ОСТ 39-158-83 - cncexpert.info

СССР
ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ
СИСТЕМА СТАНДАРТОВ
БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА
В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН.
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
ОСТ 39-158-83
Издание официальное
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ ПРИКАЗОМ МИННЕФТЕПРОМА № 514
от
29.09. 83
ИСПОЛНИТЕЛИ
М.М.СУЛЕЙМЕНОВ, руководитель темы, к.т.н.,
Р.Р.БАБАЕВ, руководитель темы и разработки,
Р.М.ХАСАЕВ,
А.КАСУМОВА, Т.М.МАМЕДОВ, .Б.КУЛИЕВ,
Х.И.ЮСИФОВА, А.И.АСРИЯНЦ, Э.И.АГАГАСАНОВА,
Р.Ю.ГАСАНОВ, О.Н.БАДАЛОВ, к.т.н.,А.Ш.АГАЕВ,
З.Т.АЛИЕВА
СОГЛАСОВАН
Управление охраны труда Миннефтепрома
Управление по развитию техники, технологии
и организации бурения Миннефтепрома
Техническое управление Миннефтепрома
ВНИИОЭНГ
ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой
промышленности
УДК 622.143:658.382.3
Группа Т 58
ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ
СИСТЕМА СТАНДАРТОВ БЕЗОПАСНОСТИ
ТРУДА В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВА-
ОСТ 39 - 158 - 83
ОКСТУ 0012
ЖИН. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
Вводится впервые
Приказом Министерства нефтяной промышленности
от
29.09.
19
83
г. ?
514
срок введения установлен
с 01.01
19
84
г.
Настоящий стандарт устанавливает общие требования безопасности к процессу бурения
нефтяных и газовых скважин.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Безопасность труда при бурении нефтяных и газовых скважин должна обеспечиваться
выполнением требований ГОСТ 12.3, ОС2-75 и настоящего стандарта.
Безопасность труда при бурении нефтяных и газовых скважин на месторождениях, содержащих
сероводород не более 6%, должна обеспечиваться выполнением требований ОСТ 39-106-79, а
свыше 6% - “Инструкции по безопасному ведению работ при разработке нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и
агрессивных веществ”.
1.2. Оборудование, используемое для бурения нефтяных и газовых скважин, должно
соответствовать требованиям безопасности, установленным ГОСТ 12.2.003-74, ГОСТ 12.2.04179 и РД 39-22-617-81.
1.3. Взрыво- и пожаробезопасность объектов при бурении нефтяных и газовых скважин должна
обеспечиваться выполнением требований ГОСТ 12.1.010.-76, ГОСТ 12.1.004-76 и ОСТ 39-10780.
1.4. Уровень шума на рабочих местах не должна превышать норм, установленных ГОСТ
12.1.003-76.
1.5. Уровень вибрации на рабочих местах обслуживания оборудования не должен превышать
значений, установленных ГОСТ 12.1.012-76.
1.6. Исполнение электродвигателей, пускорегулирующей аппаратуры, электрокоммуникаций и
постов управления оборудованием должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75 ГОСТ 12.2.007.14-75.
1.7. Производственные объекты должны быть оснащены знаками безопасности в соответствии с
ГОСТ 12.4.026-76 и ОСТ 39-8-9-1-72 и плакатами безопасности.
1.8. Уровни опасных и вредных производственных факторов при бурении нефтяных и газовых
скважин не должны превышать допустимых значений, установленных стандартами,
санитарными нормами проектирования промышленных предприятий, а также гигиеническими
нормами Минздрава СССР.
1.9. На буровой должен быть план ликвидации возможных аварий с чётким определением
обязанностей каждого члена буровой бригады.
1.10. При бурении нефтяных и газовых скважин должна быть обеспечена герметичность
оборудования и коммуникаций, а также исправность предохранительной, регулирующей,
запорной арматуры и контрольно-измерительных приборов.
1.11. Манометры, установленные на оборудовании, должны быть подобраны так, чтобы при
максимальном давлении стрелка их находилась во второй трети шкалы.
1.12. При открытом фонтанировании бурящихся скважин необходимо потушить на территории
буровой технические и бытовые топки, отключить силовую и осветительную линии, остановить
двигатели внутреннего сгорания и закрыть движение на прилегающих дорогах.
1.13. Буровое оборудование должно эксплуатироваться с полным комплектом защитных
ограждений, предусмотренных в нормативно-технической документации.
1.14. Для осмотра, обслуживания и ремонта оборудования, находящегося на высоте 1800 мм и
выше, должны применяться площадки, оборудованные лестницами с перильным ограждением,
соответствующие требованиям ГОСТ 12.2.041-79.
1.15. Освещенность рабочих мест и зон должна быть в соответствии с “Отраслевыми нормами
проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности ВСН 3482”, утверждённые Миннефтепромом.
Во взрывоопасных зонах буровой установки должны быть установлены взрывозащищённые
светильники.
1.16. При выполнении огневых работ на бурящихся скважинах необходимо осуществлять
контроль за состоянием загазованности воздушной Среды приборами УГ-2, ПГФ2М1, ИВП-1 и
др.
В разрешении на огневые работы должны быть указаны места и периодичность отбора проб
воздушной cреды.
1.17. При бурении скважин бытовые и служебные помещения должны быть расположены от
устья бурящейся скважины на расстоянии, превышающий высоту вышки на 10,0 м.
1.18. При бурении нефтяных и газовых скважин на кусте должны быть соблюдены следующие
требования.
1.18.1 Проект строительства куста скважин должен предусматривать размещение
технологического оборудования при различных схемах совместного бурения и эксплуатации
скважин, схему обвязок буровых насосов, объёмы запасов бурового раствора для задавки
скважин, мероприятия по противопожарному обеспечению, схемы эвакуации людей, схемы
размещения техники для ликвидации аварийных ситуаций.
В проекте строительства куста скважин также должны быть предусмотрены меры по защите
окружающей среды.
1.18.2. Каждая законченная бурением скважина (или две скважины) должна быть оборудована
полустационарной установкой для орошения водой или иметь средства соединения с
действующей системой водоснабжения куста.
1.10.3. При совместной работе на кусте буровых бригад и бригад вышкомонтажников и
освоения скважин должна быть обеспечена устойчивая двухсторонняя связь (радио или
телефонная) между бригадами и центральным диспетчерским пунктом.
1.19. Погрузочно-разгрузочные работы должны выполняться в соответствии ГОСТ 12.3.009-76.
1.20. При бурении нефтяных и газовых скважин с использованием газообразных агентов
должны быть соблюдены требования “Отраслевой инструкции по безопасности труда с
использованием газообразных агентов ИБТВ 1-062-79”.
1.21. При бурении скважин должны соблюдаться требования “Единых технических правил
ведения работ при бурении”.
1.22. Испытания новых видов бурового оборудования на бурящихся скважинах должны
осуществляться в соответствии с “Инструкцией о порядке допуска к промышленным
испытаниям и выдачи разрешений на применение новых типов оборудования на
подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях”.
