ПОИСК ДОКУМЕНТОВ

Правила Комитета по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и атомной энергетике при Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 26.11.1993 "Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности"

Текст документа с изменениями и дополнениями по состоянию на ноябрь 2013 года

< Главная страница

Стр. 3

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 |

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 4 x 6 м при оборудовании скважины вышкой и не менее 3 x 4 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 °C, а на наружных площадках 60 °C.

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 °C, а также для газов и легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки ниже 45 °C 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.

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       ¦
¦------------------+----------------+---------------+-----------------

4.11.5.2.4. Для удаления окалины, грунта и случайно попавших при строительстве предметов нефтегазосборные трубопроводы должны продуваться воздухом или газом.

4.11.5.2.5. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы должен пройти дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ.

4.11.5.2.6. До начала продувки и испытания газопровода необходимо снять напряжение с воздушных линий электропередач, находящихся в зоне оцепления. Испытания газопроводов на прочность и их продувка в ночное время не допускается.

4.11.5.2.7. При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линии электропередачи, населенных пунктов следует принимать по таблице 4.1 настоящих Правил.

4.11.5.2.8. Продувка и испытание трубопроводов сероводородосодержащим газом запрещается.

4.11.5.2.9. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом. Пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, должны проводиться только инертными газами.

4.11.5.2.10. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:

- вести наблюдения за закрепленными за ними участками трубопровода;

- не допускать нахождение людей, животных и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения;

- немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытанию или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

4.11.5.2.11. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с природным газом должно быть произведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 1 кгс/кв.см в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, если содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2 процентов по показаниям газоанализатора.

4.11.5.2.12. Проведение испытания газопровода газами в зоне пересечения железной, автомобильной дорог или вблизи населенного пункта, хозяйственного объекта необходимо проводить в согласованное с представителями организаций, эксплуатирующих эти объекты, время и в соответствии с разработанными мерами безопасности.

4.11.5.2.13. Если при проведении испытания газопровода газом в месте пересечения им железной, автомобильной дороги, а также вблизи населенного пункта произойдет разрыв газопровода, район должен быть немедленно оцеплен и выставлены знаки, запрещающие проезд и проход.

У железных дорог знаки, запрещающие движение, выставляются на расстоянии 800 м, а у автомобильных дорог на расстоянии 500 м от места разрыва.

При направлении ветра в сторону дорог указанное расстояние должно быть увеличено на 40 - 50 процентов. Об аварии должно быть оповещено руководство железной дороги.

4.11.5.3. Эксплуатация нефтегазосборных трубопроводов

4.11.5.3.1. 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, утвержденному руководителем предприятия.

4.11.5.3.2. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчикам спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны запрещается.

4.11.5.3.3. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов и арматуры устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов, с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период между ревизиями.

График ревизии должен быть утвержден главным инженером предприятия. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов необходимо проводить не позже чем через 3 года эксплуатации.

4.11.5.3.4. Периодические испытания трубопровода на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

4.11.5.3.5. Вид испытаний (прочность, герметичность), способ испытаний (гидравлическое, пневматическое и др.), величину испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов испытаний необходимо принимать в соответствии с требованиями проектной документации.

4.11.5.3.6. Периодичность испытаний трубопроводов устанавливается руководством предприятия с учетом свойств транспортируемых продуктов, условий их транспортировки.

Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

4.11.5.3.7. Глубина заложения подземных трубопроводов под железнодорожными путями должна быть не менее 1 м от подошвы шпалы до верха защитного футляра трубопровода, а под автодорогами и проездами не менее 0,8 м от поверхности дорожного покрытия.

4.11.5.3.8. Эксплуатация подземных трубопроводов должна производиться при параметрах, предусмотренных проектом. Все изменения следует согласовывать в установленном порядке.

4.11.6. Газокомпрессорные станции и газокомпрессорные установки

4.11.6.1. Газокомпрессорные станции и газокомпрессорные установки должны эксплуатироваться в соответствии с правилами и инструкциями по эксплуатации.

4.11.6.2. Перед головным сепаратором газового компрессора должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее постоянное давление газа.

4.11.6.3. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей, а также капель нефти, воды и углеводородного конденсата в сепараторе, оборудованном манометром или мановакуумметром, предохранительным клапаном (или диафрагмой), краном или вентилем для контроля за уровнем жидкости и устройством для ее сброса.

