Стр. 9
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13
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 градусов
Цельсия.
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 градусов Цельсия 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.
--------------------------T-----------------------------------------
¦ Пробное давление, Мпа, при Рр
+------T------T------T------T------T------
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 электроустановок нефтегазодобывающей
промышленности должно производиться в соответствии с Правилами
устройства электроустановок (ПУЭ), а эксплуатация их в соответствии
с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и
Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей (ПТЭ и ПТБ).
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 "ПТЭ и
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13
|