1.23. при бурении скважин буровые установки должны быть укомплектованы
теплогенераторами.
2. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССАМ
2.1. Общие требования
2.1.1. Для приёмки законченной монтажом буровой установки должна быть назначена комиссия
под председательством ответственного представителя бурового предприятия.
Результаты приёмки буровой установки в эксплуатацию должны оформляться актом (см.
приложение 1).
Ввод буровой установки в эксплуатацию разрешается после подписания акта представителем
местных органов ГОСГОРТЕХНАДЗОРА.
2.1.2. Акт приёмки буровой в эксплуатацию должен храниться на буровой до завершения
скважины бурением.
2.1.3. До начала бурения скважины на буровой должна проводиться пусковая конференция
(совещание) с участием всех членов буровой бригады. к работе конференции (совещания)
должны быть привлечены главные специалисты бурового предприятия, а также заместитель
главного инженера по технике безопасности. Протокол конференции (совещания) должен
храниться на буровой.
2.1.4. Бурение скважины должно осуществляться в строгом соответствии с геологотехническим нарядом (ГТН).
2.1.5. В процессе бурения скважины необходимо осуществлять систематический контроль за
уровнем бурового раствора в резервуарах (емкостях).
2.1.6. При кратковременных остановках в процессе бурения скважины инструмент должен быть
поднят от забоя на высоту ведущей трубы и периодически расхаживаться.
При длительных остановках бурильная колонна должна быть опущена до башмака (поднята в
башмак) обсадной колонны, скважина заполнена буровым раствором соответствующих
параметров и находиться под постоянным наблюдением.
2.1.7. В случае отключения электрической энергии в процессе бурения должны быть приняты
меры по предотвращению прихвата инструмента.
2.1.8. В процессе бурении скважин стопор, предотвращающий поворот крюка. и
предохранительная защелка на зеве крюка должны быть закрыты.
2.1.9 Нижний колонный фланец на устье скважины должен располагаться на высоте не менее
0,5 м от уровня земли.
2.1.10. при бурении скважин в роторе должны быть установлены вкладыши под ведущую
трубу.
2.1.11. Бурение шурфа под ведущую трубу турбобуром и электробуром должно осуществляться
при помощи специального приспособления, обеспечивающее безопасное ведение работ.
2.2. Требования к бурению скважин роторным способом
2.2.1. На бурильных трубах, на расстоянии не менее 500 м от устья скважин, под каждым
замком должны устанавливаться резиновые кольца (протекторы), качество которых должно
проверяться перед спуском в скважину, и при необходимости заменяться.
2.2.2. Вращение ротора должно осуществляться при снятых пневматических клиньевых
захватах ротора (ПКР).
Вращение ротора должно осуществляться при соединённых между собой малых вкладышей
болтом соответствующего размера, указанного в конструкторской документации.
2.2.3. Установка вкладышей ведущей трубы в ротор должна осуществляться при помощи
специальных приспособлений.
2.2.4. Вращение ротора должно осуществляться после снятия с него порожнего элеватора и
других приспособлений и устройств.
Для подъёма порожнего элеватора со стола ротора должны быть использованы стальные
канатные стропы. Подъём элеватора должен осуществляться якорем.
2.2.5. В процессе бурения скважины с крюка должны быть сняты стропы.
2.2.6. При бурении скважин со вскрытым продуктивным горизонтом под ведущую трубу
должен быть установлен обратный или шаровой клапан.
2.3. Требования к бурению скважин турбинным способом
2.3.1. Перед пуском турбобура в скважину необходимо на устье проверить его
работоспособность и определить осевые и радиальные зазоры путём вращения вала.
2.3.2. В муфте верхней трубы бурильной колонны должен быть установлен фильтр.
2.3.3. В процессе бурения необходимо осуществлять контроль за герметичностью бурового
рукава и целостностью его металлической оплётки и герметичностью всей манифольдной
линии.
2.4. Требования к бурению скважин электро буром
2.4.1. При бурении скважин электробуром длины труб необходимо выбирать в соответствии с
“Инструкцией по технологии бурения нефтяных и газовых скважин электробурами”.
2.4.2. Устройство и эксплуатация заземления при бурении скважин электробуром должны
осуществляться в соответствии с “Инструкцией по устройству и эксплуатации заземления
установки электробура питаемого по системе “два привода-труба”, утверждённой
Миннефтепромом 04.08.81.
2.4.3. Шахтовое направление, кондуктор, шурфовые трубы, стальные трубы и металлические
короба, внутри которых проложены кабели питания электробура, стол ротора, вышка,
привышечные сооружения, буровая лебёдка, трансформаторы, комплексные устройства
управления и защиты электробура должны быть присоединены к заземляющему устройству
буровой установки двумя стальными проводниками сечением не менее 120 мм2 каждый или
большим количеством одинаковых стальных проводников общим сечением не менее 240 мм2.
Шахтовое направление присоединяется к заземляющему устройству до начала буровых работ, а
кондуктор и шурфовые трубы - после их установки.
Корпус токоприёмника и вертлюг должны быть присоединены к заземляющему устройству
медным проводом сечением не менее 35 мм2, имеющим медные или латунные наконечники
соответствующего сечения.
2.4.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и к заземлённым конструкциям
должно быть выполнено сваркой, а присоединение к корпусам электрооборудования - сваркой
или резьбовыми соединениями.
2.4.5. Наращивание бурильной колонны, а также промывка водой контактной муфты ведущей
трубы должны производиться при отключенном разъединителе электробура.
2.4.6. При бурении шурфа электробуром, питаемым по системе “два провода-труба”, корпус
электробура должен быть заземлён с помощью специальных заземляющих хомутов,
присоединённых к заземляющим устройствам при помощи гибкого медного провода сечением
не менее 35 мм2.
2.5. Требования к спуско - подъёмным операциям
2.5.1. Спуско-подъёмные операции должны производиться в строгом соответствии с режимнотехнологической картой.
2.5.2. При подъёме бурильного инструмента необходимо постоянно следить за показаниями
индикатора веса. При появлении затяжек превышать нагрузку на вышку, бурильный
инструмент и талевую систему сверх допустимых величин запрещается.
2.5.3. При прихвате бурильного инструмента, бурильщик должен принять первоочередные
меры по предотвращению осложнений, аварий.
2.5.4. Подъём бурильного инструмента должен осуществляться с постоянной очисткой и
осмотром его поверхности.
Для очистки поверхности должны применяться специальные приспособления, а для
исключения разбрызгивания бурового раствора - устройство против разбрызгивания.
2.5.5. При подъеме бурильной колонны должен проводиться постоянный долив в скважину
бурового раствора соответствующих параметров, уровень которого должен поддерживаться у
устья скважины или не ниже статического.
2.5.6. Спуско-подъемные операции при появлении сифона или поршневании скважины должны
быть приостановлены, а ствол скважины при этом должен быть промыт и проработан.
При невозможности ликвидации сифона или поршневания путем промывки и проработки,
подъем бурильной колонны должен осуществляться на минимальных скоростях с
систематическим контролем уровня бурового раствора в скважине, приемных и доливных
резервуарах.
