Стр. 3
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
4.6.9. Для смены диафрагм и наблюдения за показаниями термометра около прувера должна быть сооружена площадка с лестницей.
4.6.10. Продувочная линия должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со штуцером. Продувочные линии должны быть надежно укреплены хомутами к якорям.
4.6.11. Фонтанная арматура в случаях, когда ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность ее раскачивания, должна быть укреплена анкерными болтами и оттяжками. При отсутствии вышки оттяжки должны крепиться к специальным якорям, заглубленным в грунт.
4.6.12. На время испытания на всех дорогах, проходящих вблизи скважины или идущих к ней, на расстоянии не менее 250 м (в зависимости от направления и силы ветра) должны быть выставлены посты и установлены предупредительные знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня.
4.6.13. При продувке скважины и производстве замеров двигатели автомобилей, тракторов и другой техники, находящихся возле скважины, должны быть заглушены, а топки котлов потушены.
4.6.14. Открывать и закрывать задвижки фонтанной арматуры должны двое рабочих под непосредственным руководством ответственного работника из числа специалистов. Задвижки на пруверной и продувочной линиях следует открывать плавно и медленно.
4.6.15. Перед открытием задвижки на одной из струн все работающие, кроме находящихся у задвижек, должны быть удалены от устья скважины, пруверной и продувочной линий на безопасное расстояние.
4.6.16. Снимать показания термометра разрешается только после полного открытия задвижки на пруверной линии.
4.6.17. Перед началом исследования следует открыть все задвижки на арматуре выше трубной головки, за исключением крайних задвижек на струнах.
4.6.18. Для замеров и продувки следует пользоваться только крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью. При смене диафрагм следует открывать задвижку на продувочной линии и одновременно закрывать задвижку на пруверной линии. Работа через не полностью открытую задвижку запрещается.
4.6.19. Запрещается подходить к пруверу со стороны диафрагмы во время истечения струи газа, а также при внезапном прекращении ее.
4.6.20. Манометры должны устанавливаться на стальных трехходовых кранах или на игольчатых вентилях.
4.6.21. Шланговый кабель эхолота должен подключаться к электросети посредством штепсельного соединения.
4.6.22. До присоединения регистратора эхолота к электросети его следует заземлить. В качестве заземляющего проводника должна быть использована отдельная жила гибкого медного кабеля сечением не менее 1,5 кв.мм, присоединяемого к заземляющему устройству.
4.6.23. Перед эхометрированием необходимо снизить давление в эксплуатационной колонне до атмосферного.
4.6.24. Запрещается работа с эхолотом от электросети напряжением 220 В во влажных местах и в сырую погоду без диэлектрических бот или галош.
4.6.25. При подключении волномера, эхолота к устьевой арматуре запрещается производить монтаж в случае, если:
неисправно, либо загрязнено твердыми нефтяными отложениями место подключения волномера;
не полностью закрыто либо неисправно (пропускает газ) крановое (вентильное устройство), разъединяющее затрубное пространство скважины с атмосферой;
повреждены или не полностью закручены резьбовые соединения волномера;
не отстегнуты ремни крепления сильфона.
4.6.26. Перед началом работ волномер должен быть опрессован на полуторакратное рабочее давление.
4.6.27. Наружный диаметр уплотнительного резинового кольца волномера после его установки в канавку должен превышать диаметр цилиндра на 0,4-1,0 мм.
4.6.28. Сдвиг втулок при создании импульса необходимо производить жесткой тягой-толкателем длиной 1,5 м; тяга-толкатель перед производством импульса должна быть надежно прикреплена к ручке волномера.
4.6.29. При создании импульса необходимо находиться в безопасной зоне с тыльной стороны волномера, за угловым вентилем.
4.6.30. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых соединений волномера. При износе и повреждении резьбовых соединений его эксплуатация запрещается.
4.6.31. Пороховая хлопуша эхолота должна иметь сетку-пламегаситель, установленную между патрончиком с ударником и отверстием для подключения к скважине.
4.6.32. В помещении, где производится зарядка гильз эхолота, запрещается курить, применять открытый огонь и находиться лицам, непосредственно не связанным с этой работой.
4.6.33. Перед началом динамометрирования включенный в подвеску динамограф следует прикрепить к канатной подвеске цепочкой динамографа.
4.6.34. При исследовании фонтанных, насосных и компрессорных скважин лебедку для глубинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать глубинные приборы при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время подъема глубинного прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.
4.6.35. Глубинные измерения в работающих фонтанных, насосных и компрессорных скважинах допускаются только с применением специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимся сальником, манометром, отводом с трехходовым краном или заменяющим его устройством. Перед эксплуатацией каждый лубрикатор должен быть опрессован на полуторакратное рабочее давление и по результатам опрессовки составлен акт.
4.6.36. Для глубинных измерений в фонтанных, насосных и компрессорных скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка, отвечающая требованиям п.1.8 настоящих Правил.
4.6.37. В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе.
4.6.38. При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.
4.6.39. При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается подходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками.
4.7. Эксплуатация нагнетательных скважин
4.7.1. Арматура устья нагнетательных скважин должна выбираться в зависимости от максимального ожидаемого давления нагнетания.
4.7.2. Все нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и при необходимости пакером, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на него закачиваемого агента.
4.7.3. Арматура до установки на устье нагнетательной скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье опрессовочным давлением, допустимым для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
4.7.4. Устьевая арматура нагнетательных скважин должна позволять производить их глушение и исследование, а также вести контроль за давлениями: буферным, линейным, в затрубном и межколонном пространствах.
4.7.5. С целью исключения замерзания воды в арматуре нагнетательных скважин и системе нагнетания необходимо предусмотреть при длительных простоях полную замену рабочего агента на незамерзающую жидкость.
4.8. Работы по депарафинизации скважин, труб и
оборудования
4.8.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок перед депарафинизацией труб в скважине должны быть:
оборудованы предохранительным и обратным клапанами;
опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального давления, но не выше давления, указанного в паспорте установки.
