|
Стр. 5
с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив
скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для
промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и
поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть
оборудована уровнемером и иметь градуировку.
Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости
соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов
скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на
скважине.
3.12.12. Без исправного индикатора веса проводить спуско -
подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с
нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины,
запрещается.
3.12.13. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней
скважины может быть допущен при условии осуществления и
использования специальных мероприятий и технических средств,
предусмотренных планом, утвержденным техническим руководителем
предприятия.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в
действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная
работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый
производитель работ должен немедленно оповестить остальных
участников работ на кусте о возникновении на его участке
нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений,
отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях
все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин
возникновения нестандартной ситуации.
Инструкция по одновременному ведению работ на кусте
разрабатывается нефтегазодобывающим предприятием и согласовывается
с территориальными органами Госгортехнадзора России.
3.12.14. При ремонте скважин на газлифтных кустах перед
расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую
скважину, а также на соседних скважинах слева и справа (на период
расстановки) прекращается. Запрещается установка оборудования и
спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.
При ремонте механизированных скважин в кусте с расстоянием
между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть
остановлена, при необходимости заглушена.
3.12.15. Проведение работ по монтажу, демонтажу и ремонту
вышек и мачт не допускается: в ночное время, при ветре со
скоростью 15 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при
гололедице, ливне, тумане (с видимостью менее 50 м).
3.12.16. Спуско - подъемные операции при ветре со скоростью 15
м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с
видимостью менее 50 м запрещаются.
3.12.17. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье
скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна
действовать в соответствии с планом ликвидации аварий,
разработанным в соответствии с Приложением 9 настоящих Правил.
3.12.18. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным
центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.
Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной
вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины,
должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на
барабан правильными рядами.
3.12.19. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен
находиться в зоне видимости с рабочей площадки.
3.12.20. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных
скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а
также в скважинах с наличием сероводорода не допускается.
3.12.21. При проведении ремонтно - изоляционных работ
запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного
разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а
также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.
3.12.22. Освоение скважин после бурения и ремонта должно
производиться в соответствии с требованиями п. п. 2.11.4, 2.11.5,
2.11.6, 2.11.7 и 2.11.8 настоящих Правил.
3.12.23. Ремонт скважин с использованием канатной техники
должен проводиться при обеспечении следующих условий:
3.12.23.1. Работы по профилактическому ремонту скважин должны
проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным
техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия.
3.12.23.2. Работы по ревизии клапана - отсекателя, их
периодичность выполняются в соответствии с рекомендациями фирмы -
изготовителя и промысловыми заявками заказчика.
3.12.23.3. Периодичность проверки секционных лубрикаторов и
плашечных превенторов: гидравлическая опрессовка - через шесть
месяцев; дефектоскопия - один раз в год.
3.12.23.4. После извлечения из эксцентричных камер
(ингибиторных оправок) ингибиторного клапана, газлифтного клапана,
циркуляционного клапана в посадочное место должны быть установлены
глухие пробки. Эксплуатация скважин с открытым "гнездом" в
оправках запрещается.
3.12.23.5. Спуско - подъемные операции и все работы с
использованием канатной техники следует проводить с применением
гидрофицированной лебедки, позволяющей обеспечивать вращение
барабана с канатов любых желаемых диапазонов скоростей и с
фиксированной нагрузкой на канат.
3.12.24. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен
находиться в зоне видимости с рабочей площадки.
3.13. Сбор и подготовка нефти и газа
3.13.1. Общие требования
3.13.1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки
нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и
регулирования, места размещения средств контроля, управления и
противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства
и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.
3.13.1.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и
транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему
контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой
выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все
помещения должны иметь постоянно действующую систему
приточно - вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена
рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75 [72].
Основные технологические параметры указанных объектов и данные
о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт
управления.
3.13.1.3. Системы управления должны иметь сигнальные
устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь
с диспетчерским пунктом.
3.13.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект
должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.
3.13.1.5. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а
устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин -
герметичными.
3.13.1.6. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС,
УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна
быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем
предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений
потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной
технологической схеме. Технологическая схема является частью плана
ликвидации возможных аварий.
3.13.1.7. Изменения в технологический процесс, схему,
регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной
защиты могут вноситься только при наличии нормативно - технической
и проектной документации, согласованной с организацией -
разработчиком технологического процесса и проектной организацией -
разработчиком проекта.