2.5.7. При переливе бурового раствора через устье скважины необходимо пропустить
бурильную колонну в скважину, навернуть ведущую трубу с обратным клапаном или запорным
устройством, приподнять бурильную колонну над ротором, закрыть превентор и принять меры
по ликвидации газонефтеводопроявлений.
2.5.8. Спуск бурильной колонны при достижении массы, соответствующей значению
указанного в паспорте буровой установки, должен осуществляться с подключением
вспомогательного тормоза буровой лебедки.
2.5.9. Раскрепление резьбовых соединений бурильного инструмента должно осуществляться
механизированными или машинными ключами с применением пневмораскрепителей.
Раскрепление резьбовых соединений бурильного инструмента путем отбивок ротором не
допускается.
2.5.10. Навинчивание и отвинчивание долота должно осуществляться с применением
специального устройства.
2.5.11. Свинчивание и развинчивание обсадных труб диаметром 194 мм и выше допускается
осущестлять при помощи катушек буровой лебедки с применением кругового ключа или
канатодержателя.
2.5.12. В процессе свинчивания и развинчивания бурильного инструмента нахождение
обслуживающего персонала в радиусе действия механизированных и машинных буровых
ключей и вблизи натяжных канатов не допускается.
2.5.13. Погрузка, разгрузка и перемещение бурильных труб и инструмента на стеллажах и
приемных мостках буровых установок должны быть механизированы.
Подача бурильных и обсадных труб в буровую должна осуществляться поодиночно при
помощи двурогого крюка или крюка с предохранительной защелкой.
2.5.14. Для перемещения труб от подсвечника к устью скважины должно быть использовано
“Устройство для безопасной подачи свечей бурильных труб от подсвечника к ротору (УПС-2
ТУ 39-01-05-463-79)”.
2.5.15. Установка ведущей трубы в шурф должна быть механизирована, а подачу ее от шурфа к
устью скважины необходимо производить плавно.
2.5.16. Инструмент и приспособления, применяемые верхним рабочим для завода и установки
бурильных свечей за палец, должны быть надежно привязаны к элементам вышки пеньковыми
или оцинкованными канатами.
2.5.17. При использовании для спуско-подъемных операций специальных автоматизированных
и механизированных устройств ( АСП, МСП и др. ) необходимо соблюдать требования
безопасности, изложенные в НТД на эти устройства.
2.6. Требования к приготовлению, утяжелению и химической обработке буровых растворов
2.6.1. Эксплуатация глиномешалки и фрезерной мельницы при снятых металлических решетках
не допускается.
2.6.2. Загрузка исходных материалов для приготовления, утяжеления и химической обработки
буровых растворов должна осуществляться механизированным способом.
При застревании материалов на решётке глиномешалки должны применяться лопаты. ширина
которых превышает размер отверстий защитной решётки.
2.6.3. Ремонт и очистка глиномешалки и гидромешалки должен осуществляться двумя
рабочими по заданию начальника буровой или с разрешения бурового мастера
При ремонтных и очистных работах внутри глиномешалки или гидромешалки один рабочий
должен находиться внутри оборудования, а другой снаружи, который должен следить за
работой первого.
Во время указанных работ, ремни привода оборудования должны быть сняты и на пусковом
устройстве вывешен плакат “На включать, работают люди!”.
2.6.4. Загрузка жидких и особо вредных химических реагентов в смеситель гидромониторного
типа должна осуществляться при остановленном смесителе.
Указанные реагенты к люку смесителя должны доставляться вручную в закрытых сосудах и
емкостях с соблюдением требований безопасности при работе с данными реагентами.
2.6.5. Для отбора пробы бурового раствора должны применяться специальные пробоотборники,
Отбор проб следует производить при остановленной глиномешалке.
2.6.6. Утяжеление и приготовление бурового раствора на установке приготовления раствора
должно осуществляться при открытой задвижке гмдромонитора.
2.6.7. При наличии в буровой установке блока гидросмесителей перед началом работ
необходимо убедиться в плавности открывания (закрывания) шиберов на всасывающих,
сливных и нагнетательных трубопроводах.
2.6.8. Пуск гидромешалки в работу должен осуществляться после заполнения его половины
объёма водой или буровыми растворами.
2.6.9. При дроблении каустической соды, а также при вскрытии её тары, работники, не занятые
на данной операции, должны быть удалены.
Загрузка каустической соды в бетономешалку должна производиться с помощью
приспособлений, исключающих возможность её рассыпания.
С целью предотвращения замерзания водного раствора каустической соды при минусовых
температурах следует добавлять в него этиленгликоль (5-10% вес.) или глицерин (5-10% вес.) и
др.
2.7. Требования к креплению скважин
2.7.1. Крепление скважин должно осуществляться по плану, согласованным главным геологом
и утверждённым главным инженером.
Для руководства работами по спуску обсадной колонны должен быть назначен ответственный
из числа ИТР бурового предприятия.
2.7.2. Спуск тяжёлых промежуточных (технических) эксплуатационных обсадных колонн на
глубину 3000 м и более должен осуществляться при помощи спайдер-элеваторов.
Примечания:
1. Допускается спуск колонн несколькими секциями элеваторами для обсадных труб типа “ЭО”,
“ЭОК” и “ЭН”.
2. Допускается при спуске колонны обсадных труб на спайдер-элеваторах применять вместо
нижнего спайдер-элеватора пневмоклиновый захват (ПКРО-560).
2.7.3. Перед спуском колонны обсадных труб в скважину начальник буровой (буровой мастер)
совместно с механиком должны проверить исправность всей буровой установки,
приспособлений и устройств, необходимых для спуска колонны обсадных труб.
Буровая вышка должна проверяться с участием представителей вышкомонтажной конторы
(цеха) в соответствии с “Методическими указаниями по осмотру буровых вышек специальными
бригадами (РД 39-22-180-79)”.
По результатам проверки должен быть составлен акт о техническом состоянии буровой
установки и оборудования.
2.7.4. Для спуска обсадной колонны должны применяться хомут-элеваторы заводского
изготовления.
Для подвески хомут-элеватора должен применяться стальной канат диаметром не менее 12,5 мм
и имеющий коуши.
2.7.5. Для спуска обсадной колонны должна применяться “Люлька верхнего рабочего для
спуска обсадных труб (ТУ 39-01-05-442-79)”.
2.7.6. Перед спуском кондуктора, технической или эксплуатационной колонны необходимо
собрать низ обсадной колонны (башмак, направляющую пробку, обратный клапан, стоп-кольцо
и др.).
2.7.7. Обсадные трубы перед спуском в скважину должны быть замерены и уложены на
стеллажах по маркам стали и толщине стенок в порядке очерёдности спуска.
2.7.8. Обсадные трубы и буровую должны затаскиваться поодиночно, при помощи
грузоподъёмных механизмов, плавно и без рывков.
Перед подъёмом обсадной трубы в вертикальное положение необходимо проверить надёжность
закрытия замка элеватора.
