УДК 658.382.3:622.276

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЛЮДЕЙ ПРИ ПОЖАРЕ

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

3.2. Средства контроля и автоматики

3.3. Организация контроля воздуха рабочей зоны

3.4. Отопление и вентиляция

Отопление

Вентиляция

3.5. Канализационные и очистные сооружения

4. ОСНОВНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ, СКЛАДСКИЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЗДАНИЯ И ПОМЕЩЕНИЯ

4.1. Цехи, участки и установки окраски, обезжиривания и мойки

4.2. Лаборатории

4.3. Вычислительные центры

4.4. Автотранспортные предприятия

4.5. Склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей

4.6. Склады химических веществ

4.7. Материальные склады

4.8. Склады горючих газов

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

5.1. Электрооборудование помещений и наружных установок

5.1.1. Общие требования

5.1.2. Электрооборудование пожаровзрывоопасных помещений и наружных установок

5.2. Электрическое освещение

5.2.1. Общие требования

5.2.2. Освещение в пожаровзрывоопасных помещениях и наружных установках

5.3. Устройства молниезащиты и защиты от статического электричества

6. ПРОТИВОПОЖАРНОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

7. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССАМ НА НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТАХ

7.1. Бурение нефтяных и газовых скважин

7.1.1. Общие требования

7.1.2. Бурение с известково-битумными растворами (ИБР) на углеводородной основе

7.1.3. Бурение с использованием газообразных агентов

7.1.4. Бурение скважин с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт

7.2. Промыслово-геофизические работы

7.2.1. Общие требования

7.2.2. Геофизические исследования в скважинах (ГИС)

7.2.3. Работа с трубными испытателями пластов

7.3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

7.3.1. Освоение скважин

7.3.2. Фонтанная и компрессорная эксплуатация

7.3.3. Компрессорные станции

7.3.4. Эксплуатация скважин скважинными штанговыми насосами

7.3.5. Эксплуатация скважин установками погружных и винтовых электронасосов

7.3.6. Испытание и исследование скважины

7.4. Способы интенсификации добычи нефти

7.4.1. Общие требования

7.4.2. Нагнетание газа под высоким давлением

7.4.3. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины

7.4.4. Обработка призабойной зоны скважины горячей нефтью

7.4.5. Обработка призабойной зоны скважины газоконденсатом

7.4.6. Обработка призабойной зоны скважины термоинжектором

7.4.7. Обработка призабойной зоны скважин забойными электронагревателями

7.4.8. Обработка призабойной зоны скважины горячими углеводородными жидкостями с азотом (ТОУА)

7.4.9. Гидравлический разрыв пластов

7.4.10. Внутрипластовое горение (ВГ)

7.5. Сбор, подготовка, хранение и транспортирование нефти и газа

7.5.1. Общие требования

7.5.2. Сепараторы

7.5.3. Резервуары и резервуарные парки

7.5.4. Насосные станции для перекачки нефти

7.5.5. Электродегидраторы

7.5.6. Теплообменники

7.5.7. Установки с огневым подогревом

(трубчатые печи, блочные огневые нагреватели)

7.5.8. Трубопроводы (нефте- и газопроводы)

7.5.9. Низкотемпературная сепарация газа (НТС)

7.5.10. Сливно-наливные эстакады

8. ОСОБЕННОСТИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ПЛОЩАДКЕ КУСТА

9. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ, СОДЕРЖАЩЕЙ СЕРОВОДОРОД

10. ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К РЕМОНТНО-МОНТАЖНЫМ РАБОТАМ

10.1. Текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин

10.2. Огневые работы

10.3. Газовая сварка

10.4. Бензо-, керосино- и кислородная резка

11. УСТАНОВКИ ПОЖАРОТУШЕНИЯ, СРЕДСТВА СВЯЗИ И СИГНАЛИЗАЦИИ

11.2. Переносные установки пожаротушения

11.3. Средства пожарной связи и сигнализации

12. ПЕРВИЧНЫЕ СРЕДСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ

13. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ И ПОЖАРОВ

13.1. Ликвидация аварий

13.2. Ликвидация пожаров

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Утверждено

Министерством внутренних дел

Союза ССР 19 марта 1954 г.