Реконструкция, замена элементов технологической схемы без
наличия утвержденного проекта не допускаются.
3.13.1.8. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и
не используемое в действующей технологической схеме, должно быть
отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено
инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой
заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки -
снятия заглушек.
3.13.1.9. При наличии в продукции, технологических аппаратах,
резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности
образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении
герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал
должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной
защиты от воздействия этих веществ.
3.13.2. Оборудование для сбора и подготовки
нефти, газа и конденсата
3.13.2.1. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата
должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий
на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и
действующими нормами технологического проектирования и
обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора
и подготовки нефти и газа).
3.13.2.2. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться
приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления),
регулирующими и предохранительными устройствами.
3.13.2.3. Исправность предохранительной, регулирующей и
запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах,
подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным
графиком.
Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.
3.13.2.4. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются
манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной
аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной
линией для опорожнения.
3.13.2.5. Электрические датчики систем контроля и управления
технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном
исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации,
образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других
веществ либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой
контакт с транспортируемой средой.
3.13.2.6. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются
в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026 ССБТ [13] и
обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На
трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения
транспортируемой среды.
3.13.3. Насосные, компрессорные станции,
блочно - комплектные насосные станции
3.13.3.1. Помещения насосных и компрессорных станций должны
быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и
правил.
3.13.3.2. Резервные насосы должны находиться в постоянной
готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны
быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования
пирофорных отложений.
3.13.3.3. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на
объектах добычи природного газа кроме требований пункта 3.3.2
оборудуются:
- автоматизированной системой регулирования работы
оборудования в заданных параметрах;
- автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования
с подачей технологических сред в системы утилизации;
- автоматизированной системой раннего обнаружения и тушения
пожаров;
- системой аварийного оповещения и связи.
Уровень автоматизации компрессорных станций должен
обеспечивать регистрацию основных технологических параметров,
включая:
- давление, расход, температуру перекачиваемой среды;
- состояние воздушной среды в помещении (концентрацию
взрывоопасных и вредных веществ);
- аварийный сигнал.
3.13.3.4. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводы
необходимо систематически проверять на герметичность в
соответствии со сроками, установленными инструкцией по
эксплуатации завода - изготовителя.
3.13.3.5. Запрещается оставлять работающие компрессоры, кроме
полностью автоматизированных, без надзора лиц, их обслуживающих.
3.13.4. Установки комплексной подготовки газа
(групповые и газосборные пункты)
3.13.4.1. Установки комплексной подготовки газа (групповые и
газосборные пункты) должны обеспечивать полное и эффективное
использование ресурсов природного и нефтяного газа.
3.13.4.2. Для установок комплексной подготовки газа,
газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны
разрабатываться и утверждаться в установленном порядке
технологические регламенты. Приемка объектов в эксплуатацию
осуществляется в порядке, установленном Госстроем России.
3.13.4.3. Газопроводы установок комплексной подготовки газа,
газосборных пунктов, головных сооружений и т.д. должны отвечать
требованиям, предъявляемым к трубопроводам первой категории (при
Ру <= 10 МПа).
3.13.4.4. УКПП и другие установки должны иметь автоматическое
и механизированное регулирование и управление технологическими
процессами. Для питания пневматических систем этих установок
необходимо использовать осушенный и очищенный воздух, пригодный по
качеству и параметрам для использования в работе КИПиА.
3.13.4.5. На каждом паропроводе при входе в аппарат должны
быть установлены обратный клапан и отключающее устройство,
рассчитанные на рабочее давление в аппарате.
3.13.4.6. УКПГ должны иметь систему осушки, подогрева и
ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре,
оборудовании, приборах следует ликвидировать введением
растворителей, пара, горячей воды, понижением давления в системе.
Использование для обогрева оборудования открытого огня
запрещается.
3.13.4.7. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать
предохранительные клапаны, если в них обнаруживается пропуск,
запрещается. В этих случаях необходимо прекратить эксплуатацию
аппарата, оборудования, трубопроводов и т.п. и клапан заменить.
3.13.4.8. На установке, в технологическом регламенте
указывается перечень технологических параметров и их предельных
значений. При отклонении параметров от предельных значений
установка должна быть остановлена.