4.8.2. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с наветренной стороны.
4.8.3. Выхлопная труба от двигателя теплогенерирующей установки должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попадали в кабину.
4.8.4. При тепловой обработке выкидных нефтелиний от скважин не допускается применение резиновых шлангов для подачи теплоносителя.
4.8.5. При пропаривании выкидной линии запрещается нахождение людей у устья скважины и у линии.
4.8.6. Шланг для подачи пара при депарафинизации насосно-компрессорных труб, уложенных в стеллаж, должен быть оборудован специальным наконечником.
4.8.7. Розжиг парового котла, а также котла для нагрева нефти должен производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации установки.
4.8.8. Запрещается во время работы парогенераторной установки поручать обслуживающему персоналу выполнение работ, не относящихся к обслуживанию установки.
4.8.9. Депарафинизация подземного оборудования с помощью скребков должна осуществляться с применением лубрикаторов, установленных на фонтанной арматуре.
4.8.10. Спуск скребка осуществлять лебедкой с ручным или механизированным приводом.
4.8.11. Проволока, на которой производится спуск скребка, должна пропускаться через ролик, укрепленный на лубрикаторе.
4.8.12. При работе с лубрикатором должны выполняться требования п.п. 4.6.34 - 4.6.39 настоящих Правил.
4.8.13. До закачки растворителей парафина в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое давление. На линии должен быть установлен обратный клапан.
4.8.14. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки растворителей в скважину. При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку растворителей парафина, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.
4.8.15. Сосуды для хранения и транспортирования растворителей парафина и запорные устройства к ним должны быть герметичными.
4.8.16. На месте работы с растворителями парафина должен быть необходимый запас воды.
4.8.17. После окончания работ по закачке растворителей парафина в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.
4.9. Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация
добычи нефти
4.9.1. Общие требования
4.9.1.1. Работы по нагнетанию в скважину кислот, химреагентов, газа, пара и других агентов с целью воздействия на призабойную зону и увеличения нефтеотдачи пласта проводятся по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего управления. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования и спецтехники, технология ведения процесса, мероприятия, обеспечивающие безопасность ведения работ, ответственный руководитель работ.
4.9.1.2. Технологические обработки скважин (закачка химреагентов, ПАВ, пара, горячей нефти и нефтепродуктов, воды и др.) в целях предотвращения отложения солей и парафина в оборудовании скважин проводятся в соответствии с инструкциями по безопасности труда для этих работ.
4.9.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.
4.9.1.4. При гидравлических испытаниях оборудования и нагнетательной системы обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны.
4.9.1.5. Перед началом работ по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Отогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
4.9.1.6. Ведение работ по обработке призабойной зоны и интенсификации притока в скважинах с негерметичными колонными и заколонными перетоками запрещается.
4.9.1.7. Насосные агрегаты необходимо устанавливать не менее чем на 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие агрегаты, применяемые для выполнения технологического процесса (компрессор, парогенераторная установка ППУ и др.) должны устанавливаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.
4.9.1.8. Технология проведения работ и исполнение агрегатов должны предусматривать меры по исключению возможности образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.
4.9.1.9. Устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин должны быть герметизированы, должна обеспечиваться закрытая система сбора нефти и газа и отвод отсепарированного газа.
4.9.1.10. Управление насосным агрегатом должно осуществляться со специального пульта, оборудованного контрольно-измерительными приборами и средствами регистрации расхода и давления.
4.9.1.11. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть выведена на прием насоса.
4.9.1.12. Выхлопные трубы агрегатов должны быть снабжены искрогасителями.
4.9.2. Закачка химреагентов
4.9.2.1. Работы по закачке химреагентов должны выполняться в очках и спецодежде, стойких к воздействию химреагентов и в соответствии с требованиями Инструкции по применению данного реагента.
4.9.2.2. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:
- запас чистой пресной воды;
- нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).
4.9.2.3. Остатки химреагентов должны собираться и доставляться в специально отведенное место, оборудованное для утилизации и уничтожения.
4.9.2.4. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательная система агрегата должна прокачиваться объемом инертной жидкости, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
4.9.3. Обработка скважин кислотами
4.9.3.1. Кислотная обработка скважин должна осуществляться подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия.
4.9.3.2. Емкость для хранения кислоты на базовых складах должна быть снабжена поплавковыми уровнемерами и переливными трубками для отвода избытка кислоты.
4.9.3.3. Емкости базисных складов должны быть оборудованы перекачивающими средствами для слива кислоты из цистерн и налива ее в передвижные емкости (автоцистерны).
4.9.3.4. На базовых складах кислота должна храниться в стандартных емкостях с антикоррозийным покрытием.
4.9.3.5. Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые можно снимать только во время ремонта.
4.9.3.6. Слив кислоты с емкостей (автоцистерн) должен быть механизирован.
4.9.3.7. Сосуды для хранения и транспортирования кислот и замерные устройства к ним должны быть кислотостойкими и герметичными.
4.9.3.8. На крыше мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров; у отверстий должны иметься козырьки или защитные решетки.
4.9.3.9. При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник разрешается подавать кислоту в бутылях. Для налива кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами в корзинах или специальных деревянных ящиках.
4.9.3.10. Для закачки раствора кислоты в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. На линии должен быть установлен обратный клапан.
4.9.3.11. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки раствора кислоты в скважину.
При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.
4.9.3.12. На месте работы с кислотами должен быть необходимый запас воды и других нейтрализующих средств в зависимости от вида применяемых кислот.
4.9.3.13. Запрещается производить закачку кислоты при силе ветра более 12 м/с при тумане и в темное время суток.
4.9.3.14. После окончания работ по закачке кислоты в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.
4.9.4. Тепловая обработка
4.9.4.1. Парогенераторные и водогрейные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.
4.9.4.2. При прокладке трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации должны соблюдаться требования Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
4.9.4.3. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.
4.9.4.4. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
4.9.4.5. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при погасании пламени в топке, а также при прекращении подачи воды.
