Для намотування і розмотування кабелю повинен використовуватись кабелеукладач.

12.19. Барабан з кабелем заглибного ЕВН повинен перебувати в зоні видимості з робочої площадки бурильника.

12.20. Не дозволяється чищення піщаних пробок желонкою у фонтанних свердловинах та свердловинах з можливими газонафтоводопроявами, а також у свердловинах з наявністю сірководню.

12.21. При проведенні ремонтно-ізоляційних робіт не дозволяється перфорація обсадних колон в інтервалі можливого розриву пластів тиском газу, нафти (після виклику припливу), а також в інтервалі проникних непродуктивних пластів.

12.22. Технічний стан вишок та лебідок підіймального обладнання, виготовленого згідно зі стандартом "Установки подъемные для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Типы и основные параметры" (ГОСТ 28113-89), яке використовують під час капітального ремонту свердловин, визначають за результатами контролю параметрів, установлених технічною документацією.

Ремонт щогл установок для освоєння та ремонту нафтових і газових свердловин допускається за технологією, яка узгоджена з підприємством-виробником. Після ремонту щогла повинна пройти експертне обстеження (технічне діагностування) згідно з вимогами НПАОП 0.00-6.18-04.

12.23. Ремонт свердловини вважається завершеним після оформлення акта приймання-передавання свердловини з ремонту в цех видобування нафти і газу.

13. Системи промислового та міжпромислового збору нафти і газу. Підготовка нафти і газу до транспортування

13.1. Загальні вимоги

13.1.1. Об'єкти і технологічні процеси видобування, збирання, підготовки нафти і газу, їх технічне оснащення, вибір систем керування і регулювання, місця розміщення засобів контролю, керування і протиаварійного захисту повинні враховуватися в проектах облаштування родовищ і забезпечувати безпеку обслуговувального персоналу та населення.

13.1.2. Система збирання нафти й газу повинна бути закрита, а устя нагнітальних, спостережних і видобувних свердловин - герметичні.

13.1.3. Система автоматизації збору, промислового і міжпромислового транспорту та підготовки природного газу, газового конденсату та нафти повинна передбачати:

а) автоматичне відключення окремого обладнання, технологічної лінії, установки, свердловини при аварійних відхиленнях робочого тиску від максимально допустимого для обладнання;

б) системи введення інгібіторів корозії та інших пристроїв для забезпечення можливості реалізації антикорозійних заходів, передбачених нормативно-технічними документами;

в) дистанційний контроль технологічних параметрів і реєстрацію основних параметрів технологічного процесу;

г) автоматичне регулювання тиску середовища в технологічному обладнанні при відхиленнях параметрів технологічного процесу;

ґ) автоматичну сигналізацію аварійних параметрів технологічного процесу (тиск, температура та ін.) з подачею попереджувальних сигналів оповіщення на місце встановлення датчиків та пульт оператора;

д) контроль стану повітряного середовища на об'єктах;

е) на УППГ і ГТУ для збору нафти повинна бути передбачена можливість короткочасного скиду газу у факельний колектор у разі порушення режиму роботи УППГ або ГТУ.

13.1.4. Скидати в атмосферу гази, які містять сірководень та інші шкідливі речовини у кількості, що перевищує ГДК, без нейтралізації або спалювання не дозволяється.

13.1.5. На об'єктах збору та підготовки нафти й газу, НС і КС повинна бути технологічна схема, затверджена технічним керівником підприємства, із зазначенням номерів засувок, апаратів, напрямків потоків, що відповідають їх нумерації в технологічній схемі. Технологічна схема є частиною ПЛАС.

13.1.6. Технологічна схема та масштабні плани комунікацій УКПГ повинні щороку перевірятися на відповідність фактичному стану, коригуватись у разі внесення змін та доповнень і затверджуватись технічним керівником підприємства.

Технологічна схема повинна бути вивішена в операторній.

13.1.7. Зміни до технологічного процесу, схеми, регламенту, апаратурного оформлення та системи протипожежного захисту можуть уноситись лише за наявності нормативно-технічної та проектної документації, погодженої з організацією-розробником технологічного процесу і проектною організацією-розробником проекту.

Не дозволяється реконструкція, заміна елементів технологічної схеми без наявності затвердженого проекту.