Спуск в скважину нешаблонированной трубы не допускается.
2.7.9. Центрирование обсадных труб должно осуществляться с “Люльки верхнего рабочего для
спуска обсадных труб”. или центратором.
2.7.10. Свинчивание обсадных труб должно производиться оцинкованным канатом при помощи
катушки буровой лебёдки КЛ-3 с применением канатодержателя.
2.7.11. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением
удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов.
2.7.12. Цементирование скважин должно производиться в светлое время суток, под
руководством ответственного ИТР.
При необходимости продолжения работ в тёмное время суток, площадка для установки
агрегатов должна иметь освещённость не менее 25 лк.
2.7.13. Цементирование скважин должно осуществляться при наличии исправных
предохранительных клапанов и манометров на цементировочных агрегатах, а также манометра
на цементировочной головке.
2.7.14. Цементировочная головка до установке на устье скважины должна быть опрессована на
полуторакратное максимальное рабочее давление цементирования, но не превышающее
пробное давление цементировочной головки.
2.7.15. Трубопроводы от цементировочных агрегатов до цементировочной головки должны
быть опрессованы на полуторакратное максимальное рабочее давление, ожидаемое в процессе
цементирования.
При опрессовке нахождение людей вблизи трубопроводов и на рабочей площадке буровой не
допускается.
2.7.16. На цементировочных агрегатах должны быть предохранительные устройства,
срабатывающие при превышении давления на 3,5% выше нормального.
Предохранительный клапан цементировочного агрегата и его отвод должны быть закрыты
кожухом. Отвод предохранительного клапана должен быть направлен в приёмную ёмкость
цементировочного агрегата.
2.7.17. В случае газонефтепроявлений в скважине начинать работы по не допускается.
2.7.18. При закачке цементного раствора необходимо обеспечить устойчивость
цементировочных агрегатов.
2.7.19. При цементировании скважин с температурой воздуха ниже 273 К () трубопроводы,
предохранительные клапаны, нагнетательные трубопроводы, мерные баки, двигатели установок
и др. должны подогреваться паром. Вода для приготовления цементного раствора должна быть
подогрета до 313 К (40°С).
2.7.20. На законченной бурением скважине высота верхнего среза эксплуатационной колонны
должна быть определена, исходя из местных условий, по согласованию с органами
Госгортехнадзора СССР и нефтегазодобывающих предприятий.
2.8. Требования к предупреждению нефтегазопроявлений
2.8.1. Устье скважины должно быть оборудовано после спуска кондуктора или промежуточной
колонны противовыбросовым обрудованием в соответствии со схемой, утвержденной в
соответствующем порядке.
2.8.2. Буровые установки должны быть укомплектованы циркуляционными системами,
имеющими полезный объём, в соответствии с табл. 1.
Таблица 1
Тип буровой
Полезный объём циркуляционной
установки
системы, м3, не менее
БУ
2000
90
БУ
2500
90
БУ
3000
120
БУ
4000
150
БУ
5000
180
БУ
6500
240
БУ
8000
300
БУ 10000
360
В процессе бурения на скважине должен быть однократный объём бурового раствора (кроме
находящегося в скважине), по своим параметрам соответствующего геолого-техническому
наряду и режимно-технологической карте.
Кроме того, на скважине должен быть запас химреагентов и утяжелителя.
На буровой должна быть установлена ёмкость для самотёчного долива скважины или
специальная обвязка с устройством, обеспечивающим долив скважины при подъёме
инструмента.
2.8.3. При применении колонны бурильных труб различных диаметров на буровой необходимо
иметь опрессованную бурильную трубу диаметром, соответствующим плашкам превентора, с
переводниками под бурильный инструмент.
Размер плашек должен быть указан на щите у пульта управления превентором.
2.8.4. На буровой должны быть два обратных клапана, соответствующие типоразмеру
бурильного инструмента и опрессованные на давление опрессовки бурильного инструмента.
2.8.5. Превенторная установка перед отправкой на буровую должна быть проверена и
опрессована. При этом пробное давление должно быть равно рабочему давлению превентора. В
случаях, когда корпус превентора подвергался капитальному ремонту, связанному с
применением сварочных и токарных работ, перед отправкой на буровую он должен быть
испытан на прочность корпусных деталей.
Рпр = 2Рраб
или
Рпр = 1,5Рраб
Опрессовка оформляется записью в паспорте оборудования и специальным актом. После
установки на устье превенторная установка должна быть опрессована на давление, допустимое
для данной колонны, но не выше рабочего давления превенторной установки. Данные
опрессовки оформляются актом.
2.8.6. Управление превенторами должно быть дистанционным, механизированным и
дублировано ручным приводом.
Пульт управления превентором должен быть установлен на расстоянии не менее 10,0 м от устья
скважины и иметь дублер, расположеный у пульта бурильщика.
Ручной штурвал фиксации плашек превентора должен быть установлен в передвижной
металлической будке или за щитом с навесом из досок толщиной не менее 40 мм.
Примечание. На буровых установках универсальной монтажеспособности допускаются
штурвалы ручного управления гидроприводных превенторных установок располагать на
внешней стороне продольной балки вышечно-лебедочного блока.
2.8.7. Выкидные линии превенторной обвязки должны быть прямолинейными длиной не менее
30,0 м, а при возможности фонтанирования скважины газом (газоконденсатом) или нефтью с
большим газовым фактором и дебитом свыше 1000м3/сут., температурой флюида свыше 373 К (
100°С ) не менее 100,0 м. В отдельных случаях допускается монтаж превенторных установок с
поворотами линий после штуцерных камер с применением кованных или литых стальных
угольников с резьбовыми соединениями, прочным креплением их, также всей обвязки,
предварительно опрессованных на максимально возможное давление при ликвидации
фонтанирования скважины.
2.8.8. Прокладка линий противовыбросового оборудования под приемным мостом и
привышечными сооружениями не допускается.
2.8.9. Обвязка противовыбросового оборудования до начала буровых работ должна быть
опрессована на рабочее давление превенторной установки, но не выше опрессовки колонны, на
которой установлено противовыбросовое оборудование.
2.8.10. Превентор следует закрывать при подвешенной на талевой системе бурильной колонне и
только при открытых задвижках на манифольде превенторной установки.
При длительных остановках и слабых проявлениях необходимо пользоваться верхним
превентором, оставляя нижний в качестве резервного.
2.8.11. Давление на выходе превентора сверх допустимого, создавшееся при герметизации
скважины следует снижать постепенно ( 3-4 кгс/см2 в 1 мин.).
2.9. Требования по ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и аварий
2.9.1. При возникновении открытых нефтяных и газовых фонтанов на буровой необходимо:
прекратить все работы в загазованной зоне и вывести из нее людей;
остановить двигатели внутреннего сгорания;
отключить силовые и осветительные линии электропередач, которые могут оказаться на
загазованных участках;
потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины;
прекратить пользование стальным инструментом, курение, сварочные работы и др. действия,
ведущие к возникновению искры на территории, которая может быть загазованной;
запретить движение транспорта на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине.