4.9.4.6. Тепловая обработка призабойной зоны скважин производится после установки термостойкого пакера при давлении теплоносителя, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.
4.9.4.7. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от пребывания людей и техники.
При закачке теплоносителя (если установлен пакер) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.
4.9.4.8. При температуре теплоносителя более 200 градусов Цельсия колонна насосно-компрессорных труб должна иметь теплоизоляцию.
4.9.4.9. В необходимых случаях на устье скважины должно быть устройство, компенсирующее удлинение колонны насосно-компрессорных труб от температуры.
4.9.5. Обработка горячими нефтью, нефтепродуктами, паром
4.9.5.1. Агрегаты для подогрева нефти, нефтепродуктов и пара должны располагаться не ближе 25 м от устья скважин с подветренной стороны.
4.9.5.2. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, участвующих в технологических обработках скважин, должны быть оборудованы искрогасителями.
4.9.5.3. Агрегаты должны соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления, не имеющими сварных швов и элементов не заводского исполнения.
4.9.5.4. На нагнетательных линиях агрегатов для технологических обработок скважин должны быть установлены манометры, предохранительные и обратные клапаны.
4.9.5.5. Перед началом работ нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы давлением, равным полуторакратному от максимального рабочего в процессе обработки, но не превышающего допустимое, указанное в паспорте агрегата.
4.9.5.6. Во время опрессовки коммуникаций и при закачке горячих агентов запрещается нахождение рабочих в опасной зоне (ближе 10 м).
4.9.5.7. Розжиг топлива на агрегатах АДПМ и ППУ производить только после долива скважины до устья и восстановления устойчивой циркуляции, т.е. при поглощении жидкости скважиной и создании противодавления нагнетательной линии 20-30 кгс/кв.см.
4.9.5.8. Во время проведения процессов технологических обработок скважин необходимо постоянно вести контроль за давлением, температурой и расходом технологического агента, а также состоянием напорных трубопроводов и коммуникаций.
4.9.5.9. При отклонении от номинальных параметров или выявлении неисправностей необходимо остановить работы, снизить давление в напорном трубопроводе до атмосферного, выяснить причины отложений, неисправностей и после их устранения возобновить работы.
4.9.6. Гидравлический разрыв пласта
4.9.6.1. Гидравлический разрыв пласта производится под руководством ответственного специалиста по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия.
4.9.6.2. При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны.
4.9.6.3. Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.
4.9.6.4. Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и расставлены так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м, а кабины их не были обращены к устью скважины.
4.9.6.5. Перед проведением гидроразрыва пласта в глубиннонасосных скважинах необходимо отключить привод станка-качалки, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве двигателя вывесить плакат "Не включать! Работают люди". Балансир станка-качалки следует демонтировать или установить в положение, при котором можно беспрепятственно установить заливочную арматуру и произвести обвязку устья скважины.
4.9.6.6. Перед проведением гидравлического разрыва пласта талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спуско-подъемного сооружения.
4.9.6.7. Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления.
4.9.6.8. На устьевой арматуре или на нагнетательных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные предохранительные устройства и манометры.
4.9.6.9. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
4.9.6.10. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве пласта к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние.
4.9.6.11. После окончания обвязки устья скважины следует опрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта.
4.9.6.12. При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины, а также проведении процесса гидроразрыва обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны.
4.9.6.13. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены искрогасителями.
4.9.6.14. Во время работы агрегатов не допустимо ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.
4.9.6.15. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть задвижку на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.
4.9.6.16. Остатки жидкости разрыва и нефти должны спиваться из емкостей агрегатов и автоцистерн в специальную емкость.
4.9.6.17. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. При необходимости подогревать систему нагнетательных линий горячей водой или паром.
4.9.6.18. При гидравлическом разрыве пластов с применением кислоты и щелочных растворов надлежит руководствоваться требованиями, изложенными в п.4.9.3 "Обработка скважин кислотами", а при применении радиоактивных изотопов - в п.1.15 "Требования радиационной безопасности".
4.9.6.19. При гидропескоструйной перфорации должны выполняться требования, изложенные в настоящем подразделе.
4.10. Текущий и капитальный ремонт скважин
4.10.1. Общие требования
4.10.1.1. Работы по ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану работ, утвержденному главным инженером и главным геологом управления.
В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, мероприятия, обеспечивающие безопасность труда и охрану окружающей среды, ответственный руководитель работ.
4.10.1.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после ремонта должны проводиться по акту.
4.10.1.3. Передвижные агрегаты для текущего и капитального ремонта скважин должны быть оснащены механизмами для свинчивания и развинчивания труб и штанг и приспособлениями, обеспечивающими безопасность ремонтных работ на скважинах (в соответствии с "Нормативами оснащенности").
4.10.1.4. Агрегаты должны быть оборудованы аварийным освещением во взрывобезопасном исполнении, световой или звуковой сигнализацией. Допускается применение обоих видов сигнализации на одном агрегате.
4.10.1.5. Органы управления спуско-подъемными операциями агрегата должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно-измерительными приборами, расположенными в безопасном месте и обеспечивающем видимость вышки, мачты, гидравлических домкратов, лебедки и других механизмов, установленных на агрегате.
4.10.1.6. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на специальной площадке, которая должна иметь надежные опоры или приспособления для крепления подъемника и располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра.
4.10.1.7. Перед демонтажом фонтанной арматуры скважина должна быть заглушенной, а в затрубном и трубном пространстве давление должно быть снижено до атмосферного. Скважина, в продукции которой имеется сероводород, должна быть заглушена жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.
4.10.1.8. Устье скважины с возможным нефтегазопроявлением на период ремонта оснащается противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом работ.
4.10.1.9. Ремонт скважин в кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом производства работ.
4.10.1.10. При ремонте глубиннонасосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.
4.10.1.11. Перед началом ремонтных работ в глубиннонасосных скважинах головка балансира станка-качалки должна быть опрокинута назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и надевание канатной подвески должны производиться при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.