При использовании компрессоров, на которые по условиям завода-изготовителя не допускается подача сернистого газа, последний должен быть дополнительно очищен от сероводорода.

При установке на станции компрессоров многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением газа в случае выявления возможности выпадения углеводородного конденсата после каждой ступени сжатия должна быть предусмотрена установка сепараторов после холодильников каждой ступени.

Сжатый газ должен быть охлажден. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70 °C.

4.11.6.4. Содержание воздуха в газовоздушной смеси, поступающей на прием компрессора, не должно превышать 60 процентов (объемных) при давлении 50 кгс/кв.см, 35 процентов при давлении 100 кгс/кв.см, 30 процентов при давлении 200 кгс/кв.см и 20 процентов при давлении 350 кгс/кв.см.

4.11.6.5. Для сбора жидкости и нефти после продувки приемных сепараторов следует предусмотреть емкость, соединенную со свечой для сжигания газа.

Жидкость и нефть из емкости должны откачиваться насосом.

4.11.6.6. Для сброса углеводородного конденсата с конечных сепараторов должна быть предусмотрена специальная емкость.

4.11.6.7. Для безопасной эксплуатации газокомпрессоров должно быть предусмотрено устройство автоматической сигнализации, действующей при возникновении в любом пункте помещения концентрации газов и паров, не превышающей 20 процентов нижнего предела воспламенения, а для ядовитых газов при приближении концентрации к санитарным нормам. Число сигнальных приборов и их расположение, а также резервирование должны обеспечить безотказное действие сигнализации.

4.11.6.8. В здании компрессорной станции устройство подвальных и полуподвальных помещений не разрешается.

4.11.6.9. Аппаратура очистки, охлаждения и сепарации газа компрессорной станции должна размещаться на открытой площадке.

Для предотвращения замерзания охлаждающей воды и конденсата должны быть предусмотрены обогрев и теплоизоляция приемных и конечных сепараторов, обвязочных трубопроводов, дренажа и продувки этих сепараторов, теплоизоляция маслоотделителей и устройства для спуска воды из холодильников.

4.11.6.10. Трубопроводы компрессорных станций должны выполняться на сварке.

4.11.6.11. На входе и выходе газа из компрессорной станции должна быть установлена запорная арматура, позволяющая быстро и надежно отключать станцию от внешних сетей.

4.11.6.12. Каждый компрессорный агрегат должен отключаться задвижками, устанавливаемыми на приемных и нагнетательных газопроводах.

4.11.6.13. На нагнетательных газопроводах между компрессором и отключающей задвижкой должен быть установлен обратный клапан.

4.11.6.14. Все аппараты, емкости и трубопроводы компрессорной станции, имеющие температуру стенки 45 °C и более и находящиеся в зоне обслуживания эксплуатационного персонала, должны быть теплоизолированы или ограждены.

4.11.6.15. Каждый компрессор должен быть снабжен:

а) манометрами на выкидных линиях всех ступеней сжатия; на выкиде последней ступени сжатия должен быть установлен и регистрирующий манометр; такой же манометр должен быть установлен на приеме дожимного компрессора; манометры должны быть оборудованы компенсаторами пульсации;

б) манометрами на промежуточных холодильниках, если последние расположены вне здания компрессорной станции;

в) предохранительными пружинными клапанами, установленными непосредственно на выкиде у каждой ступени сжатия.

4.11.6.16. Между предохранительным клапаном и компрессором не должно быть никакого запорного устройства. Выкиды клапанов следует вывести за пределы здания в сторону, противоположную выхлопам двигателей и соединить с приемным коллектором.

4.11.6.17. Все пружинные предохранительные клапаны должны иметь приспособление, позволяющее проверять их действие во время работы компрессора.

4.11.6.18. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора должно быть смонтировано предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем рабочее на 10 процентов. Устройство монтируется вне здания на стояке высотой 1,8 м от поверхности земли.

4.11.6.19. Компрессор должен иметь сигнализацию отклонения параметров от нормальной работы, а также автоматическое отключение при повышении давления и температуры сжимаемого газа (воздуха), при прекращении подачи охлаждающей воды и падении давления на приеме и в системе смазки.

4.11.6.20. Автоматические устройства компрессорной станции необходимо регулярно проверять и результаты проверки записывать в специальный журнал.