3.13.4.9. Перед пуском установки необходимо проверить
исправность оборудования, трубопроводов, арматуры,
металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок,
вентиляции, канализации, СИЗ и средств пожаротушения, вытеснить
воздух из системы инертным газом на свечу. В конце продувки
производится анализ выходящего газа. Содержание кислорода не
должно превышать 1% (объемн.). Вытеснение воздуха из аппаратов и
емкостей в общезаводской факельный трубопровод запрещается.
3.13.4.10. Не допускается пуск установки при неисправных
системах контроля опасных параметров процесса и системах защиты.
3.13.4.11. Отбор проб газа, конденсата и других
технологических сред должен производиться с помощью
пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в
оборудовании. Запрещается пользоваться пробоотборниками с
неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком их
проверки. Проверка вентилей на герметичность проводится не реже
одного раза в шесть месяцев.
3.13.4.12. Приборы, расположенные на щитах управления КИПиА,
должны иметь надписи с указанием определяемых и предельно
допустимых параметров.
Сигнальные лампы и другие специальные приборы должны иметь
надписи, указывающие характер сигнала.
3.13.4.13. Работы по наладке, ремонту и испытанию
оборудования, систем контроля, управления противоаварийной
автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и
оповещения должны исключать искрообразование. На проведение таких
работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд - допуск,
разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и
проведения работ.
3.13.4.14. Предупредительная и аварийная сигнализация должна
быть постоянно включена в работу.
3.13.4.15. Сменному технологическому персоналу разрешается
производить только аварийные отключения отдельных приборов и
средств автоматизации в порядке, установленном производственными
инструкциями.
3.13.4.16. Ревизия КИПиА, а также блокировочных и
сигнализирующих устройств должна производиться по графикам,
составленным в соответствии с Положением о планово -
предупредительном ремонте контрольно - измерительных приборов и
средств автоматики, утвержденным техническим руководителем
предприятия, и регистрироваться в специальных журналах.
3.13.5. Дополнительные требования для установок
низкотемпературной сепарации газа
3.13.5.1. Территория установки должна быть ограждена и
обозначена предупредительными знаками.
3.13.5.2. Оборудование установок низкотемпературной сепарации
следует продувать в закрытую емкость с отводом газа в систему его
утилизации.
3.13.5.3. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сероводород
и другие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания
запрещается.
3.13.5.4. На каждом газосепараторе устанавливается не менее
двух предохранительных устройств, каждое из которых должно
обеспечивать безаварийную работу аппарата.
3.13.5.5. Предохранительные устройства на конденсатосборнике
должны быть установлены в верхней части аппарата.
3.13.5.6. Сбрасываемый предохранительными устройствами газ
должен отводиться в систему или на факел (свечу), установленные за
пределами территории установки или на расстоянии не менее 25 м от
ограждения.
3.13.6. Промысловые трубопроводы
3.13.6.1. Проектирование, строительство и эксплуатация
промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с
требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации
технологических трубопроводов" [60], утвержденных
Госгортехнадзором России 02.03.95, и "Правил по эксплуатации,
ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов"
[52], утвержденных Минтопэнерго РФ 30.12.93.
3.13.6.2. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей
и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим,
термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию.
Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.
Допускается применение неметаллических трубопроводов по
согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.
3.13.6.3. Изготовление труб различного типа (включая
неметаллические) для нефтегазопромысловых трубопроводов должно
производиться на предприятиях, имеющих соответствующую лицензию
Госгортехнадзора России.
3.13.6.4. Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться
сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в
местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и
другой аппаратуры, а также контрольно - измерительных приборов.
В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать
запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из
эксплуатации.
3.13.6.5. К сварке стыков трубопроводов допускаются специально
подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном
"Правилами аттестации сварщиков" [49], утвержденными
Госгортехнадзором России 16.03.93.
3.13.6.6. Контроль качества сварных соединений трубопроводов
проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных
документов. Контроль качества и приемка работ должны включать в
себя операционный и визуальный виды контроля, обмер, проверку
сварных швов методами неразрушающего контроля, а также
механические испытания.
Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным
(пересечение с водными преградами, автомобильными и железными
дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть
подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.
3.13.6.7. Трассы газо- и конденсатопроводов (по каждой нитке в
отдельности) должны быть обозначены на местности указательными
знаками.