4.10.1.12. Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.
4.10.1.13. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м должны быть приостановлены.
4.10.1.14. При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
4.10.1.15. Установка должна быть укомплектована электроосвещением. Освещение рабочих мест и оборудования в темное время суток должно быть не менее 25 лк. Электроосвещение должно быть во взрывозащищенном исполнении.
4.10.1.16. Грузоподъемность агрегата должна соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта скважины.
4.10.1.17. В случаях, когда нагрузка превышает допустимую для вышки или мачты, должны применяться гидравлические домкраты.
4.10.1.18. Рабочая площадка у устья скважины должна иметь размер не менее 4х6 м при оборудовании скважины вышкой и не менее 3х4 м при оборудовании скважины мачтой. Мостки должны иметь размеры, обеспечивающие укладку труб и штанг, необходимых для ремонта данной скважины.
4.10.1.19. Мостки оборудуются беговой дорожкой шириной не менее одного метра. Толщина досок настила рабочей площадки или беговой дорожки должна быть не менее 50 мм.
4.10.1.20. Длина мостков и стеллажей должна обеспечить свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0,5 м с них должны быть устроены сходни.
4.10.1.21. Для предотвращения раскатывания труб и штанг стеллажи оборудуются предохранительными стойками.
4.10.1.22. При капитальном ремонте скважин с применением бурового инструмента надлежит руководствоваться соответствующими требованиями раздела "Строительство нефтяных и газовых скважин" настоящих Правил.
4.10.1.23. Запрещается без индикатора веса включать лебедку агрегата (подъемника) при работах, связанных со спуско-подъемными операциями и другими работами по извлечению аварийного оборудования из скважины.
4.10.1.24. Агрегаты (подъемники) для ремонта скважин один раз в три года должны подвергаться испытаниям нагрузкой в соответствии с паспортными данными завода-изготовителя.
4.10.2. Спуско-подъемные операции
4.10.2.1. При отвинчивании полированного штока или соединении его со штангами устьевой сальник должен прикрепляться к штанговому элеватору.
4.10.2.2. В случаях заклинивания плунжера глубинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.
4.10.2.3. Запрещается оставлять нагруженную талевую систему на весу при перерывах в работе по подъему или спуску труб и штанг.
4.10.2.4. При работе без механических ключей штанги или трубы следует спускать в эксплуатационную колонну через направляющую воронку.
4.10.2.5. При развинчивании и свинчивании штанг подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадение штропов.
4.10.2.6. При подъеме труб или штанг с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх. Штыри, вставляемые в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.
4.10.2.7. При выбросе труб на мостки свободный конец их должен устанавливаться на скользящую подкладку (салазки, лотки и др.).
4.10.2.8. Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге.
4.10.2.9. При использовании механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 м от пола площадки.
4.10.2.10. Механизм для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должен устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.
4.10.2.11. Захватывающий ключ механизма для свинчивания и развинчивания труб и штанг должен устанавливаться или сниматься с трубы или штанги только после полной остановки механизма.
4.10.2.12. При спуско-подъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу бурильщика.
4.10.2.13. Выброс на мостки и подъем с них насосно-компрессорных труб диаметром более 60 мм разрешается производить двухтрубками, если длина каждой двухтрубки не превышает длины подъема талевого блока от устья скважины до точки срабатывания системы противозатаскивателя.
4.10.2.14. При спуске труб двухтрубками средняя муфта должна докрепляться.
4.10.2.15. При спуско-подъемных операциях (СПО) с электроцентробежными, винтовыми или диафрагменными насосами кабельный ролик должен подвешиваться к ноге или поясу мачты при помощи цепи и страховаться стальным тросом.
4.10.2.16. Рабочие, занятые в операции по подвешиванию ролика, должны работать с площадки или надеть предохранительный пояс. Запрещается подвешивать ролик на пеньковом канате.
4.10.2.17. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен задевать элементов мачты.
4.10.2.18. К ноге мачты должен быть прикреплен отводной крючок для отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании труб.
4.10.2.19. Скорость СПО с погружными центробежными, винтовыми, диафрагменными насосами должна обеспечиваться такой, чтобы во время спуска или его подъема не повредить изоляцию кабеля.
4.10.2.20. При спуске или подъеме погружных насосов на фланце крестовины фонтанной арматуры следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.
4.10.2.21. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан равномерными рядами.
4.10.2.22. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости, хорошо видны работающим. В ночное время барабан с кабелем должен быть освещен.
4.10.2.23. Без исправного индикатора веса проводить спуско-подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту, независимо от глубины скважины, запрещается.
4.10.2.24. При обнаружении нефтегазопроявлений ремонтная бригада выполняет работы согласно плану ликвидации возможных аварий.
4.10.2.25. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должно устанавливаться противовыбросовое оборудование.
4.10.3. Чистка и промывка песчаных и солевых пробок
4.10.3.1. При промывке песчаных или солевых пробок устье скважины должно быть оборудовано герметизирующим устройством.
4.10.3.2. Промывочная жидкость должна иметь удельный вес, обеспечивающий гидростатическое давление более или равное пластовому давлению.
4.10.3.3. При прямой промывке песчаных или солевых пробок в верхней части колонны НКТ необходимо установить обратный клапан.
4.10.3.4. Наращивание труб следует производить только после разрядки давления во всей обвязке до атмосферного.
4.10.3.5. При обратной промывке выходящую из промывочных труб струю жидкости следует отводить в промежуточную емкость при помощи отводного шланга или жесткой линии.
4.10.3.6. Промывочные шланги должны иметь по всей длине петлевую обвивку из мягкого металлического троса, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.
4.10.3.7. Промывку песчаных или солевых пробок нефтью разрешается проводить только по замкнутому циклу.
Разрядку давления в промывочных трубах под обратным клапаном необходимо осуществлять с помощью специального приспособления.