13.1.8. Обладнання, що контактувало із сірковмісною нафтою, сірковмісним природним газом та сірковмісним газовим конденсатом і не використовується в діючій технологічній схемі, повинне бути відключене, звільнене від продукту, промите (пропарене), заповнене інертним середовищем та ізольоване від діючої схеми встановленням заглушок. Установлення заглушок фіксується в журналі встановлення-зняття заглушок.

13.1.9. Для ліквідації гідратних пробок у газопроводі, арматурі, обладнанні, приладах використовуються такі методи:

а) закачування інгібітору перед місцем утворення і безпосередньо в зону утворення гідратних пробок;

б) інтенсивне зовнішнє підігрівання місць утворення гідратних пробок за допомогою трубопровідних коаксіальних електропідігрівачів, УПП;

в) подання гарячого агента безпосередньо в гідратну пробку;

г) зниження тиску з обох боків гідратної пробки нижче тиску розкладання гідратів з подальшою продувкою на свічу.

Не дозволяється розігрівати гідратну пробку в трубопроводі або апараті без відключення його від загальної системи і під тиском.

Використання для обігріву обладнання відкритого вогню не дозволяється.

13.1.10. За наявності в продукції, технологічних апаратах, резервуарах та інших ємностях сірководню або можливості утворення шкідливих речовин при пожежах, вибухах, порушенні герметичності ємностей та інших аварійних ситуаціях персонал повинен бути забезпечений необхідними засобами індивідуального захисту від впливу цих речовин.

13.2. Обладнання для збору і підготовки нафти, газу і конденсату

13.2.1. Обладнання для збору нафти, газу і конденсату повинне відповідати вимогам стандартів і технічних умов на їх виготовлення, монтуватися відповідно до проектів та діючих норм технологічного проектування.

13.2.2. Під час експлуатації УПН необхідно керуватись вимогами "Правил безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности", затверджених Держгіртехнаглядом СРСР 16.07.76.

13.2.3. У закритих приміщеннях технологічних установок електричні датчики систем контролю і керування технологічним процесом повинні бути у вибухозахищеному виконанні і розраховуватись на використання в умовах вібрації, утворення газових гідратів, відкладень парафіну, солей та інших речовин або встановлюватися в умовах, що виключають прямий контакт із продукцією свердловин.

13.2.4. Технологічні трубопроводи і арматура фарбуються, а також забезпечуються попереджувальними знаками та написами відповідно до вимог ГОСТ 12.4.026-76. На трубопроводи наносяться стрілки, що вказують напрямок руху середовища, яке транспортується.

13.3. Насосні, компресорні станції, блочно-комплектні насосні станції

13.3.1. Конструкція насосів і їх обв'язка для перекачування токсичних і горючих рідин повинна передбачати повне звільнення і дегазацію від залишків цих продуктів перед розбиранням насосів при зупинці їх на ремонт. Обв'язка насосів повинна забезпечувати звільнення їх від продукту в дренажну ємність, що міститься поза приміщенням насосної.

13.3.2. Резервні насоси повинні перебувати в постійній готовності до пуску. Насоси, що перекачують сірчисті продукти, повинні бути заповнені рідиною, яка перекачується, щоб уникнути утворення пірофорних відкладень.

13.3.3. Для перекачування легкозаймистих і шкідливих рідин необхідно застосовувати насоси, що виключають пропуск продукту.

13.3.4. На пульті керування насосної станції з перекачування легкозаймистих, горючих та шкідливих речовин повинні бути встановлені прилади, що дають змогу контролювати: тиск; витрату; температуру підшипників насосних агрегатів, якщо це конструктивно передбачено підприємствами-виробниками; стан повітряного середовища в приміщенні.

13.3.5. Блоки насосних агрегатів, які перекачують рідкі вуглеводні та інші вибухопожежонебезпечні продукти, повинні мати обладнання для їх автоматичного аварійного відключення у разі нагрівання до температури самозаймання продукту.

13.3.6. У місцях проходження валів, трансмісій і трубопроводів через стіни, які відділяють приміщення з небезпечними і шкідливими виділеннями від інших приміщень, повинні встановлюватись сальники та інше обладнання, яке запобігає розповсюдженню цих виділень.