4.11.6.21. Для предотвращения попадания газа в масляную систему на подводящих маслопроводах в местах их присоединения к цилиндрам и сальникам должны быть установлены обратные клапаны.

4.11.6.22. На время ремонта осветительных устройств или аварийного отключения электроэнергии в газовых компрессорных станциях разрешается применять аккумуляторные светильники только во взрывозащищенном исполнении.

V. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТКРЫТЫХ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ ФОНТАНОВ

5.1. Предупреждение газонефтепроявлений (флюидопроявлений)

5.1.1. Строительство скважин осуществляется по проекту, изменения, отклонения и дополнения от проекта допускаются по согласованию между заказчиком и проектировщиком, если эти изменения касаются противофонтанной безопасности, то с участием противофонтанной службы.

5.1.2. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины на основании действующих инструкций.

5.1.3. Прочность промежуточных колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование, должна обеспечить:

герметизацию устья скважины в случаях флюидопроявлений и открытого фонтанирования с учетом их ликвидации;

противостояние воздействию давления гидростатического столба промывочной жидкости максимальной плотности;

противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня промывочной жидкости, а также в интервале пород, склонных к текучести.

5.1.4. Конструкция устья скважины и колонные головки должны обеспечивать:

подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

контроль за возможным флюидопроявлением за обсадными колоннами;

возможность аварийного глушения скважины.

5.1.5. Работающий персонал бригад бурения, освоения и ремонта скважин предварительно должен быть проинструктирован и практически обучен мерам, необходимым при предупреждении газонефтеводопроявлений, выбросов и открытых фонтанов.

5.1.6. Буровая установка должна быть укомплектована техническими средствами, обеспечивающими раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и характеризующее прямые и косвенные признаки флюидопроявления.

5.1.7. При обнаружении поступления промывочной жидкости из скважины работающий персонал вахты обязан загерметизировать устье и канал, находящихся в скважине труб, информировать об этом руководство предприятия или цеха, противофонтанной службы и действовать в соответствии с Планом ликвидации возможных аварий.

5.1.8. При расчетном весе колонны труб (бурильных, обсадных, НКТ), превышающем выталкивающую силу проявляющего горизонта, первым должен быть закрыт универсальный превентор, при его отсутствии - верхний плашечный превентор. При недостаточном весе труб закрывается нижний превентор.

5.1.9. Не допускается отклонение плотности промывочной жидкости (освобожденной от газа и шлама), находящейся в циркуляции на величину более 0,02 г/куб.см от установленной проектом.

5.1.10. При обнаружении в промывочной жидкости более пяти процентов объема газа от объема жидкости должны приниматься меры по ее дегазации.

5.1.11. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями должны быть выполнены следующие мероприятия:

5.1.11.1. Проведено обучение членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно Плану ликвидации возможных аварий по действию членов вахты при газонефтеводопроявлениях;

5.1.11.2. Проведена учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается предприятием по согласованию с противофонтанной службой.

5.1.12. Бурение скважин с поглощением промывочной жидкости, возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, заказчиком и противофонтанной службой.

5.1.13. При установке ванн (водяной, нефтяной, кислотной) гидростатическое давление столба промывочной жидкости и жидкости ванны должны соответствовать давлению, предусмотренному планом работ, специально утвержденным в установленном порядке и согласованным с противофонтанной службой.

5.1.14. Для предупреждения флюидопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив скважины по режиму, установленному в проекте на строительство скважины.

5.1.15. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить и принять меры по его устранению.

5.1.16. Объем вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме, должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб.

5.1.17. Подъем труб немедленно должен быть прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее расчетной величины промывочной жидкости против контрольной величины и приняты меры, предусмотренные Планом ликвидации возможных аварий по действию вахты при нефтегазоводопроявлении. Спуск труб в скважину осуществляется при непрерывном контроле объема вытесняемой промывочной жидкости.

5.1.18. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 процентов возможное давление из расчета заполнения скважины пластовым флюидом.

5.1.19. Испытание на герметичность колонн, цементного камня и смонтированного на них устьевого герметизирующего оборудования проводится комиссией специалистов предприятий в присутствии работника противофонтанной службы с составлением соответствующего акта.