На границе территории должны быть установлены запрещающие знаки по ГОСТ 12.4.026-76 и
ОСТ 39-8-9-1-72, а при необходимости и посты охраны;
ввести для увлажнения фонтанирующей струи и на металлоконструкции, контактирующие с
ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные
производственные агрегаты, установленные за пределами загазованной зоны, и средства
пожаротушения в целях предупреждения загорания фонтанов;
сообщить о случившемся руководству предприятия и вызвать на буровую военизированное
подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и
нефтяных фонтанов, пожарную охрану и медицинскую службу;
соорудить амбар для приема нефти, установить насосы и проложить трубопроводы для
перекачки нефти в закрытую емкость.
2.9.2. Работы по ликвидации аварий должны вестись в соответствии с разработанным планом
под руководством мастера (инженера) по сложным работам и при участии бурового мастера
(начальника буровой).
2.9.3. При обнаружении признаков олома бурильной колонны или разрушения долота
необходимо принять меры против возможного проявления открытого фонтанирования
скважины, а затем поднять бурильный инструмент.
2.9.4. При заклинивании бурильных труб во время подъема инструмента ликвидация аварии
путем дополнительной натяжки не допускается.
2.9.5. Ловильный инструмент должен соединяться с оставшейся в скважине частью бурильной
колонны после восстановления в скважине циркуляции бурового раствора.
2.9.6. Ловильный инструмент после соединения его с оставшейся в скважине бурильной
колонной должен подниматься плавно.
Развинчивание труб ротором не допускается.
2.9.7. Ремонт ловильного инструмента на устье скважины не допускается.
2.9.8. При установке нефтяных и кислотных ванн для освобождения инструмента буровой
раствор должен быть утяжелен с таким расчетом, чтобы не снизить гидростатического давления
на забой скважины ниже расчетного.
В этих случаях под заливочной головкой должен быть установлен обратный клапан.
2.9.9. При извлечении из скважины стального каната или каротажного кабеля спуск ловильного
инструмента в скважину должен осуществляться со специальным ограничителем.
2.9.10. Диаметр труб с левой резьбой, опускаемых в скважину для ловильных работ, должен
быть не менее диаметра труб, оставленных в скважине.
При разности диаметров труб плашки одного из превенторов должны соответствовать диаметру
труб с левой резьбой.
2.9.11. При необходимости освобождения прихваченного инструмента путем торпедирования
работы должны вестись по специальному плану, согласованному с геофизической службой и
местными органами Госгортехнадзора СССР.
2.9.12. При торпедировании скважины все работы в радиусе опасной зоны должны быть
приостановлены.
Радиус опасной зоны должен быть не менее 50,0 м.
На границе опасной зоны должны быть установлены запрещающие знаки по ГОСТ 12.4.026-76
и ОСТ 39-8-9-1-72.
Примечание. После спуска торпеды в скважину на глубину свыше 50,0 м радиус опасной зоны
допускается уменьшить до 20,0 м.
2.9.13. До расхаживания прихваченного в скважине инструмента необходимо:
проверить целостность и исправность вышки, оттяжек, талевой системы, лебедки и индикатора
веса;
удалить с буровой на расстояние превышающей высоту вышки не менее 10,0 м и членов
буровой бригады за исключением бурильщика и дизелиста.
2.9.14. Перед отбивкой прихваченного инструмента с крюка (крюкоблока) должны быть сняты
элеваторные стропы; роторные вкладыши скреплены между собой болтами; на пневматических
муфтах поставлены аварийные болты.
2.9.15. При гидроимпульсном способе ликвидации прихватов бурильного инструмента члены
буровой бригады, за исключением бурильщика и инженера (мастера ) по сложным работам,
должны быть удалены из буровой на расстояние 25,0 м от устья скважины.
2.9.16. При отсутствии на скважине установленных вращающегося или универсального
превенторов в процессе ловильных работ длины труб при спуске должны подбираться так,
чтобы в плашках превентора находилась бурильная труба, а в роторе - ведущая.
3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ПОМЕЩЕНИЯМ И ПЛОЩАДКАМ
3.1. Производственные помещения на территории буровой должны располагаться с учетом
рельефа местности и розы ветров.
3.2. Буровая вышка у основания должна иметь укрытие высотой не менее 6,0 м, а в районах
крайнего севера - не менее 8,0 м, выполненное из трудновоспламеняющихся ( пониженной
пожарной опасности ) материалов.
Балконы верхнего рабочего должны иметь укрытие с внешней стороны по всему периметру:
вверх от пола в пределах 2,4 - 3,0 м и вниз 1,5 - 2,0 м.
3.3. В укрытиях рабочей площадки вышки, насосного ( агрегатного ) помещения, а также
подвышечного пространства для улучшения естественной вентиляции должны быть
предусмотрены открывающиеся проемы, окна, фрамуги и т.д.
3.4. При минусовых температурах окружающей Среды постоянные рабочие места должны быть
оборудованы обогревом в соответствии с ОСТ 39-134-81.
3.5. Переходы и площадки на буровой должны содержаться в чистоте; разлитая нефть, горючесмазочные материалы и буровой раствор должны быть очищены.
3.6. У пультов управления электрическим оборудованием должны быть установлены
диэлектрические коврики или подстилки.
3.7. Проходы к превенторам и их площадки должны иметь твердое покрытие.
3.8. Амбары, ямы, колодцы, котловины, а также различного рода емкости, выступающие над
поверхностью земли менее, чем на 1,0 м, должны быть ограждены или перекрыты.
3.9. Вибросито должно иметь навес высотой не менее 2,0 м и укрытие с 3-х сторон.
3.10. Для осуществления работ по цементированию скважин около буровой должна быть
подготовлена площадка, позволяющая установку цементировочных агрегатов,
цементосмесительных машин и другого необходимого оборудования и техники.
При цементировании скважин, расположенных на затопленных участках, технику,
участвующую в цементировании скважин, допускается размещать на баржах или крановых
судах соответствующей грузоподъемности.
3.11. Технические средства, применяемые для цементирования скважин, следует располагать с
учетом местных условий (рельефа местности, расположения оборудования, механизмов и
коммуникаций).
Для обеспечения безопасности обслуживания технических средств и отъезда каждого из них
при аварийных ситуациях необходимо соблюдать следующие расстояния: от устья скважины до
блок-манифольдов - не менее 10,0 м; от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5,0; между
цементировочными и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м. При цементировании
размытого шахтового направления скважин техника должна быть установлена на расстоянии,
превышающей высоту вышки на 10,0 м.
3.12. В производственных помещениях и на рабочих площадках должны быть предусмотрены
места для установки первичных средств пожаротушения.
3.13. В производственных помещениях и на рабочих площадках должны быть установлены
металлические ящики с плотно закрывающимися крышками и надписью “Использованная
ветошь” (для промасленной ветоши). По окончании каждой смены использованная ветошь
должна выноситься в пожаробезопасное место.