ПОЛОЖЕНИЕ О ДОБРОВОЛЬНЫХ ПОЖАРНЫХ ДРУЖИНАХ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ И ДРУГИХ ОБЪЕКТАХ МИНИСТЕРСТВ И ВЕДОМСТВ

I. Общие положения

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИМЕРНАЯ ПРОГРАММА ПОДГОТОВКИ ЛИЧНОГО СОСТАВА ДОБРОВОЛЬНЫХ ПОЖАРНЫХ ДРУЖИН НА ПРЕДПРИЯТИЯХ, СТРОЙКАХ И ДРУГИХ ОБЪЕКТАХ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПОЛОЖЕНИЕ О ПОЖАРНО-ТЕХНИЧЕСКИХ КОМИССИЯХ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

II. Основные задачи и порядок работы пожарно-технической комиссии

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ПРИМЕРНАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ЗАНЯТИЙ ПО ПОЖАРНО-ТЕХНИЧЕСКОМУ МИНИМУМУ С РАБОЧИМИ И СЛУЖАЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЙ, СТРОЕК И ДРУГИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

III. Порядок работы цехового отделения ДПД (боевого расчета)

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

УТВЕРЖДАЕМ

СОГЛАСОВАНО

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ И БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ОТКРЫТЫХ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ ФОНТАНОВ

III. Меры безопасности при проведении работ на устье фонтанирующей скважины и в газоопасной зоне

IV. Выбор запорной арматуры и подготовка ее для установки на устье фонтанирующей скважины.

VI. Заключительные работы, проводимые после ликвидации открытого фонтана

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Оперативный журнал по ликвидации открытого фонтана

УБР (НГДУ) ____________________________________________________________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Журнал учета оперативной группы _________________________________________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ВЕДЕНИЯ СВАРОЧНЫХ И ДРУГИХ ОГНЕВЫХ РАБОТ НА ВЗРЫВООПАСНЫХ, ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ И ПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ПРИНЯТЫЕ В ИНСТРУКЦИИ СОКРАЩЕНИЯ

4.1. Огневые работы в производственных помещениях

4.2. Огневые работы внутри аппаратов, емкостей и на трубопроводах.

4.3. Огневые работы под водой

5. Обязанности и ответственность руководителей и исполнителей огневых работ

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ТАЛОН ПО ТЕХНИКЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К КВАЛИФИКАЦИОННОМУ УДОСТОВЕРЕНИЮ №...

Подпись

Представитель органа (части) пожарной охраны

Подпись

Подпись

Представитель органа (части) пожарной охраны

Подпись

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

Подпись ____________

РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРОВЕДЕНИЕ ОГНЕВЫХ РАБОТ НА ВЗРЫВООПАСНЫХ, ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ И ПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ

ПРИЛОЖЕНИЕ14

РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРОВЕДЕНИЕ ОГНЕВЫХ РАБОТ ВО ВЗРЫВО- И ПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ В АВАРИЙНЫХ СЛУЧАЯХ

ПРИЛОЖЕНИЕ 15

ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В ВОЗДУХЕ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ (в мг/м3)

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ

ВЗРЫВООПАСНЫХ (ПДВК) ВЕЩЕСТВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 17

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ ОТРАСЛЕВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА

ПРИ ВЕДЕНИИ ОГНЕВЫХ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ (ИБТВ 1-011-77)

3. Подготовительные работы

4. Проведение огневых работ

ПРИЛОЖЕНИЕ 18

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПЕРАЦИЙ, ПРИ КОТОРЫХ ДОПУСКАЕТСЯ ПРОВЕДЕНИЕ ОГНЕВЫХ РАБОТ НА БУРЯЩИХСЯ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Журнал контроля воздушной среды на содержание паров нефти (бензина) и сероводорода

ПРИЛОЖЕНИЕ 18

ПЕРЕЧЕНЬ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ МИННЕФТЕПРОМа, ПОДЛЕЖАЩИХ ОБОРУДОВАНИЮ СТАЦИОНАРНЫМИ (АВТОМАТИЧЕСКИМИ И НЕАВТОМАТИЧЕСКИМИ) УСТАНОВКАМИ ПОЖАРОТУШЕНИЯ

1. Автоматические установки пожаротушения

2. Неавтоматические установки пожаротушения

ПРИЛОЖЕНИЕ 19

ПЕРЕЧЕНЬ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ МИННЕФТЕПРОМа, ПОДЛЕЖАЩИХ ОБОРУДОВАНИЮ АВТОМАТИЧЕСКОЙ ПОЖАРНОЙ СИГНАЛИЗАЦИЕЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ 20

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ ДЕЙСТВИЙ ДЕЖУРНОГО ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА ОБЪЕКТА ПРИ ПОСТУПЛЕНИИ СИГНАЛА О ПОЖАРЕ НА ПРИЕМНУЮ СТАНЦИЮ УСТАНОВКИ ПОЖАРНОЙ АВТОМАТИКИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 21

НОРМЫ ПЕРВИЧНЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

СОДЕРЖАНИЕ

Рейтинг@Mail.ru