5.1.20. Комплекс работ по освоению, испытанию, исследованию скважин должен предусматривать технологические и организационные мероприятия, обеспечивающие предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Выполнение нижеследующих работ в скважинах, имеющих горизонты с аномально высоким пластовым давлением, производить после получения разрешения от военизированной службы по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов:

вскрытие продуктивных горизонтов;

испытание каждого горизонта с помощью пластоиспытателя, освоение продуктивных горизонтов в разведочных и эксплуатационных скважинах;

производство аварийных работ по освобождению прихваченных бурильных и обсадных колонн с применением жидкостных ванн при вскрытых продуктивных горизонтах;

Примечание. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/куб.см от кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления характеризуются любым отклонением от нормального.

5.1.21. Во время перфорационных работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины.

5.1.22. Ремонт фонтанных скважин и скважин, эксплуатирующихся с помощью погружных электронасосов, допускается только после получения разрешения от противофонтанной службы.

5.1.23. При перерывах в работе более 30 минут устье скважины со вскрытыми продуктивными горизонтами в открытом стволе должно быть загерметизировано устьевым герметизирующим оборудованием. При нахождении в скважине колонны труб их канал герметизируется запорным устройством (шаровым краном, обратным клапаном).

5.2. Монтаж и эксплуатация устьевого герметизирующего оборудования

5.2.1. Устье скважин при строительстве, добыче нефти и газа и ремонте оборудуется устьевым герметизирующим оборудованием (превенторной установкой, перфорационной задвижкой, фонтанной арматурой и др.) по типовым схемам, разрабатываемым предприятием, утвержденным производственным объединением и проектной организацией и согласованным с военизированной противофонтанной службой и местным органом Госпроматомнадзора.

5.2.2. На кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтепроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой с помощью колонной головки.

Рабочее давление блока превенторов и манифольда принимают не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине промывочной жидкости пластовым флюидом.

5.2.3. Устьевое герметизирующее оборудование не устанавливается, когда вскрываемый скважиной разрез изучен и не имеет коллекторов или представлен коллекторами, насыщенными водой или нефтью с пластовым давлением, не превышающим:

     Рпл. < Рг, Рпл. < Рг.н., где:

Рпл. - пластовое давление продуктивного горизонта (при ремонте скважин текущее);

Рг. - гидростатическое давление столба воды плотностью 1 г/куб.см от подошвы пласта до поверхности;

Рг.н - гидростатическое давление столба нефти.

5.2.4. При рассмотрении схем обвязок устьев выбор стволовых сборок превенторов, манифольдов с элементами оснастки, станции управления осуществляется с учетом конкретных геологических условий и необходимости выполнения следующих технологических операций:

герметизацию устья при наличии в скважине бурильного инструмента и при отсутствии его;

вымыв флюида из скважины прямой и обратной промывкой буровыми насосами и при помощи цементировочных агрегатов;

контроль за состоянием скважины во время глушения;

расхаживание колонны труб для предотвращения ее прихвата;

спуск или подъем части труб при герметично закрытом устье;

возможность испытания в открытом стволе.

5.2.5. В целях создания необходимого уклона и условий качественного крепления выкидных линий при монтаже на устье скважины превенторного блока нижний фланец крестовины должен быть смонтирован не ниже 500 мм от поверхности земли.

5.2.6. Выкидные линии от блоков тушения и дросселирования должны быть, как правило, прямолинейными и направлены в сторону от производственных и бытовых помещений с уклоном от устья скважины на специальных опорах с надежным креплением к ним.

5.2.7. Повороты линий разрешаются только после блока задвижек и с применением кованых угольников на резьбах и фланцах или тройников с буферным устройством.

Длина линий должна быть:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 куб.м на тонну нефти не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 куб.м на тонну нефти, газовых и разведочных скважин не менее 50 м. Концы линий должны быть оборудованы из расчета возможности их наращивания. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины. Расстояние от концов выкидов до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должны быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

5.2.8. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна регламентироваться схемами, разрабатываемыми для каждой конкретной скважины с учетом п. 5.2.1.

5.2.9. Циркуляционная система для бурения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором и аномально высоким пластовым давлением должна предусматривать возможность непрерывной дегазации бурового раствора с использованием специального оборудования (системы регулирования давления, сепараторов, вакуумных дегазаторов и др.).

5.2.10. При вскрытии пластов с наличием сероводорода более 6 процентов объемных в манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно-факельная установка.