3.13.6.8. В местах пересечения газо- и конденсатопроводами
дорог, водных преград, оврагов, железнодорожных путей, на углах
поворотов, местах возможного скопления людей, технологических
узлах газоконденсатопроводов выставляются предупредительные знаки
и надписи. Для перечисленных и подобных мест проектом должны
предусматриваться мероприятия, исключающие (уменьшающие) опасность
выбросов. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛА,
утвержденный техническим руководителем предприятия.
3.13.6.9. Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и
железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из
стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с
требованиями нормативных документов по п. 3.13.6.1 настоящих
Правил.
3.13.6.10. Прокладка наземных и подземных
нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не
допускается.
3.13.6.11. Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся
либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых
определяется расчетом и указывается в проекте.
3.13.6.12. В районах, где могут возникнуть перемещения
земляных масс под воздействием природно - климатических
особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите
трубопроводов от этого явления.
При почвах с недостаточной несущей способностью компенсирующие
мероприятия должны предотвратить повреждения трубопровода от
оседания или поднятия.
При скалистой почве должна быть предусмотрена соответствующая
оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в
случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо
предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной
утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения
техногенного воздействия на окружающую среду.
3.13.6.13. Запорную арматуру на трубопроводах следует
открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.
3.13.6.14. На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей
редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны
быть указатели, показывающие направление их вращения: "Открыто",
"Закрыто". Вся запорная арматура должна быть пронумерована
согласно технологической схеме.
3.13.6.15. Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов
(задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь
дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия -
закрытия ее без спуска человека в колодец.
3.13.6.16. Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со
скважинами, должны быть оборудованы обратными клапанами или
другими запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток
жидкости из скважины при аварийной разгерметизации
нефтегазопровода.
Допускается применение дистанционно управляемых запорных
устройств, если параметры работы скважины контролируются
дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта
управления скважиной.
3.13.6.17. Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода
или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и
испытаниям на прочность и герметичность.
Эти операции проводятся после полной готовности участка или
всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на
опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов,
представления исполнительной документации на испытываемый объект).
3.13.6.18. Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов
(от скважин до дожимных насосных установок или до центрального
пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной
документацией и технологическим регламентом.
3.13.6.19. Способы испытания и очистки полости трубопроводов
устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте
производства работ.
3.13.6.20. Перед началом продувки и испытания трубопровода
газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками
опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время
указанных работ (таблица 2).
Таблица 2
ЗОНЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОЧИСТКЕ И ИСПЫТАНИИ
ТРУБОПРОВОДОВ ВОЗДУХОМ
------------T-----------------T-----------------T----------------¬
¦Условный ¦Радиус опасной ¦Радиус опасной ¦Радиус опасной ¦
¦диаметр ¦зоны при очистке ¦зоны при очистке ¦зоны при испыта-¦
¦трубо- ¦полости в обе ¦полости в направ-¦нии в обе сторо-¦
¦провода, ¦стороны от трубо-¦лении вылета ерша¦ны от трубопро- ¦
¦мм ¦провода, м ¦или поршня, м ¦вода, м ¦
+-----------+-----------------+-----------------+----------------+
¦ до 300 ¦ 40 ¦ 600 ¦ 100 ¦
¦ 300 - 500 ¦ 60 ¦ 800 ¦ 150 ¦
¦ 500 - 800 ¦ 60 ¦ 800 ¦ 200 ¦
¦ 800 - 1000¦ 100 ¦ 1000 ¦ 250 ¦
¦1000 - 1400¦ 100 ¦ 1000 ¦ 250 ¦
L-----------+-----------------+-----------------+-----------------
3.13.6.21. При гидравлических испытаниях и удалении воды из
трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны
(таблица 3) и обозначены на местности предупредительными знаками.
3.13.6.22. При продувке трубопровода минимальные расстояния от
места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог,
линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать по
таблице 2 настоящих Правил.
3.13.6.23. Продувка и испытание трубопроводов
сероводородосодержащим газом запрещаются.
3.13.6.24. Пневматические испытания трубопроводов должны
проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания
трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные
взрывоопасные среды, - инертным газом.
