Законодательная база Российской Федерации

"ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. РД 08-200-98" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 09.04.98 N 24)

3.1.1. На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ.

3.1.2. Отказы, неполадки оборудования и систем, нарушения технологического регламента, другие инциденты регистрируются предприятием в соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [41].

3.2.1. Проект обустройства месторождений должен обеспечить оптимальную разработку месторождения в соответствии с технологической схемой разработки, подготовку всех видов углеводородного сырья к транспорту. Уровень промышленной безопасности производственных объектов должен соответствовать требованиям настоящих Правил и других нормативных документов.

Для проектируемых и реконструируемых объектов должна быть выполнена оценка уровня теплового, ударного, токсичного, радиационного и другого воздействия на персонал и окружающую среду при эксплуатации и в случае аварийной ситуации. На основании этой оценки определяется уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.

Проект должен пройти независимую экспертизу в организациях, имеющих соответствующую лицензию. Допускается проведение экспертизы заказчиком с привлечением независимых экспертов, имеющих соответствующую лицензию.

3.2.2. Проект должен предусматривать:

- максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом;

- систему неразрушающего контроля несущих конструкций и антикоррозионной защиты оборудования и трубопроводов;

- многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;

- выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;

- составление плана действия персонала в аварийной ситуации на каждом объекте;

- герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных утечек;

- резервы технологического, энергетического оборудования, а также запасы воды, топлива, химреагентов и материалов, обеспечивающих локализацию аварий, пожара, загазованности и восстановление устойчивой работы объекта;

- расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с учетом требований Приложений 5, 6 <*> настоящих Правил.

<*> Приложение 6 не приводится.

В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими аналогами по уровню безопасности и надежности производства.

3.3.1. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

3.3.2. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:

- приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта;

- системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников и др.);

- системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;

- системой вентиляции;

- блокировками остановки компрессора при нарушении технологических параметров, загазованности воздушной среды, неисправности вентиляционной системы;

- пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;

- системой радио- или телефонной связи, пожаротушения.

3.3.3. На кусте скважин выкидные нефтегазопроводы, газопроводы газлифта, станки - качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается.

3.3.4. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

3.3.5. Для перекачки легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

3.3.6. На пульте управления насосной станции должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных агрегатов и состояние воздушной среды в помещении.

3.3.7. Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией, переговорным устройством и системой освещения.

3.3.8. Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спуско - подъемными операциями, расположенным в безопасном месте и снабженным контрольно - измерительными приборами, в т.ч. индикатором веса с записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и устья скважины.

Мачта агрегата должна быть снабжена металлической табличкой, укрепленной на видном месте. На этой табличке должны быть указаны:

- дата изготовления;

- завод - изготовитель;

- заводской номер установки;

- грузоподъемность (номинальная) мачты;

- сроки следующей проверки технического состояния мачты.

3.3.9. Агрегаты для ремонта скважин должны отвечать требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности, в том числе:

- вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек должны соответствовать технической документации агрегата;

- в трансмиссии привода лебедки должен быть предусмотрен ограничитель грузоподъемности на крюке;

- агрегат должен иметь автоматический ограничитель высоты подъема талевого блока с блокировкой движения барабана лебедки (противозатаскиватель талевого блока под кронблок);

- агрегат должен иметь приборы, позволяющие устанавливать шасси в горизонтальное положение;

- агрегат должен иметь устройство для фиксации талевого блока и защиты мачты от повреждений при передвижении;

- система подъема мачты должна иметь дистанционное управление и обеспечивать безопасность при отказе элементов гидрооборудования;

- уровни шума на постоянных рабочих местах должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.003 ССБТ [3];

- агрегат должен быть оснащен светильниками во взрывобезопасном исполнении, обеспечивающими освещенность ротора - 100 лк, лебедки - 75 лк, тальблока - 30 лк, приемных мостков - 10 лк;

- агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник);

- агрегат должен быть оснащен устройством аварийного отключения двигателя;

- агрегат должен быть оснащен всем необходимым для освещения рабочих мест, трансформатором - выпрямителем постоянного тока на 24 В, устройством для подзарядки аккумуляторов и цепью постоянного тока на 24 В для аварийного освещения;

- агрегат должен быть оборудован лестницей, оснащенной приспособлением для безопасного подъема по ней верхового рабочего, и устройством для его аварийной эвакуации;

- агрегат должен быть оснащен гидравлическими опорными домкратами с механическими замками и фундаментными балками под них;