5.2.11. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений не менее чем на 30 процентов превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и герметизирующего оборудования.

Герметизирующее оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

По согласованию с противофонтанной службой допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания в соответствии с утвержденными техническими условиями. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта.

5.2.12. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательные пульты. Основной пульт управления устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный пульт устанавливается непосредственно возле пульта бурильщика. Гидравлическое управление превенторами и задвижками должно постоянно находиться в режиме оперативной готовности.

5.2.13. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов устанавливаются в легкодоступном месте.

5.2.14. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана или один шаровой кран и обратный клапан с приспособлением для его наворота в открытом состоянии.

5.2.15. Устьевое герметизирующее оборудование независимо от состояния и сроков работы перед установкой его на скважине должно быть проверено на исправность и работоспособность и опрессовано в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и настоящими правилами.

5.2.16. После монтажа превенторной установки на устье скважины или спуска очередной обсадной колонны, в том числе потайной, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.

5.2.17. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

50 кгс/кв.см - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/кв.см;

100 кгс/кв.см - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/кв.см.

5.2.18. Линии глушения и дросселирования должны иметь устройства, позволяющие осуществлять продувку их воздухом от воздушной магистрали буровой.

5.2.19. После монтажа и опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца дальнейшее углубление скважины может быть продолжено только при наличии разрешения представителя противофонтанной службы.

5.2.20. Смонтированное устьевое герметизирующее оборудование должно периодически проверяться на работоспособность в объемах согласно требованиям инструкций заводов-изготовителей, периодичность проверки исправности плашечных превенторов устанавливается предприятием по согласованию с противофонтанной службой.

5.2.21. При опасности замерзания в зимнее время противовыбросовое оборудование и пульт управления превенторами должны обогреваться. Решение об обогреве превенторов принимает предприятие по согласованию с противофонтанной службой.

5.2.22. При замене вышедших из строя деталей и узлов устьевого герметизирующего оборудования, смене плашек на устье, устьевое оборудование подвергают дополнительной опрессовке на давление испытания колонны.

5.2.23. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. В случае применения разноразмерной бурильной колонны плашки должны соответствовать диаметру верхней секции бурильной колонны.

5.2.24. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную бурильную трубу, окрашенную в красный цвет, с переводником и шаровым краном (обратным клапаном) по диаметру и прочностной характеристике, соответствующей верхней секции используемой бурильной колонны.

---------------------------+-------------------------------------
¦                          ¦     Пробное давление, Мпа, при Рр       ¦
¦                          +------+------+------+------+------+------+
¦  Условный проход ОП, мм  ¦  7   ¦  14  ¦  21  ¦  35  ¦  70  ¦ 105  ¦
+--------------------------+------+------+------+------+------+------+
¦До 350 включительно       ¦      ¦      ¦2,0 Рр¦      ¦      ¦1,5 Рр¦
+--------------------------+------+------+------+------+------+------+
¦Свыше 350                 ¦      ¦1,5 Рр¦      ¦2,0 Рр¦      ¦      ¦
¦--------------------------+------+------+------+------+------+-------

5.2.25. Перед спуском обсадной (эксплуатационной) колонны при вскрытых пластах с возможными газонефтеводопроявлениями плашки одного из превенторов должны соответствовать диаметру спускаемой колонны. В противном случае на мостках должны находиться бурильная труба с переводником и шаровым краном (обратным клапаном) с диаметром, соответствующим диаметру плашек превентора.

5.2.26. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному устьевому герметизирующему оборудованию должен быть твердый настил, под буровой обеспечен сбор жидкости и возможность ее откачки.

5.2.27. Все схемы превенторной обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемный желоб с целью облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

5.2.28. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, герметизирующее оборудование опрессовывается на пробное давление в зависимости от условного прохода и рабочего давления (Рр). Проверка и опрессовка оформляются записью в паспорте оборудования и специальным актом.

5.2.29. В конце манифольдных линий глушения и дросселирования необходимо сооружать земляные амбары для приема пластового флюида, каждый вместимостью не менее максимального объема скважины или для этих целей устанавливать емкости с таким же объемом. При направлении манифольдных линий в одну сторону сооружается один амбар емкостью не менее двух объемов скважины.

5.2.30. Монтажно-демонтажные работы на скважине, находящейся под давлением, запрещаются.