Таблица 3
ЗОНЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ИСПЫТАНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ
-----------T---------T--------------T------------T---------------¬
¦Диаметр ¦Радиус ¦Радиус опасной¦Радиус опас-¦Радиус опасной ¦
¦трубопро- ¦опасной ¦зоны при дав- ¦ной зоны при¦зоны при дав- ¦
¦вода, ¦зоны при ¦лении испыта- ¦давлении ис-¦лении испыта- ¦
¦мм ¦давлении ¦ния 82,5 кгс/ ¦пытания свы-¦ния свыше ¦
¦ ¦испытания¦кв. см ¦ше 82,5 кгс/¦82,5 кгс/кв. см¦
¦ ¦82,5 кгс/¦в направлении ¦кв. см в ¦в направлении ¦
¦ ¦кв. см ¦возможного от-¦обе стороны ¦возможного от- ¦
¦ ¦в обе ¦рыва заглушки ¦от оси ¦рыва заглушки ¦
¦ ¦стороны ¦от торца ¦трубопрово- ¦от торца трубо-¦
¦ ¦от оси ¦трубопровода, ¦да, м ¦провода, м ¦
¦ ¦трубо- ¦м ¦ ¦ ¦
¦ ¦провода, ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦м ¦ ¦ ¦ ¦
+----------+---------+--------------+------------+---------------+
¦100 - 300 ¦ 75 ¦ 600 ¦ 100 ¦ 900 ¦
¦300 - 500 ¦ 75 ¦ 800 ¦ 100 ¦ 1200 ¦
¦500 - 800 ¦ 75 ¦ 800 ¦ 100 ¦ 1200 ¦
¦800 - 1000¦ 100 ¦ 1000 ¦ 150 ¦ 1500 ¦
¦1000 - ¦ 100 ¦ 1000 ¦ 150 ¦ 1500 ¦
¦14000 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----------+---------+--------------+------------+----------------
3.13.6.25. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время
продувки или испытания должны выделяться обходчики, обеспеченные
двусторонней связью с руководителем работ, которые обязаны:
- вести наблюдение за закрепленным за ними участком
трубопровода;
- не допускать нахождение людей, животных и движение
транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для
движения при испытании наземных или подземных трубопроводов.
Размеры опасной зоны, указанные в таблицах 2 и 3 настоящих Правил,
должны быть увеличены в 1,5 раза;
- немедленно оповещать руководителя работ о всех
обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания
или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и
транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.
3.13.6.26. Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для
продувки должен проводиться с помощью съемных участков
трубопроводов или гибких шлангов с установкой запорной арматуры с
обеих сторон съемного участка: по окончании продувки эти участки
трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре
установлены заглушки.
3.13.6.27. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с
природным газом должно быть проведено вытеснение из трубопровода
воздуха газом давлением не более 1 кгс/кв. см в месте его подачи.
Вытеснение воздуха га... ходящем из газопровода, составляет не
более 2% по показаниям газоанализатора.
3.13.6.28. Испытания газопровода газом в зоне пересечения им
железной, автомобильной дорог или вблизи населенного пункта,
хозяйственного объекта следует проводить, согласовав время
испытаний и меры безопасности с представителями органов местной
власти и организацией, эксплуатирующей этот объект (включая дороги
различного типа).
3.13.6.29. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не
допускается устройство канализационных колодцев и других
заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением
углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану
производства работ.
3.13.6.30. Периодичность испытания трубопроводов
устанавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом свойств
транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости
коррозионных процессов.
Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены
в техническом паспорте.
3.13.6.31. Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться
при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в
технологический процесс, регламент могут вноситься только при
наличии проектно - сметной документации, утвержденной техническим
руководителем предприятия.
3.13.6.32. Запрещается эксплуатация трубопроводов,
предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных
газов и продуктов при наличии "хомутов" и других устройств,
применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях.
3.13.6.33. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов
обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на
территории охранной зоны.
3.13.6.34. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных
трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой
технического надзора в зависимости от скорости коррозионно -
эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных
трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и
необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации
трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8
лет.
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию
нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год
после начала эксплуатации.
3.13.6.35. Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны
проводиться в соответствии с установленным порядком по графику,
разработанному службой технического надзора и утвержденному
техническим руководством предприятия.
3.13.6.36. Периодические испытания трубопроводов на прочность
и герметичность необходимо проводить, как правило, во время
проведения ревизии трубопроводов.
3.13.6.37. Периодический контроль состояния изоляционного
покрытия трубопроводов проводится существующими методами
диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без
вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем
предприятия.