- агрегат должен быть оснащен укрытием рабочей площадки высотой 2,5 м с одинарными дверьми с каждой стороны платформы, двустворчатой дверью со стороны рабочей площадки. Укрытие рабочей площадки верхового рабочего следует производить с использованием материала типа "хайпрен арктик";

- кронблок должен иметь 1 ролик под канат диаметром 13 мм вспомогательной лебедки, два ролика под канат диаметром 10 мм для подвески машинных ключей и приспособление для подвески гидравлического ключа;

- агрегат должен иметь звуковую и визуальную сигнализацию выдвижения и посадки второй секции мачты;

- пневмосистема агрегата должна быть оснащена электрическим осушителем воздуха;

- тормозная система лебедки должна иметь охлаждение распрыскиванием;

- мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания ролика кабеля ЭЦН;

- агрегат должен обеспечивать возможность вертикальной установки труб и включать комплект оборудования и инструмента для работы с насосно - компрессорными, бурильными трубами диаметром 60; 73; 89 мм и насосными штангами диаметром 19; 22; 25 мм при установке их за "палец" балкона.

Администрация предприятия на основе настоящих Правил должна разработать и утвердить в установленном порядке производственные инструкции для персонала бригад по всем видам работ и операций.

3.3.10. Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления (в кабину агрегата).

3.3.11. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами - отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.

При отсутствии клапана - отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

3.3.12. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.

3.3.13. Система контроля и защиты стационарных установок должна иметь выход на пункт управления.

3.3.14. Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.

3.3.15. Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

3.3.16. Система автоматизации сбора, промыслового и межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового конденсата должна предусматривать:

- систему ингибирования трубопроводного транспорта;

- автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии, установки, скважины при аварийных отклонениях параметров;

- сварные соединения, выполняемые при монтаже оборудования и трубопроводов, должны подвергаться термической обработке по режиму высокого отпуска для снятия сварочных напряжений и последующему 100-процентному контролю качества сварных соединений;

- системы ввода ингибиторов коррозии и другие устройства для обеспечения возможности реализации антикоррозионных мероприятий, предусмотренных технологическими регламентами. Все системы должны быть герметичными;

- дистанционную аварийную остановку технологической линии установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических сред на факельную линию или аварийную емкость;

- дистанционный контроль величин технологических параметров и регистрацию основных параметров технологического процесса;

- автоматическое регулирование давления среды в технологическом оборудовании при отклонениях параметров технологического процесса;

- автоматическую сигнализацию при выходе технологических параметров (давление, температура и др.) за пределы допустимых с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установок и пульт оператора;

- контроль состояния воздушной среды на объектах.

3.3.17. Тюбинговые установки с гибкими трубами должны быть оборудованы и оснащены:

- ограничителями грузоподъемности;

- системами контроля и регистрации нагрузок, возникающих при спуско - подъемных операциях;

- системой контроля утонения труб.

3.3.18. Подготовка площадки, монтаж и эксплуатация тюбинговых установок должны производиться в соответствии с техническими условиями и инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя.

Работы с использованием тюбинговых установок производятся специально обученным персоналом.

3.4.1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

3.4.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.4.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

3.4.4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

3.4.5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом - изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

3.4.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 град. C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

3.4.7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. куб. м /сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

3.4.8. В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода - изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

3.4.9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 град. C и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

3.4.10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

3.4.11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производится специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

3.4.12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

3.4.13. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30 - 35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

3.4.14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

3.4.15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

3.4.16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно - компрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.

3.4.17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

3.4.18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

3.4.19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы: минус 10 град. C для южных районов и минус 20 град. C для средних и северных широт.

3.4.20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

3.4.21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

- ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале:

- контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

3.5.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

3.5.2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.

3.5.3. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: "Не включать, работают люди".

3.5.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков - качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический".

3.5.5. Кривошипно - шатунный механизм станка - качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

3.5.6. Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

3.5.7. Станок - качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

3.5.8. Для обслуживания тормоза станка - качалки устраивается площадка с ограждением.

3.5.9. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

3.5.10. Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка - качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме.

Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 кв. мм, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм.

Заземляющие проводники, соединяющие раму станка - качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м.

В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

3.6.1. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями п. 3.3.12 настоящих Правил. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

3.6.2. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках - опорах.

3.6.3. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

3.6.4. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

3.6.5. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско - подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

3.6.6. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

3.6.7. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно - направленных скважинах с набором кривизны 1,5 град. на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

3.6.8. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

3.7.1. Помещение технологического блока установки должно иметь:

- постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

- температуру в блоках не ниже 5 град. C, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

3.7.2. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения.