3.14. В производственных помещениях и на площадках постоянного производства работ
должны быть специальные емкости с запирающимися крышками для хранения воды с
надписью “Питьевая вода”, которые должны иметь краны фонтанчикового типа.
При магистральном водоснабжении над краном должна быть
выполнена соответствующая надпись “Питьевая вода” или “Техническая вода”
3.15. Площадки для обслуживания оборудования должны быть шириной не менее 1 м с
перильным ограждением высотой не менее 1,25 м.
Площадки, находящиеся на высоте 0,75 м, должны оснащаться ступенями, а свыше 0,75 м лестницей с перилами.
3.16. В местах постоянного перехода людей над уложенными на поверхности земли
трубопроводами, а также над канавами и траншеями должны устраиваться переходные мостки
(деревянные или из рифленных листов стали) шириной не менее 600 мм с перилами высотой не
менее 1000 мм.
4. ТРЕБОВАНИЯ К ИСХОДНЫМ МАТЕРИАЛАМ
4.1. Исходные материалы, применяемые в процессе бурения нефтяных и газовых скважин,
должны храниться в специально отведенных местах в таре, предусмотренной в нормативнотехнической документации на данный материал.
4.2. Места хранения химических веществ должны быть оборудованы стеллажами и шкафами и
снабжены инвентарем, приспособлениями, средствами индивидуальной защиты, необходимого
для обращения с химическими веществами.
4.3. Химические вещества должны поступать в исправной таре или упаковке с полным
комплектом сопроводительной документации. оформленной в установленном порядке.
4.4. Особо опасные и вредные химические реагенты должны храниться в запирающихся сухих
складских помещениях, в соответствии с условиями хранения, указанных в паспорте или
инструкции по применению.
4.5. Слив в емкости жидких химических реагентов, доставленных на буровую, должен
осуществляться с соблюдением требований безопасности.
На емкостях несмываемой краской должно быть нанесено название реагента и надпись “Яд”.
4.6. Горюче-смазочные материалы, доставленные на буровую, должны храниться в емкостях
или таре, на которых должно быть нанесено несмываемой краской название ГСМ, с
соблюдением “Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности”, утвержденных
Миннефтепромом 03.04.74.
4.7. Расположение топливных емкостей должно быть предусмотрено на расстоянии не менее
20,0 м от приводного блока и других сооружений.
Запасные емкости или тара с ГСМ должны располагаться на расстоянии , превышающей высоту
вышки на 10,0 м.
5. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ И ОРГАНИЗАЦИИ РАБОЧИХ МЕСТ
5.1.Буровое оборудование должно размещаться в соответствии со схемой на каждый тип
буровой установки, учитывающий физиологические и психологические характеристики
трудового процесса, санитарно-гигиенические условия труда.
5.2. Схема размещения бурового оборудования должна предусматривать возможность удобного
и безопасного обслуживания и ремонта его: при этом расстояние между отдельными машинами
и механизмами и станками должно быть не менее 1,0 м, если предусмотрен ремонт этих
механизмов непосредственно на месте эксплуатации, ширина рабочих проходов должна быть
не менее 0,75 м а высота не менее 2,0 м.
5.3. Расстояние от основания вышки до охранной зоны воздушной линии электропередачи
должно превышать высоту вышки не менее чем на 10,0 м.
5.4. Горячие поверхности трубопроводов и выхлопных труб дизелей в местах соприкосновения
с ними во избежании ожогов обслуживающего персонала и возникновении пожаров должны
быть ограждены и изолированы теплоизоляционными материалами.
5.5. Выхлопная система дизелей должна предусматривать вывод выхлопных газов на
расстояние не менее 15,0 м от устья скважины; не менее 5,0 м от боковой обшивки приводного
блока (при горизонтальной прокладке выхлопного трубопровода) и не менее 1,5 м выше конька
крыши приводного блока (при вертикальной прокладке выхлопных труб), если обшивка
выполнена из сгораемого материала.
5.6. Для обслуживания элементов оборудования, находящихся на высоте, должны быть
устроены площадки, соответствующие требованиям ГОСТ 12.2.041-79.
5.7. Стояк манифольдной линии должен крепиться к буровой вышке хомутами с
виброизолирующими прокладками, снижающими передачу вибрации нагнетательных
трубопроводов буровых насосов на буровую вышку.
5.8. На рабочем месте бурильщика должна быть установлена площадка, уменьшающая
вибрацию бурового оборудования, передаваемой на бурильщика.
5.9. На территории буровой должно быть предусмотрено специальное место для курения, у
которого необходимо установить соответствующий знак по ГОСТ 12.4.026-76 и ОСТ 39-8-9-172.
6. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ, ДОПУСКАМОМУ К УЧАСТИЮ В
ПРОИЗВОДСТВЕННОМ ПРОЦЕССЕ
6.1. К бурению нефтяных и газовых скважин допускаются лица, прошедшие обучение согласно
“Положению о порядке обучения персонала безопасным методам работы” Единой системы
работ по созданию безопасных условий труда, утверждённой Приказ-постановлением № 559/8
Министерства нефтяной промышленности и президиума ЦК профсоюза рабочих нефтяной и
газовой промышленности от 21 октября 1977 года.
6.2. Персона, участвующий в бурении нефтяных и газовых скважин, должен пройти инструктаж
по безопасности труда: вводный - при поступлении на работу; первичный - на рабочем месте;
повторный - не реже одного раза в три месяца; внеплановый - при нарушении требований
безопасности труда и несчастных случаях.
6.3. Инструктаж на рабочем месте должен проводить мастер или руководитель участка, в
ведении которого находится данный работник. в соответствии с инструкциями по безопасности
труда, действующими на данном предприятии. по утверждённым программам.
6.4. Персонал, допускаемый к бурению нефтяных и газовых скважин. должен подвергаться:
предварительному - при поступлении на работу и периодическому - медицинским осмотрам.
Периодические медицинские осмотры должны проводиться в соответствии с приказом
Министерства здравоохранения СССР № 400 от 30.05.69.
6.5. Персонал, допущенный к выполнению работ, должен чётко знать свои обязанности на
случай возникшей опасности в соответствии с планом ликвидации аварий.
6.6. К монтажу и обслуживанию электроустановок допускаются работники, прошедшие
специальное обучение, имеющие соответствующую квалификационную группу по
электробезопасности и удостоверение.
6.7. При бурении скважин электробуром в составе буровой бригады должны быть два
электромонтёра: один с квалификационной группой не ниже IV, второй - с группой не ниже III.
7. ТРЕБОВАНИЯ К ПРИМЕНЕНИЮ СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ
7.1. Лица допущенные к бурению нефтяных и газовых скважин, должны уметь пользоваться
средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.011-75, выдаваемыми им в соответствии с
отраслевыми нормами.
7.2. Хранение, использование. периодический ремонт. чистка и другие виды профилактической
обработки средств индивидуальной защиты работающих следует проводить в соответствии с
требованиями стандартов и технических условий на конкретные виды средств защиты.
7.3. Средства индивидуальной защиты должны храниться в шкафах с индивидуальными
секциями.