4.10.3.8. Допуск труб к песчаным и солевым пробкам и в процессе промывки необходимо производить на минимальных скоростях с постоянным контролем веса инструмента по гидравлическому измерителю веса и показаниям давления на насосном агрегате.
4.10.3.9. Обслуживающий персонал должен контролировать наличие песка или солевых кристаллов в выходящей струе.
4.10.3.10. При внезапных непредвиденных аварийных ситуациях во время промывки следует находящиеся в скважине трубы приподнять до первой муфты и посадить на элеватор, не прекращая циркуляции промывочной жидкости.
4.11. Сбор и подготовка нефти и газа
4.11.1. Общие требования
4.11.1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их аппаратурное оформление, техническое оснащение, выбор типа отключающих и включающих устройств, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.
4.11.1.2. Объекты добычи и сбора нефти и газа (скважины, пункты замера, сбора и подготовки, компрессорные станции) должны иметь рабочую и аварийную вентиляцию, вывод основных технологических параметров на объекте на центральный диспетчерский пульт.
4.11.1.3. Объекты управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и обратную связь с диспетчерским пунктом.
4.11.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пульта объект должен иметь систему блокировки и ручное управление непосредственно на объекте.
4.11.1.5. Внесение изменений в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты может производиться только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организацией-разработчиком проекта. Реконструкция, подключение, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускается.
4.11.1.6. Оборудование, находившееся в контакте с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек.
4.11.1.7. При наличии в продукции скважин, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или при возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях должны быть разработаны необходимые меры защиты персонала от воздействия этих веществ.
4.11.1.8. Персонал, обслуживающий установки, обязан знать их схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
4.11.1.9. Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за всеми параметрами технологического процесса (давлением, температурой, уровнем продукта и т.д.).
4.11.1.10. Все аппараты и емкости под давлением выше 0,7 атм должны эксплуатироваться в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
4.11.1.11. Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих устройствах, при отсутствии и неисправности контрольно-измерительных приборов.
4.11.1.12. Обслуживающий персонал обязан строго следить за исправностью аппаратов, оборудования и контрольно-измерительных приборов.
4.11.1.13. При обнаружении пропусков в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения вытекающих нефти и нефтепродуктов необходимо вывести аппарат из работы с помощью запорной арматуры или остановить установку.
4.11.1.14. В случае загазованности участка на границе его необходимо вывесить предупредительные надписи "Не входить", "Газоопасно".
4.11.1.15. Запрещается производить какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также производить набивку и подтяжку сальников на работающих насосах.
4.11.1.16. Изоляция горячих аппаратов, оборудования и трубопроводов должна быть исправной. Температура на ее поверхности в помещениях не должна превышать 45 градусов Цельсия, а на наружных площадках 60 градусов Цельсия.
4.11.1.17. Эксплуатация горячих насосов разрешается при наличии световой и звуковой сигнализации, срабатывающей в случае сброса давления или при достижении нижнего предельного уровня продукта в аппаратах и емкостях, из которых забирается продукт.
4.11.1.18. Запрещается работать с неисправной системой охлаждения сальников и других частей горячих насосов.
4.11.1.19. Запрещается включать в работу горячие насосы без предварительного их прогрева.
4.11.1.20. Запрещается работать с аварийным уровнем продуктов в аппаратах и емкостях горячих насосов.
4.11.1.21. В случае неисправности системы пожаротушения и систем определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ этих систем должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки, дальнейшая эксплуатация установки должна быть согласована с пожарной охраной.
4.11.1.22. Аварийные трубопроводы, идущие от установок к аварийной емкости, должны иметь постоянный уклон в сторону этой емкости, по возможности прямолинейный, с минимальным количеством отводов и поворотов и не иметь по всей длине задвижек.
4.11.1.23. Спуск горячих продуктов в аварийный резервуар без предварительного впуска в него пара запрещается. Аварийный трубопровод должен быть продут паром.
4.11.1.24. Аварийный резервуар должен периодически освобождаться.
4.11.1.25. Отбор проб горячего продукта должен производиться после предварительного его охлаждения в чистую и сухую металлическую посуду с крышкой. Запрещается отбирать пробы без рукавиц и защитных очков.
4.11.1.26. Отбор проб газа должен производиться с помощью пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление газа в аппарате. Запрещается пользоваться пробоотборниками с неисправными игольчатыми вентилями и с просроченным сроком проверки. Проверка вентилей производится не реже одного раза в шесть месяцев.
4.11.1.27. При наличии в отдельных случаях на аппаратах и емкостях смотровых стекол таковые должны быть сделаны из термостойкого стекла и иметь ограждающие кожухи.
4.11.1.28. При включении теплообменников в работу следует сначала подавать менее нагретый продукт, затем постепенно подавать более нагретый.
4.11.1.29. Отходящая от конденсаторов-холодильников вода не должна содержать охлаждающего продукта. В случае наличия продукта аппарат должен быть отключен.
4.11.1.30. Все оборудование, аппаратура и основные запорные устройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствующие технологической схеме. На схеме должны быть нанесены подземные и надземные трубопроводы и отражены все проведенные изменения.
4.11.1.31. Схема должна быть вывешена в операторной и других местах, где находится обслуживающий персонал.
4.11.1.32. При прекращении работы установки на длительное время должны быть приняты меры защиты аппаратов и трубопроводов от коррозии, размораживания в зимний период времени и от образования в них взрыво- и пожароопасных смесей.
4.11.1.33. Газ и пары нефтепродуктов из аппаратов, емкостей и трубопроводов при их освобождении должны сбрасываться в газосборную сеть или на факел.
4.11.1.34. Пуск установки должен производиться под руководством ответственного инженерно-технического работника.
4.11.1.35. При пуске и эксплуатации установки необходимо соблюдать требования технологического регламента.
4.11.1.36. Трубчатые печи должны быть снабжены сигнализацией, срабатывающей при прекращении подачи жидкого или газообразного топлива к форсункам или снижения давления его ниже установленных норм.
4.11.1.37. Во время работы печи должен быть обеспечен контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи.