3.7.3. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

- проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

- включить освещение;

- переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

3.7.4. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.

3.7.5. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости - прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.

3.7.6. Извлечение гидропоршеневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

3.7.7. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.

3.7.8. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

3.7.9. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными и показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

3.7.10. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

3.7.11. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

3.7.12. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

3.7.13. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.

3.8.1. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены: состав, физико - химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

3.8.2. Нагнетательные скважины, независимо от физико - химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно - компрессорных труб и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

3.8.3. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.

3.9.1. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения.

3.9.2. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

3.9.3. Спуско - подъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку).

3.9.4. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

3.9.5. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сероводорода более 6% - выполнена из материала, стойкого к сероводородной коррозии.

3.9.6. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

3.10.1. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть:

- оборудованы предохранительным и обратным клапанами;

- опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторакратное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок.

3.10.2. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.

3.10.3. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.

3.10.4. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя.

3.10.5. Для подачи теплоносителя под давлением запрещается применять резиновые рукава.

3.11.1.1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

3.11.1.2. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

3.11.1.3. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

3.11.1.4. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

3.11.1.5. Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

3.11.1.6. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

3.11.1.7. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

3.11.1.8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

3.11.1.9. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

3.11.1.10. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

3.11.1.11. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

3.11.1.12. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

3.11.1.13. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.

3.12.1. Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному техническим руководителем предприятия.

В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.

3.12.2. Передача скважин для ремонта и приемка их после ремонта производится по акту в соответствии с порядком, установленным в предприятии.

3.12.3. Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

3.12.4. Рабочие места, оборудование и зона проведения работ должны быть обеспечены электроосвещением в соответствии с требованиями ПТБЭ [54], ПТЭЭ [55] и ПУЭ [62].

3.12.5. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем предприятия.

3.12.6. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

3.12.7. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода - изготовителя.

3.12.8. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью с плотностью, соответствующей требованиям п. 2.7.3.3 настоящих Правил. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих пределы, установленные таблицами 4a и 4b, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горно - геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

3.12.9. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

3.12.10. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.12.11. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

3.12.12. Без исправного индикатора веса проводить спуско - подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины, запрещается.

3.12.13. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

Инструкция по одновременному ведению работ на кусте разрабатывается нефтегазодобывающим предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

3.12.14. При ремонте скважин на газлифтных кустах перед расстановкой оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также на соседних скважинах слева и справа (на период расстановки) прекращается. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

При ремонте механизированных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

3.12.15. Проведение работ по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт не допускается: в ночное время, при ветре со скоростью 15 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане (с видимостью менее 50 м).

3.12.16. Спуско - подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещаются.

3.12.17. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий, разработанным в соответствии с Приложением 9 настоящих Правил.

3.12.18. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

3.12.19. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки.

3.12.20. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах, в скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сероводорода не допускается.

3.12.21. При проведении ремонтно - изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.

3.12.22. Освоение скважин после бурения и ремонта должно производиться в соответствии с требованиями п. п. 2.11.4, 2.11.5, 2.11.6, 2.11.7 и 2.11.8 настоящих Правил.

3.12.23. Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий:

3.12.23.1. Работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающего предприятия.

3.12.23.2. Работы по ревизии клапана - отсекателя, их периодичность выполняются в соответствии с рекомендациями фирмы - изготовителя и промысловыми заявками заказчика.

3.12.23.3. Периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов: гидравлическая опрессовка - через шесть месяцев; дефектоскопия - один раз в год.

3.12.23.4. После извлечения из эксцентричных камер (ингибиторных оправок) ингибиторного клапана, газлифтного клапана, циркуляционного клапана в посадочное место должны быть установлены глухие пробки. Эксплуатация скважин с открытым "гнездом" в оправках запрещается.

3.12.23.5. Спуско - подъемные операции и все работы с использованием канатной техники следует проводить с применением гидрофицированной лебедки, позволяющей обеспечивать вращение барабана с канатов любых желаемых диапазонов скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат.

3.12.24. Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки.

3.13.1.1. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

3.13.1.2. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно - вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 11-33-75 [72].

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

3.13.1.3. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

3.13.1.4. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

3.13.1.5. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными.

3.13.1.6. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

3.13.1.7. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно - технической и проектной документации, согласованной с организацией - разработчиком технологического процесса и проектной организацией - разработчиком проекта.

Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются.

3.13.1.8. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки - снятия заглушек.

3.13.1.9. При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.