3.13.7. Резервуары
3.13.7.1. Настоящие правила распространяются на стальные
сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимостью от 100 до
50000 куб. м, предназначенные для сбора, хранения и подготовки
сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее
закачкой в пласты.
3.13.7.2. Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности,
противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается
проектом в зависимости от емкости, назначения, климатических
условий, характеристики сред, а также с учетом максимального
снижения потерь.
3.13.7.3. Каждый резервуар должен быть оснащен: дыхательными
клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями,
уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня,
манометрами, устройствами для предотвращения слива (хлопушами),
противопожарным оборудованием, оборудованием для подогрева, приемо
- раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными
патрубками, люками (люк световой, люк замерный).
3.13.7.4. Дыхательная арматура, установленная на крыше
резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению
и вакууму.
3.13.7.5. Резервуары, в которые при отрицательной температуре
окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше 0
град. C, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.
3.13.7.6. Не допускается монтаж резервуаров вместимостью более
10000 куб. м рулонным методом.
3.13.7.7. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не
должны быть расположены между приемо - раздаточными патрубками;
швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться
не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений
стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.
3.13.7.8. Каждый резервуар должен быть огражден сплошным
земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление
разлившейся жидкости из резервуара.
3.13.7.9. Размещение задвижек внутри обвалования не
допускается, кроме запорных и коренных, установленных
непосредственно у резервуара и предназначенных только для
обслуживания данного резервуара.
Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с
внешней стороны обвалования.
3.13.7.10. Основание резервуара должно защищаться от размыва
поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный
отвод вод по канализации к очистным устройствам.
3.13.7.11. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в
канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при
зачистке резервуаров, отводятся по сборно - разборным
трубопроводам в шламонакопители.
3.13.7.12. Устройство, взаимное расположение и расстояния
между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать
требованиям СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов.
Противопожарные нормы" [70].
3.13.7.13. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся
гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность
наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.
3.13.7.14. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны быть
обеспечены:
а) техническим паспортом резервуара;
б) техническим паспортом на понтон;
в) градуировочной таблицей резервуара;
г) технологической картой резервуара;
д) журналом текущего обслуживания;
е) журналом контроля состояния устройств молниезащиты, защиты
от проявления статического электричества;
ж) схемой нивелирования основания;
з) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений
статического электричества;
и) распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров;
к) технологическими картами на замену оборудования
резервуаров;
л) исполнительной документацией на строительство резервуара.
3.13.7.15. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат
периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить
необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы
резервуара.
3.13.7.16. Порядок проведения диагностики резервуаров
осуществляется в соответствии с "Положением о системе технического
диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров
для нефти и нефтепродуктов" (РД-08-95-95) [48], утвержденным
Госгортехнадзором России 25.07.96.
3.13.7.17. Диагностика проводится специализированной
организацией, имеющей специальное разрешение (лицензию)
Госгортехнадзора России на проведение этой работы.
3.13.8. Системы утилизации промстоков
3.13.8.1. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и
газового конденсата должны подвергаться нейтрализации, очистке и
утилизации согласно техническим решениям, установленным проектом и
согласованным с органами природоохранного и санитарного надзора.
3.13.8.2. За сбором сточных вод, степенью их загрязненности,
эффективностью работы очистных сооружений и систем утилизации
должен быть установлен контроль по графику, согласованному с
органом санитарного надзора. Содержание нефтепродуктов и вредных
веществ в стоках не должно превышать установленных норм.
3.13.8.3. Запрещается эксплуатация канализации с неисправными
или неправильно выполненными гидравлическими затворами. В каждом
гидрозатворе слой воды, образующий затвор, должен быть высотой не
менее 0,25 м.
3.13.8.4. Колодцы промышленной канализации (и другого
назначения) на территории промысловой установки и за ее пределами
должны содержаться постоянно закрытыми. Крышки колодцев должны
быть засыпаны слоем песка не менее 10 см в стальном или
железобетонном кольце.
3.13.8.5. Колодцы, в которых проводится работа, должны быть
ограждены и около них вывешены предупредительные знаки и плакаты с
надписью: "Ведутся работы".
3.13.8.6. Не допускается эксплуатация промышленной канализации
при неисправных или загрязненных очистных устройствах, не
обеспечивающих необходимую очистку сточных вод.