4.11.1.38. Запрещается держать открытыми дверцы камер двойников во время работы печи.
4.11.1.39. Давление газа и жидкого топлива в топливных трубопроводах должно регулироваться автоматически. На топливной линии подачи газа должен быть установлен регулирующий клапан.
4.11.1.40. На топливной линии подачи газа должен быть установлен запорный клапан, в операторной на щите - устройство, сигнализирующее о прекращении горения форсунок.
4.11.1.41. На паропроводе, служащем для продувки змеевика печи при остановках или аварии, должны быть установлены обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками необходимо предусмотреть пробный (продувочный) краник для контроля за плотностью задвижки и пропуска конденсата пара.
4.11.1.42. Камеры сгорания печи, коробки двойников, дымоходы должны быть оборудованы системой паротушения. Вентили трубопроводов паротушения должны располагаться в удобном для подхода и безопасном в пожарном отношении месте на расстоянии не менее 10 м от печи.
4.11.1.43. Трубопроводы подачи газа ко всем неработающим форсункам должны быть отглушены.
4.11.1.44. К эксплуатации трубчатых печей на газовом топливе допускаются лица, сдавшие в установленном порядке экзамен на право обслуживания топочных устройств на газовом топливе по Правилам безопасности в газовом хозяйстве.
Дополнительные требования при эксплуатации печей с
беспламенными панельными горелками
4.11.1.45. Розжиг блока панельных горелок должны производить два человека.
4.11.1.46. Сепарационные устройства на установках подготовки нефти должны обеспечивать исключение попадания газа в промежуточные, сырьевые и товарные резервуары.
4.11.1.47. Сепараторы должны быть оборудованы указателями уровня и устройством для спуска нефти.
4.11.1.48. Для сбора воды, отделившейся в процессе трубной деэмульсации, должны быть предусмотрены очистные сооружения или объекты утилизации сточных вод
4.11.1.49. Не допускается прокладка транзитных технологических трубопроводов под и над зданиями. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.
4.11.1.50. Запрещается заделка сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в стены или фундаменты.
4.11.1.51. Места прохода труб через внутренние стены помещений должны иметь патроны и уплотнительные устройства.
4.11.1.52. Трубопроводы должны подвергаться периодическому осмотру согласно графику, утвержденному начальником цеха.
4.11.1.53. Газопроводы для подачи газа на топливо на территории установки должны прокладываться в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве.
4.11.1.54. Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для продуктов с температурой нагрева выше 200 градусов Цельсия, а также для газов и легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки ниже 45 градусов Цельсия и вредных веществ, независимо от температуры и давления среды, должна быть стальной.
4.11.1.55. Запорная арматура на трубопроводах должна систематически смазываться и легко открываться.
Запрещается применять для открытия и закрытия запорной арматуры крюки, ломы, трубы и т.д.
4.11.1.56. Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.
4.11.1.57. На трубопроводах, по которым перекачивается нагретая нефть и нефтепродукты, должны быть установлены компенсаторы.
4.11.1.58. Наземные трубопроводы должны быть уложены на опоры из несгораемого материала.
4.11.1.59. Запрещается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы.
4.11.1.60. Если трубопроводы укладываются на опорах, конструкция опор и компенсаторов не должна препятствовать перемещению трубопроводов при изменении их температуры.
4.11.1.61. Все трубопроводы должны быть прочно укреплены во избежание вибраций их во время работы.
4.11.1.62. За состоянием подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землей, должен быть обеспечен технический надзор во избежание опасного провисания и деформации, могущих вызвать аварию и пропуск продуктов. Всякие неисправности подвесок и опор трубопроводов должны немедленно устраняться.
Производственная химико-аналитическая лаборатория
4.11.1.63. При работе в лаборатории должно быть не менее двух человек.
4.11.1.64. В здании лаборатории разрешается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (ЛВЖ, ГЖ) и газов в объеме, не превышающем суточную потребность. Хранение запаса ЛВЖ и ГЖ разрешается в специальном помещении (кладовой) или в специальных металлических ящиках, находящихся в помещении лаборатории.
4.11.1.65. В помещении лаборатории запрещается:
мыть пол бензином, керосином и другими легковоспламеняющимися продуктами;
держать пропитанные указанными продуктами тряпки, полотенца, одежду;
сушить что-либо на паровых трубопроводах и батареях парового отопления;
работать с нефтепродуктами над трубами парового отопления;
оставлять неубранным разлитый нефтепродукт;
производить уборку разлитого продукта при горящих горелках.
4.11.1.66. В помещениях, в которых производится работа с особо вредными и ядовитыми веществами, вентиляционная система должна быть индивидуальной, не связанной с вентиляцией других помещений.
4.11.1.67. Операции, сопровождающиеся выделением вредных паров и газов, необходимо вести в вытяжных шкафах.
4.11.1.68. Вытяжные шкафы надлежит снабжать отсосами для удаления вредных паров и газа.
4.11.1.69. Светильники, установленные внутри вытяжных шкафов, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
Выключатели и штепсельные розетки надо располагать вне вытяжного шкафа.
4.11.1.70. Вытяжные шкафы, в которых производятся работы с легковоспламеняющимися горючими и ядовитыми продуктами, должны быть оборудованы канализацией и подводом воды.
4.11.1.71. Вытяжные шкафы следует поддерживать в полной исправности. Запрещается пользоваться вытяжными шкафами с разбитыми стеклами.
4.11.1.72. Не разрешается загромождать вытяжные шкафы посудой, приборами и лабораторным оборудованием, не связанным с проводимой в данное время работой.
4.11.1.73. Стеклянные сосуды, в которых возможно образование давления или вакуума, должны быть защищены чехлом от осколков (при разрыве сосудов).
4.11.1.74. Столы, на которых производятся нагревание огнем и разгонка продуктов, должны быть покрыты несгораемым материалом.
4.11.1.75. На стопах во время перегонки или нагрева продуктов (газом, электрическим током) хранение и переливание их, а также загрузка аппаратуры горючими веществами не допускаются.