13.3.7. Ззовні будинку насосної на всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах повинні бути встановлені запірні механізми.

13.3.8. При запусканні і зупиненні насоса необхідно перевірити відкриття і закриття відповідних засувок. Не дозволяється запуск поршневих і плунжерних насосів при закритій засувці на нагнітальній лінії.

Запуск парових насосів дозволяється лише після спускання парового конденсату і прогріву парових циліндрів.

13.3.9. Для заміни насос, який підлягає ремонту, необхідно від'єднати від двигуна, відключити від трубопроводів засувками з установленням заглушок і звільнити від продукту в дренажну ємність.

13.3.10. Засоби контролю стану повітряного середовища повинні перебувати в справному стані, а їх працездатність перевірятися не рідше ніж один раз на місяць.

13.3.11. Обладнання, установлене у вибухонебезпечних зонах, повинно бути у вибухозахищеному виконанні.

13.3.12. Газокомпресорні станції обладнуються:

а) приладами контролю за технологічними параметрами (тиск, витрата, температура та ін.) продукту, який транспортується;

б) системою приладів з діагностики компресорного обладнання (вібрація, температура підшипників та ін.);

в) системою контролю повітряного середовища в приміщенні компресорної;

г) системою вентиляції;

ґ) блокуваннями зупинки компресора при порушенні технологічних параметрів, загазованості повітряного середовища, несправності вентиляційної системи;

д) пультами керування в компресорному приміщенні та в операторній залі;

е) системою радіо- або телефонного зв'язку;

є) системою автоматичного пожежогасіння згідно з НАПБ Б.06.004-2005 та додатком 10 до НАПБ 01.035-97.

13.3.13. Промислові (дожимні) компресорні станції на об'єктах видобування природного газу, крім вимог підпункту 13.3.12 пункту 13.3 глави 13 розділу VI цих Правил, обладнуються:

а) автоматизованою системою регулювання роботи обладнання в заданих параметрах;

б) автоматизованою системою аварійного розвантаження обладнання з подачею технологічних середовищ до системи утилізації;

в) автоматичними установками пожежогасіння та установками пожежної сигналізації;

г) системою аварійного оповіщення і зв'язку.

Рівень автоматизації компресорних станцій повинен забезпечувати реєстрацію основних технологічних параметрів, уключаючи:

а) тиск, витрату, температуру середовища, що перекачується;

б) стан повітряного середовища в приміщенні (концентрацію вибухонебезпечних і шкідливих речовин);

в) аварійний сигнал.

13.3.14. Рознімні з'єднання компресорів та їх газопроводи необхідно систематично перевіряти на герметичність відповідно до термінів, установлених інструкцією з експлуатації підприємства-виробника.

13.3.15. Не дозволяється залишати компресори, що працюють, крім повністю автоматизованих, без нагляду осіб, які їх обслуговують.

13.4. Установки комплексної підготовки газу, групові та газозбірні пункти

13.4.1. На установках комплексної підготовки газу повинна бути така документація:

а) інструкції з охорони праці за професіями та видами робіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;

б) технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;

в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи;

г) інструкція з аварійної зупинки УКПГ;

ґ) план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій;

д) графік перевірки запобіжних клапанів;

е) журнал контролю якості газу, що подається в магістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори;

є) масштабні плани комунікацій УКПГ (шлейфи, газозбірні колектори, технологічні трубопроводи тощо) з точними прив'язками;

ж) графіки ПЗР технологічних трубопроводів;

з) технологічна схема УКПГ;

и) журнали (карточки) інструктажу з охорони праці;

і) журнал контролю стану охорони праці на об'єкті;

ї) журнал контролю загазованості повітряного середовища.

Документація, яка повинна зберігатися у відповідному структурному підрозділі підприємства:

а) проектна документація;

б) протоколи перевірки знань працівників з охорони праці та безпечного ведення робіт;

в) паспорти на посудини, що працюють під тиском;

г) акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;

ґ) перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв'язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;

д) акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;

е) акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів.

13.4.2. Для установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.

13.4.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.

13.4.4. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів категорії "В" згідно з будівельними нормами і правилами "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85).