4. Требования по безопасному ведению
геофизических работ в нефтяных и газовых скважинах
4.1. Общие положения
4.1.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах
выполняются специализированными организациями по договорам,
заключаемым с буровыми, добывающими и другими предприятиями, в
которых оговариваются обязательства обоих сторон по безопасному
проведению работ.
4.1.2. Геофизические работы должны проводиться в объеме и с
периодичностью, предусмотренными геолого - техническим нарядом на
строительство скважины, планом проведения ремонтно -
восстановительных работ и мероприятиями по контролю за разработкой
пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного
оборудования.
4.1.3. Геофизические работы разрешается проводить после
специальной подготовки территории и ствола скважины,
обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного
оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов
и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя.
Готовность территории и скважины для проведения геофизических
работ подтверждается двусторонним актом.
4.1.4. Геофизические работы должны проводиться в присутствии
представителя предприятия, в ведении которого находится скважина.
К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал
буровой бригады и оборудование, если это необходимо для
осуществления технологии исследований.
4.1.5. При организации и проведении геофизических работ должны
соблюдаться требования настоящих Правил, действующих инструкций по
видам исследований и операций, ПТБЭ [54], "Единых правил
безопасности при взрывных работах" [18], утвержденных
Госгортехнадзором России 24.03.92, других нормативных документов
по вопросам промышленной безопасности.
4.2. Требования к геофизической аппаратуре,
кабелю и оборудованию
4.2.1. Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах
должны проводиться с применением оборудования, кабеля и
аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют
геолого - техническим условиям в бурящихся и эксплуатируемых
скважинах.
4.2.2. Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:
- подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и
приспособлением для рубки кабеля;
- средствами визуального контроля за глубиной спуско - подъема
кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;
- соединительными кабелями с прочным электроизоляционным
покрытием;
- механическим кабелеукладчиком.
4.2.3. Для проведения геофизических работ в скважинах под
давлением в комплект наземного оборудования должны входить
лубрикаторные устройства.
4.2.4. К геофизическим работам допускаются сертифицированные
оборудование, кабель и аппаратура.
4.2.5. Опытные и экспериментальные образцы геофизической
техники допускаются к применению только при наличии разрешения
предприятия, в ведении которого находится скважина и при
согласовании с территориальными органами Госгортехнадзора России.
4.2.6. Конструкции приборных головок должны обеспечивать
присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и
сборку компоновок комплексной или комбинированной
многопараметровой аппаратуры. Защитный колпак кабельной головки
должен иметь конструкцию, обеспечивающую его захват ловильным
инструментом.
Ловильный инструмент под все типы применяемых головок должен
входить в комплект геофизической аппаратуры.
4.2.7. Прочность крепления прибора к кабелю с помощью
кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия
соответствующего типа кабеля.
4.2.8. При геофизических работах должен применяться кабель, не
имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна
периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах
кабель должен испытываться на разрывное усилие.
4.2.9. При проведении прострелочно - взрывных работ (ПВР)
запрещается применение взрывных патронов с незащищенными системами
электровзрывания или без блокировочных устройств.
4.3. Геофизические работы при строительстве скважин
4.3.1. Станция геолого - технических исследований должна
устанавливаться по типовой схеме привязки ее к буровой установке.
Соединительные кабели и газовоздушная линия должны быть подвешены
на опорах или размещены в охранных приспособлениях.
4.3.2. Участок желобной системы, где устанавливаются дегазатор
и датчики контроля параметров промывочной жидкости, должен быть
освещен в темное время суток.
4.3.3. Перед началом проведения исследований начальник партии
(отряда) геолого - технических исследований должен провести
инструктаж работников буровой бригады по безопасным методам
эксплуатации геофизического оборудования и взаимодействию при
исполнении технологических операций.
4.3.4. Буровой мастер (бурильщик) обязан информировать
начальника партии (отряда) об отклонениях от проектного
технологического режима бурения и физико - химического состава
промывочной жидкости. Газовый каротаж не должен проводиться при
добавках в буровой раствор нефти.
4.3.5. По окончании бурения перед геофизическими
исследованиями циркуляция должна быть продолжена до выхода
забойной порции промывочной жидкости на поверхность.
4.3.6. Начальник партии (отряда) обязан оперативно
информировать бурового мастера (бурильщика) и фиксировать в
буровом журнале возможность возникновения осложнения или аварийной
|