4.11.1.76. Кипячение и нагревание легковоспламеняющихся продуктов необходимо производить на водяной бане или электрической плитке закрытого типа.
4.11.1.77. При проведении работ, связанных с огневым или электрическим нагревом горючих веществ, оставлять рабочее место без присмотра не разрешается.
При необходимости отлучки работника даже на непродолжительное время источник нагрева должен быть выключен.
4.11.1.78. Остатки горючего после анализа, отработанные реактивы и другие вещества надо сливать в предназначенную для этой цели посуду. Запрещается слив указанных продуктов в раковины.
4.11.1.79. Мытье посуды разрешается только в специальном помещении.
4.11.1.80. Сдавать на мойку посуду из-под вредных веществ, крепких кислот и других едких продуктов можно после полного освобождения и нейтрализации ее соответствующим способом.
4.11.1.81. Нефтепродукты, необходимые для мойки посуды, должны содержаться в бидонах, плотно закрытых крышками.
Хранение их в стеклянных сосудах запрещается.
4.11.1.82. Хранение и выдача ядовитых и вредных веществ и работа с ними должна производиться в соответствии с правилами и инструкциями для каждого вещества.
4.11.1.83. В помещении лаборатории разрешается использовать только баллоны с инертными газами (азот, углекислота, гелий, аргон).
4.11.1.84. Все баллоны со сжатыми, сжиженными и растворенными горючими газами, независимо от величины баллонов, необходимо устанавливать вне здания лаборатории в металлических шкафах, причем последние должны иметь прорези или жалюзийные решетки для проветривания.
4.11.1.85. Расходование сжатых газов из баллонов должно производиться через специальный редуктор с манометром.
4.11.2. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа
и конденсата
4.11.2.1. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям нормативов по строительству и эксплуатации сосудов, трубопроводов и других видов оборудования, работающего под давлением, и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора).
4.11.2.2. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля с выводом показаний на пульт управления, регистрирующей и предохранительной аппаратурой с дистанционным и автоматическим управлением.
4.11.2.3. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, должна проверяться в соответствии с утвержденным графиком.
Результаты проверки заносятся в вахтовый журнал.
4.11.2.4. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня и устройствами для автоматического спуска жидкости в закрытую емкость.
4.11.2.5. Датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть искробезопасного или взрывозащищенного исполнения и рассчитаны на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо должны устанавливаться в условиях, исключающих их прямой контакт с транспортируемой средой.
4.11.2.6. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются опознавательной краской и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
4.11.2.7. Запорную арматуру, не имеющую механизированного привода, разрешается открывать специальными ключами (крючками). Применять для этой цели ломы, трубы и другие предметы запрещается.
4.11.3. Резервуары
4.11.3.1. Эксплуатация резервуаров производится в соответствии с правилами и инструкциями по технической эксплуатации и ремонту резервуаров.
4.11.3.2. Работники резервуарного парка должны знать схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы в процессе эксплуатации, а также при аварии или пожаре быстро и безошибочно производить необходимые переключения.
4.11.3.3. Резервуары должны быть оснащены полным комплектом оборудования, арматуры и гарнитуры, предусмотренным проектом на его сооружение.
4.11.3.4. Вокруг отдельно стоящего резервуара или группы резервуаров должно устраиваться обвалование согласно нормам пожарной безопасности. Для перехода через обвалование на противоположных сторонах его должны быть устроены лестницы и переходы: для группы резервуаров - не менее 4, для отдельно стоящих - не менее 2.
4.11.3.5. Гидравлические клапаны резервуаров необходимо заливать незамерзающей жидкостью.
4.11.3.6. Паровой змеевик внутри резервуара должен крепиться на опорах и иметь устройство для спуска конденсата. Трубы змеевика должны соединяться только сваркой.
4.11.3.7. Герметизированный резервуар должен наполняться и опорожняться с производительностью, не превышающей пропускную способность дыхательных и предохранительных клапанов.
4.11.3.8. Замеры уровня нефти и нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 20 мм водяного столба могут производиться вручную через открытый замерной люк с помощью замерной ленты и ручного пробоотборника, запрещается эти работы производить во время грозы, гололеда и скорости ветра свыше 8 м/с.
4.11.3.9. Отверстие замерного люка по внутреннему диаметру должно быть снабжено кольцом из материала, не дающего искр при движении замерной ленты.
4.11.3.10. При открывании замерного люка, замера уровня, отбора проб рабочий не должен становиться с подветренной стороны по отношению к замерному люку.
4.11.3.11. На резервуарах, не имеющих перильного ограждения по всей окружности крыши, у места выхода с лестницы на крыше резервуара должна быть смонтирована площадка с перилами не менее 1 м и нижним бортом высотой не менее 15 см. Если верхняя площадка смонтирована вне крыши, то последняя по краю должна быть ограждена перилами. Замерной люк, замерное устройство и прочая арматура должна находиться на огражденной площадке.
4.11.3.12. Очистка резервуаров должна быть механизирована (гидромониторами, гидроэлеваторами и др.) и производиться под руководством инженерно-технического работника.
4.11.3.13. Площадь вокруг резервуара, крышу его, лестницы и площадки необходимо немедленно очищать от разлитой нефти, а грунт, кроме того, засыпать сухим песком.
4.11.3.14. На нефтепроводе (конденсатопроводе), имеющем самотек в сторону резервуара, должна быть установлена задвижка на расстоянии не ближе 100 м и не далее 500 м от обвалования резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.
4.11.3.15. Наземные трубопроводы, обвязывающие резервуары, должны быть уложены на опоры из несгораемого материала.
4.11.3.16. Территория резервуарного парка и отдельно стоящих резервуаров в ночное время должна освещаться светильниками, установленными за пределами обвалований.
4.11.3.17. При обслуживании и ремонте резервуаров из-под нефти, нефтепродуктов и конденсата разрешается применять только переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.