7.4. В зимнее время места хранения средств индивидуальной защиты должны быть утеплены.
7.5. При работах в условиях возможного скопления газов шланговые противогазы должны
находиться у работающих или в специально оборудованных местах непосредственно на
рабочих площадках.
7.6. При приготовлении бурового раствора рабочие должны пользоваться следующими
средствами индивидуальной защиты:
при работе с комовыми и сыпучими материалами (глина, гематит, бурый уголь и др.) предохранительные очки и респираторы;
при работе с твёрдыми и жидкими химическими реагентами (каустическая сода,
кальцинированная сода, известь, сульфит-спиртовая барда, жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11 и др.) предохранительные очки, прорезиненный фартук, резиновые сапоги и перчатки. Резиновые
сапоги должны одеваться под брюки, а резиновые перчатки - под рукава верхней одежды;
при работе с вредными химическими реагентами (хроматы и бихроматы натрия и калия, фторид
и бифторид аммония и др.) дополнительно к СИЗ, указанным выше, необходимо пользоваться
респиратором.
7.7. Лица, занятые бурением скважин, должны работать в защитных касках “Труд” ОСТ 39-12481.
7.8. Верхний рабочий в процессе спуско-подъёмных операций должен носить пояс
предохранительный типа ВР ОСТ 39-062-78.
8. КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ
8.1. Содержание в воздухе рабочих помещений вредных паров газа, пыли и условия
микроклимата должны систематически контролироваться. Порядок и сроки проведения
анализов воздушной среды устанавливает администрация бурового предприятия.
8.2. Контроль воздушной среды на соответствие требованиям ГОСТ 12.1.005-76 следует
проводить путём выборочного определения концентрации вредных паров в воздухе, а также
микроклимата рабочей зоны приборами с чувствительностью не ниже 1/3 ПДК для каждого
вещества.
Контроль воздушной среды на пожаро-взрывоопасность следует проводить в зонах возможных
максимальных концентраций легковоспламеняющихся и горючих веществ, а также в местах
возможного образования взрывоопасных смесей.
8.3. При бурении электробуром необходимо осуществлять ежедневные проверки целостности
проводника, заземляющего корпус токоприемника, и плотность контактов в местах его
присоединения и еженедельные осмотры мест присоединения заземляющих проводников к
шахтовому направлению, кондуктору и шурфовой трубе с одной стороны, и к заземляющему
устройству - с другой, а также к корпусам электрооборудования и к заземленным
металлоконструкциям.
Осмотры производятся лицом из числа электротехнического персонала, обслуживающего
данную буровую установку, а результаты осмотра записываются в эксплуатационном журнале.
8.4. Проверку технического состояния элеваторов следует производить перед началом спускоподъемных операций. При этом элеваторы должны быть отбракованы, если они имеют
следующие дефекты:
износ опорной поверхности под муфту бурильной трубы более 2,0 мм;
прогиб нижних лап корпуса более 7,0 мм;
выработку проушин в месте посадки штропов;
неисправность фиксирующего устройства;
трещину в корпусе, створке и защелке;
люфт в шарнирных соединениях створок, при котором нижний конец створки и торец элеватора
под створку находятся не в одной плоскости;
заедание в шарнире замка;
деформация или слом пружины.
Отбраковку элеваторов следует производить согласно инструкции на ремонт и отбраковку.
8.5. За исправным состоянием каната должен быть установлен систематический тщательный
контроль.
Грузовой канат должен быть заменен новым при выявлении следующих дефектов:
оборвана одна прядь каната;
на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а
каната диаметром свыше 20 мм - более 10% от всего числа проволок в канате;
одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната;
канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от
первоначального;
на канате имеется скрутка ( “жучок”);
при поверхностном износе или коррозии, достигший 25% и более первоначального диаметра
проволок.
8.6. В процессе эксплуатации буровую вышку должны осматривать не реже одного раза в два
месяца механик и буровой мастер. Результаты осмотра за их подписями должны заноситься в
журнал проверки технического состояния оборудования.
Кроме того, состояние вышки должно проверяться с участием представителя вышкомонтажной
конторы или лица, ответственного за монтаж в следующих случаях:
перед спуском обсадной колонны;
перед началом и после окончания ловильных работ, требующих расхаживания прихваченной
колонны труб;
после сильного ветра со скоростями для открытой местности 15 м/сек., для лесной и таежной
местности или когда вышка сооружена в котловане - 21 м/сек;
до начала и после окончания передвижения вышки;
после открытых фонтанов и выбросов.
Результаты проверки технического состояния вышки оформляются актом за подписями
работников, производящих осмотр.
Поврежденные детали вышки должны быть восстановлены или заменены до возобновления
работ.
Основные ремонтные работы должны фиксироваться в техническом паспорте вышки.
8.7. Буровая вышка не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться в соответствии
с “Методическими указаниями по осмотру буровых вышек специальными бригадами (РД 39-22180-79)*.
8.8. Через семь календарных лет вышка должна осматриваться специальной комиссией с
участием главных специалистов буровых и вышкомонтажных организаций и при заключении о
ее пригодности к дальнейшей эксплуатации подвергаться испытанию на грузоподъемность.
При положительных результатах испытаний комиссией устанавливается срок дальнейшей
эксплуатации вышки, но не более 5 лет. В дальнейшем, в порядке исключения, эксплуатация
вышки может быть разрешена еще на 3 года, но только после ее полной разборки с ревизией
всех узлов и элементов, отбраковкой и заменой части из них, непригодной к дальнейшей
эксплуатации, сборки и последующим испытанием.
Во всех случаях эксплуатации вышки свыше 7 лет, она должна ежегодно осматриваться
комиссией с участием главных специалистов с составлением акта о ее техническом состоянии и
заключении о пригодности вышки к дальнейшей эксплуатации.
8.9. Кронблоки, рамы кронблоков и подкронблочные балки вышек и мачт должны
осматриваться с проверкой всех узлов крепления не реже одного раза в два месяца.
8.10. Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить замер износа шеек
штропов с занесением результатов в паспорт. При обнаружении микротрещин и износа шеек,
превышающих 5,0 мм, штропы бурильные необходимо отбраковать.
8.11. Перед спуско-подъемными операциями с применением механизированного ключа
необходимо осуществлять проверку и при обнаружении одного из перечисленных ниже
дефектов отбраковать ключ:
плотность посадки сухарей в гнездах;
смещение плоскости торца сухаря относительно торцовой плоскости;
наличие трещин в корпусе и рукоятке;
отсутствие шплинта в болтовом креплении вертлюга;
отсутствие шплинтов в шарнирных пальцах;
сработаны зубья в сменной челюсти.
8.12. Перед спуско-подъемными операциями необходимо проверить состояние тормозных
колодок. При выявлении толщины колодки от набегающего конца ленты 8,0 мм и менее
тормозная колодка должна быть заменена.
8.13. Перед началом спуско-подъемных работ необходимо проверить высоту расположения
конца тормозной рукоятки от уровня рабочей площадки, которая при полном торможении не
должна быть менее 0,8 м и не более 0,9 м.