5.2.31. Бригады по бурению, освоению и ремонту скважин, эксплуатирующие устьевое герметизирующее оборудование, должны иметь комплект накидных и рожковых ключей.

5.2.32. Подъемные установки и передвижные агрегаты должны оснащаться приспособлениями для аварийного глушения двигателя воздушной заслонкой с пульта управления лебедкой.

5.3. Ликвидация открытых газовых и нефтяных фонтанов

5.3.1. В случае возникновения открытого фонтана буровая бригада, бригада по добыче, освоению, испытанию и ремонту скважин обязана выполнить следующие мероприятия:

прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из нее людей;

остановить двигатели внутреннего сгорания;

отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться в загазованных участках. Отключение электроэнергии должно быть сделано за пределами взрывоопасной (загазованной) зоны;

потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины;

на территории, которая может оказаться загазованной, прекратить пользование стальными инструментами, курение, производство сварочных работ и другие действия, ведущие к возникновению искры;

принять необходимые меры к отключению всех соседних производственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в опасной зоне;

запретить всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине, для чего выставить запрещающие знаки, а при необходимости и посты охраны;

в целях предупреждения загорания фонтана ввести для увлажнения фонтанирующей струи и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные производственные агрегаты и средства пожаротушения;

сообщить о случившемся руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую медицинскую помощь;

при необходимости принять меры к недопущению растекания нефти.

5.3.2. Для разработки мероприятий и проведения работ по ликвидации открытого фонтана приказом по производственному объединению (управлению, экспедиции) создается штаб. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

5.3.3. Работы по ликвидации открытого фонтана должны проводиться в соответствии с Инструкцией по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

5.3.4. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться на складе аварийного запаса производственного объединения в исправном состоянии и готовности для применения.

5.3.6. Номенклатура и количество технических средств и материалов аварийных складов определяются производственным объединением и противофонтанной службой в зависимости от применяемого устьевого герметизирующего оборудования, принятых схем обвязки, обеспечивающих эффективное проведение аварийных работ при максимальных дебитах и пластовых давлениях фонтанирующих скважин данного района.

VI. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

6.1. Общие положения

6.1.1. Устройство и эксплуатация электроустановок нефтегазодобывающей промышленности должно производиться в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов по электробезопасности.

6.1.2. Каждое предприятие (организация) должно иметь четко налаженную систему управления электрохозяйством, которая заключается:

в организации согласованной, надежной и безопасной работы всех составных частей электрохозяйства (сетей и электроустановок);

координации действий электротехнического персонала при всех производимых им работах в электроустановках;

оперативном обслуживании электроустановок.

6.1.3. Ответственность за выполнение настоящих Правил и технических нормативных правовых актов по электробезопасности электротехническим персоналом на каждом предприятии определяется должностными инструкциями и положениями, утвержденными в установленном порядке руководством данного предприятия.

6.1.4. Для каждой электроустановки должны быть составлены однолинейные схемы электрических соединений для всех напряжений переменного и постоянного тока для нормальных режимов, утвержденные ответственным за электрохозяйство предприятия, участка, цеха.

6.1.5. На дверях трансформаторных пунктов и камер, распредщитах наносятся предупреждающие знаки установленного образца и формы. Двери запираются на замок.

6.1.6. На электродвигатели и приводимые ими в движение механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения механизма и двигателя.

6.1.7. На наружных дверях РУ указываются их наименования. Все провода, шины, кабели, контактные зажимы маркируются по единой системе (изолированными бирками, надписью либо гравировкой на корпусе или на щитке над или под зажимами и предохранителями). На предохранителях и предохранительных щитках, кроме того, указывается номинальный ток плавкой вставки.

Панели РУ окрашиваются в светлые тона, на них выполняются четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей, проводов.

На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены ("Включить", "Отключить", "Убавить", "Прибавить" и др.).

6.1.8. Токоведущие части пускорегулирующих и защитных аппаратов должны быть защищены от случайных прикосновений. В специальных токоведущих помещениях (электромашинных, щитовых, станциях управления и т.д.) допускается открытая (без защитных кожухов) установка аппаратов.

6.1.9. Запрещается эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушении схем управления и защиты.