4.11.3.18. Для обслуживания дыхательных и предохранительных клапанов, люков и другой арматуры, расположенной на крыше резервуара, должны быть устроены металлические площадки, соединенные между собой переходами шириной не менее 0,6 м. Площадки и переходы должны иметь перила.
Хождение непосредственно по крыше резервуара при его обслуживании запрещается.
4.11.3.19. Ремонтные, монтажные и строительные работы на территории резервуарных парков, связанные с применением огня (сварка, резка, клепка), должны производиться под руководством ответственного работника, с письменного разрешения технического руководителя предприятия, после предварительного согласования с пожарной охраной.
4.11.3.20. При появлении трещин в сварных швах или в основном металле корпуса резервуар должен быть немедленно опорожнен и поставлен на ремонт. Запрещаются чеканка трещин или отдельных свищей в сварном шве резервуара, а также заварка трещин на резервуарах, заполненных нефтью или нефтепродуктами.
4.11.4. Насосные станции
4.11.4.1. Помещение насосной станции должно быть выполнено в соответствии со строительными нормами и правилами с учетом взрывопожароопасности.
4.11.4.2. Помещение нефтенасосной станции должно быть оборудовано газосигнализаторами, сблокированными с вентиляционной системой, системой передачи технологических данных и данных состояния воздушной среды на диспетчерский пульт.
4.11.4.3. Помещение нефтяной насосной станции должно иметь не менее двух выходов. Двери и окна должны открываться наружу. Устройство порогов в дверных проемах не допускается.
4.11.4.4. Помещение насосной станции для перекачки нефти и нефтепродуктов должно быть оборудовано принудительной приточно-вытяжной вентиляцией в искробезопасном исполнении.
4.11.4.5. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску.
4.11.4.6. На нагнетательной линии поршневого насоса должны быть установлены манометры с предохранителем (гасителем) пульсации и предохранительный клапан, а на нагнетательной линии центробежного насоса - манометр и обратный клапан.
4.11.4.7. Места прохода труб через внутренние стены должны быть тщательно заделаны.
4.11.4.8. Вне зданий насосной на всасывающем и нагнетательном трубопроводах должны быть установлены запорные устройства.
4.11.4.9. Хранение смазочных материалов в насосных допускается в количестве не более суточной потребности. Смазочные материалы должны храниться в специальных металлических бочках или ящиках с крышками.
Запрещается хранить в насосной легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.
4.11.4.10. В насосных должен быть установлен надзор за герметичностью насосов и трубопроводов. Пропуски в сальниках насосов и в соединениях трубопроводов должны немедленно устраняться.
4.11.4.11. При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность открытия и закрытия соответствующих задвижек. Запрещается пуск поршневых насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии.
4.11.4.12. Насос, подлежащий разборке, должен быть отсоединен от электродвигателя и отключен от трубопроводов закрытием задвижек и установкой заглушек.
4.11.4.13. Требования настоящего раздела также распространяются на блочно-комплектные насосные станции.
4.11.5. Нефтегазосборные сети, коллекторы и
конденсатопроводы
4.11.5.1. Общие требования
4.11.5.1.1. Прокладка технологических трубопроводов нефтедобывающих предприятий через населенные пункты не допускается.
4.11.5.1.2. Прокладка промысловых нефтегазоконденсатопроводов в одной траншее с кабельными линиями запрещается.
4.11.5.1.3. При прокладке кабельных линий параллельно с нефтегазоконденсатопроводами расстояние по горизонтали между кабелем и газоконденсатопроводом должно быть не менее одного метра.
Кабели, находящиеся от нефтегазоконденсатопровода на меньшем расстоянии, но не менее 0,25 м, на всем протяжении сближения должны быть проложены в трубах.
Параллельная прокладка кабелей над и под нефтегазоконденсатопроводами в вертикальной плоскости не допускается.
4.11.5.1.4. Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой, фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.
4.11.5.1.5. При пересечении автомобильных дорог 1, 2, 3 категорий, а также железных дорог нефтегазопроводы должны заключаться в футляры с установкой свечей.
4.11.5.1.6. Задвижки (краны) газопроводов должны устанавливаться в колодцах с крышками, открывающимися по всему периметру колодца. При наземной установке задвижек (кранов) последние должны быть ограждены.
4.11.5.1.7. Наземные и подземные трубопроводы должны быть проложены по самокомпенсирующему профилю или оборудованы компенсаторами, количество которых определяется расчетом.
4.11.5.2. Продувка и испытания вновь сооружаемых
нефтегазосборных трубопроводов
4.11.5.2.1. Продувка и испытание нефтегазосборных трубопроводов (шлейфов и коллекторов) должны осуществляться в соответствии с требованиями технического нормативного правового акта в области строительства.
(в ред. постановления МЧС от 16.11.2007 N 100)
4.11.5.2.2. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте организации строительства.
4.11.5.2.3. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть установлены и обозначены знаками опасные зоны, указанные в таблице.
Таблица 4.1
-------------------+-------------------------------------------------¬
¦ ¦ Радиус опасной зоны ¦
¦ Условный +----------------+---------------+----------------+
¦ диаметр ¦При очистке ¦При очистке ¦ ¦
¦ трубопровода ¦полости в обе ¦полости в ¦При испытании в ¦
¦ (ДУ) мм ¦стороны от ¦направлении ¦обе стороны от ¦
¦ ¦трубопровода, м ¦вылета ерша ¦трубопровода, м ¦
¦ ¦ ¦или поршня, м ¦ ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦ При продувке и испытании газом или воздухом ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦До 300 ¦ 40 ¦ 600 ¦ 100 ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦300-500 ¦ 60 ¦ 800 ¦ 150 ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦500-800 ¦ 60 ¦ 800 ¦ 200 ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦800-1000 ¦ 100 ¦ 1000 ¦ 250 ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦1000-1400 ¦ 100 ¦ 1000 ¦ 350 ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦ При очистке и испытании водой ¦
+------------------+----------------+---------------+----------------+
¦Независимо ¦ 25 ¦ 100 ¦ 25 ¦
¦------------------+----------------+---------------+-----------------
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
| 