8.14. Перед началом спуско-подъемных операций необходимо осуществлять проверку
исправности ограничителя подъема талевого блока. Ограничитель подъема талевого блока
должен отключать буровую лебедку при достижении талевого блока на расстояние не менее 2,0
м до кронблока.
8.15. Не реже одного раза в неделю принудительным открыванием необходимо проверить
действие предохранительного клапана воздухосборника.
При минусовых температурах окружающей среды работоспособность предохранительного
клапана должна проверяться ежесменно.
Приложение 1
Рекомендуемое
___________________________________
(наименование организации
____________________________________
или предприятия)
АКТ О ВВОДЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
скважина №________________________площади____________________________________
"___"__________19___г.
Мы, нижеподписавшиеся, комиссия в составе ___________________________
_________________________________________________________________________________
проверили готовность к пуску буровой установки________________________________
типа
имеющей: вышку______________________________фундамент________________________
типа
лебедку ______________________________ с приводом от___________________________
типа
буровые насосы ________________________с приводом от___________________________
типа
редуктор________________________________кронблок________________________________
талевой блок ____________________________подъемный кран________________________
вертлюг_________________________________глиномешалку___________________________
с приводом от ___________________________________________________________________
и следующее вспомогательное оборудование_____________________________________
При проверке выявлено:
1. Комплектность буровой установки______________________________________________
2. Техническое состояние оборудования__________________________________________
__________________________________________________________________________________
3. Состояние талевого каната______________________________________________________
4. Наличие и состояние ограждений движущихся и вращающихся частей, механизмов,
токоведущих частей и циркуляционной системы____________________________________
__________________________________________________________________________________
5. Укомплектованность буровой установки контрольно-измерительными
приборами_______________________________________________________________________
6. Наличие устройств и приспособлений малой механизации и автоматизации, а также
приспособлений по технике безопасности________________________________________
__________________________________________________________________________________
(указать, соответствует ли утвержденному перечню или
__________________________________________________________________________________
причины несоответствия)
7. Освещение буровой___________________________________________________________
8. Наличие аварийного освещения________________________________________________
9. Состояние культбудки__________________________________________________________
10. Состояние пенькового каната для легкости____________________________________
11. Наличие инструкций и плакатов по технике безопасности_____________________
__________________________________________________________________________________
12. Наличие прав на ведение буровых работ у мастеров и бурильщиков
__________________________________________________________________________________
13. Знание членами бригады Правил безопасности
и стандартов ССБТ_______________________________________________________________
14. К акту прилагаются:
акт об испытании нагнетательных линий буровых насосов;
акт об испытании ограничителя подъема талевого блока;
акт об испытании ( опрессовке ) пневмосистемы буровой установки
Заключение комиссии:___________________________________________________
Подписи:_________________________________________________________________
Заключение горно-технического инспектора:______________________________
Приложение 2
ПЕРЕЧЕНЬ
документов, на которые даны ссылки в ОСТ 39-158-83
1. ГОСТ 12.1.003-76
2. ГОСТ 12.1.004-76
3. ГОСТ 12.1.005-76
4. ГОСТ 12.1.010-76
5. ГОСТ 12.1.012-78
6. ГОСТ 12.2.003-74
7. ГОСТ 12.2.007-75 - 12.2.007.14-75
8. ГОСТ 12.2.041-79
9. ГОСТ 12.3.002-75
10. ГОСТ 12.3.009-76
11. ГОСТ 12.4.011-75
12. ГОСТ 12.4.026-76
13. ОСТ 39-8-9-1-72
14. ОСТ 39-062-78
15. ОСТ 39-105-79
16. ОСТ 39-107-80
17. ОСТ 39-124-81
18. ОСТ 39-134-81
19. РД 39-22-617-81
20. ТУ 39-01-05-442-79
21. Ту 39-01-05-463-79
22. Инструкции по безопасному ведению работ при разработке нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и
агрессивных веществ.
23. Инструкция по технологии бурения нефтяных и газовых скважин электробурами
24. Инструкция о порядке допуска к промышленным испытаниям и выдачи разрешений на
применение новых типов оборудования на подконтрольных Госгортехнадзору СССР
предприятиях
25. Инструкция по устройству и эксплуатации заземления установки электробура питаемого по
системе "два провода-труба", утвержденная Миннефтепромом 04.08.81.
26. Методические указания по осмотру буровых вышек специальными бригадами (РД-39-22180-79 )
27. Отраслевая инструкция по безопасности труда с использованием газообразных агентов
ИБТВ 1-062-79
28. Отраслевые нормы проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной
промышленности ВСН 34-82
29. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности, утвержденные
Миннефтепромом 03.04.74
30. Положение о порядке обучения персонала безопасным методам работы "Единой системы
работ по соединению безопасных условий труда", утвержденное Приказ-постановлением №
559/8 Министерства нефтяной промышленности и президиума ЦК профсоюза рабочих
нефтяной и газовой промышленности от 21 октября 1977 г.
31. Единые технические правила ведения работ при бурении.
Приложение 3
Лист регистрации изменений
Изм
.
Номер листов (страниц)
Номер Подпись Дата
Срок
документа
введения
измененных замененных новых аннулированных
изменений
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ....................................................................................................... 3
2. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССАМ........................................................ 5
2.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ................................................................................................ 5
2.2. ТРЕБОВАНИЯ К БУРЕНИЮ СКВАЖИН РОТОРНЫМ СПОСОБОМ............................... 6
2.3. ТРЕБОВАНИЯ К БУРЕНИЮ СКВАЖИН ТУРБИННЫМ СПОСОБОМ.............................. 6
2.4. ТРЕБОВАНИЯ К БУРЕНИЮ СКВАЖИН ЭЛЕКТРО БУРОМ.......................................... 6
2.5. ТРЕБОВАНИЯ К СПУСКО - ПОДЪЁМНЫМ ОПЕРАЦИЯМ............................................ 7
2.6. ТРЕБОВАНИЯ К ПРИГОТОВЛЕНИЮ, УТЯЖЕЛЕНИЮ И ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 8
2.7. ТРЕБОВАНИЯ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИН................................................................... 9
2.8. ТРЕБОВАНИЯ К ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ............................. 11
2.9. ТРЕБОВАНИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОТКРЫТЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ФОНТАНОВ
И АВАРИЙ 13
3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ПОМЕЩЕНИЯМ И ПЛОЩАДКАМ....................
14
4. ТРЕБОВАНИЯ К ИСХОДНЫМ МАТЕРИАЛАМ................................................................. 16
5. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ И ОРГАНИЗАЦИИ РАБОЧИХ МЕСТ
16
6. ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ, ДОПУСКАМОМУ К УЧАСТИЮ В
ПРОИЗВОДСТВЕННОМ ПРОЦЕССЕ
17
7. ТРЕБОВАНИЯ К ПРИМЕНЕНИЮ СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ........................... 17
8. КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ......................................... 18
Приложение 1................................................................................................................ 22
Приложение 2................................................................................................................ 24
Приложение 3................................................................................................................ 26