6.2. Электроустановки в бурении

6.2.1. При бурении скважин буровая установка с электроприводом должна обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников или иметь аварийный привод для подъема бурового инструмента.

6.2.2. Монтаж, наладка, испытание электрооборудования буровых установок должны производиться в соответствии с требованиями технических нормативных правовых актов по электробезопасности.

6.2.3. Ячейки распредустройства напряжением 6 кВ буровых установок должны быть оборудованы блокировкой, исключающей возможность:

а) проведения операции с разъединителем при включенном масляном выключателе или высоковольтном контакторе;

б) включения разъединителя при открытой задней дверце ячейки;

в) открывания задней дверцы при включенном разъединителе.

6.2.4. Вывод в ремонт оборудования с приводом от электродвигателя производится только по письменной заявке технологического персонала, после выполнения организационных и технических мероприятий по отключению электропривода и выдачи разрешения на ведение ремонтных работ электротехническим персоналом, в ведении которого находится электроустановка.

6.2.5. Расстояние от земли (от настила) до токоведущих частей воздушных линий электропередачи в подстанцию (распредустройство) буровой установки напряжением до 10 кВ должно быть не менее 4,5 м. При снижении расстояния от провода до земли до 3,5 м территория на соответствующем участке должна быть ограждена забором высотой 1,5 м; при этом расстояние от земли до провода в плоскости забора должно быть не менее 4,5 м.

6.2.6. Расстояние по горизонтали от крайнего провода воздушной линии электропередачи напряжением 6 - 10 кВ (при наибольшем его отклонении) до помещения насосной, культбудки и других сооружений буровой установки должно быть не менее 2 м, а для воздушных линий напряжением до 1 кВ не менее 1,5 м.

6.2.7. Пересечение воздушных линий электропередачи с оттяжками вышек допускается только в исключительных случаях, при этом:

а) провода в пролете пересечения не должны иметь соединений;

б) провода должны проходить выше оттяжек и иметь двойное крепление на опорах;

в) расстояние между оттяжкой и ближайшим к ней проводом (при наибольшем его отклонении) должно быть не менее 3 м.

6.2.8. Вход на территорию открытой трансформаторной подстанции буровой установки должен быть со стороны, наиболее удаленной от трансформаторов и вводов воздушных линий электропередачи.

6.2.9. На буровых установках с электроприводом у поста бурильщика должны быть установлены кнопки "Стоп" для аварийной остановки буровой лебедки и буровых насосов.

6.2.10. На распределительном щите 380/220 В каждой буровой установки должны быть установлены коммутационные аппараты, оборудованные защитой от токов короткого замыкания для подключения электросварочных установок и электроприемников геофизических партий.

6.2.11. При перемещении буровой установки на новую точку бурения необходимость испытания электрооборудования повышенным напряжением определяется лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия согласно требованиям п. 7.2.2 настоящих Правил.

6.2.12. Подача (снятие) напряжения на буровые установки после окончания электромонтажных работ или находящихся в стадии монтажа, разрешается лицом, ответственным за электрохозяйство после письменного подтверждения от руководителя строительно-монтажных работ об уведомлении членов бригады или об их выводе с возможно опасных участков и только в светлое время суток.

6.2.13. Все буровые установки с дизельным или электрическим приводом должны иметь источник электрической энергии для аварийного освещения.

Для аварийного освещения разрешается использовать сеть рабочего освещения.

Буровые установки, не имеющие резервной дизельной электростанции или второго внешнего источника электрической энергии для аварийного освещения, должны иметь аккумуляторную батарею на 12 В и отдельную сеть аварийного освещения.

6.2.14. Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В.

Для подключения переносного светильника на всех буровых должны быть установлены розетки, запитанные от аккумуляторной батареи или от двухобмоточного понижающего трансформатора с вторичным напряжением 12 В.

6.2.15. Электроустановки буровых должны быть укомплектованы защитными средствами в соответствии с Правилами применения средств защиты, используемых в электроустановках.

6.2.16. При ручной дуговой сварке переменным током в особо опасных условиях работы (внутри металлических емкостей, на открытом воздухе, а также в помещениях с повышенной опасностью) для обеспечения безопасности при смене электродов должны применяться ограничители напряжения холостого хода. Если ограничение напряжения холостого хода предусмотрено схемой самого источника сварочного тока, то применять ограничитель не требуется.

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 |

Архив документов Папярэдні | Наступны