7.12.15. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней буровой 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 других участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). При этом все работы на кусте прекращаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
Инструкция по одновременному ведению работ на кусте разрабатывается нефтегазодобывающим предприятием и согласовывается с территориальными органами Госнадзорохрантруда Украины.
7.12.16. При ремонте газлифтных скважин перед размещением оборудования нагнетание газа в ремонтируемую скважину, а также на соседних скважинах слева и справа (на период размещения) прекращается. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.
При ремонте скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и меньше соседняя скважина должна быть остановлена и, при необходимости, заглушена.
7.12.17. 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).
7.12.18. Вести спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается.
7.12.19. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий (ПЛАС).
7.12.20. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом (ЭЦБН), необходимо обесточить кабель.
Для намотки и размотки кабеля должен использоваться кабелеукладчик.
7.12.21. Барабан с кабелем погружного ЭЦБН должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки.
7.12.22. Чистка песчаных пробок желонкой в фонтанных скважинах и скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями, а также в скважинах с наличием сероводорода не допускается.
7.12.23. 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.
7.12.24. При необходимости проведения ремонта мачт, его можно проводить только по технологии, согласованной с заводом-изготовителем. После ремонта мачта должна пройти диагностику и испытание с нагрузкой, которая в 1,25 превышает паспортную грузоподъемность.
Мачты подъемных установок для КРС должны периодически проходить испытание на специально оборудованных площадках один раз в 5 лет.
7.12.25. Ремонт скважины считается завершенным после оформления акта приема- передачи скважины из ремонта в цех добычи нефти и газа.
7.13. Системы промыслового и межпромыслового сбора нефти и газа. Подготовка нефти и газа к транспортировке.
Общие требования
7.13.1. Объекты и 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.
7.13.2. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными.
7.13.3. Система автоматизации сбора, промыслового и межпромыслового транспорта и подготовки природного газа и газового конденсата должна предусматривать:
а) автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии, установки, скважины при аварийных отклонениях рабочего давления от максимально допустимого для оборудования;
б) системы введения ингибиторов коррозии и других устройств для обеспечения возможности реализации антикоррозийных мероприятий, предусмотренных технологическими регламентами;
в) дистанционную аварийную остановку технологической линии установки с пульта оператора и переключение технологических потоков в факельную линию или аварийную емкость;
г) дистанционный контроль технологических параметров и регистрацию основных параметров технологического процесса;
д) автоматическое регулирование давления среды в технологическом оборудовании при отклонениях параметров технологического процесса;
е) автоматическую сигнализацию аварийных параметров технологического процесса (давление, температура и др.) с подачей предупредительных сигналов оповещения на место установки датчиков и пульт оператора;
ж) контроль состояния воздушной среды на объектах.
7.13.4. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сероводород и прочие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания запрещается.
Запрещается выветривание в атмосферу газа, образующегося при стабилизации газового конденсата и расгазовывании пластовой воды.
7.13.5. На объектах сбора и подготовки нефти и газа, насосных и компрессорных станциях должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, отвечающих их нумерации в технологической схеме. Технологическая схема является частью плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий.
Технологическая схема УКПГ и масштабные планы коммуникаций УКПГ должны ежегодно проверяться на соответствие фактическому состоянию, корректироваться в случае внесения изменений и дополнений и переутверждаться главным инженером предприятия.
Технологическая схема должна быть вывешена в операторной.
7.13.6. Изменения в технологический процесс, схемы, регламент, аппаратурное оформление и системы 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.
7.13.7. Оборудования, контактировавшее с серосодержащей нефтью, серосодержащим природным газом и серосодержащим газовым конденсатом 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.
7.13.8. 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 влияния этих веществ.
Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и конденсата
7.13.9. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно отвечать требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими норм технологического проектирования.
7.13.10. Технологические аппараты УКПГ, на которые распространяются требования ДНАОП 0.00-1.07-94, должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями этого ДНАОП.
7.13.11. В закрытых помещениях технологических установок электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на использование в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ или устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с продукцией скважин.
7.13.12. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются и обеспечиваются предупредительными знаками и надписями в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 и ДНАОП 1.1.23-8.02-01. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
Насосные, компрессорные станции, блочно-комплектные насосные станции
7.13.13. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями строительных норм и правил.
7.13.14. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистые продукты, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.
7.13.15. Конструкция насосов и их обвязка для перекачивания токсичных и горючих жидкостей должна предусматривать полное освобождение и дегазацию от остатков этих продуктов перед разборкой насосов при остановке их на ремонт. Обвязка насосов должна обеспечивать освобождение их от продукта в дренажную емкость, которая находится вне помещения насосной.
7.13.16. Для перекачивания легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.
7.13.17. На пульте управления насосной станции по перекачиванию легковоспламеняющихся, горючих и вредных веществ должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных агрегатов и состояние воздушной среды в помещении.
7.13.18. Блоки насосных агрегатов, перекачивающие жидкие углеводороды и другие взрывопожароопасные продукты, должны иметь оборудование для их автоматического аварийного отключения в случаях нагревания до температуры самовозгорания продукта.
7.13.17. В местах прохождения валов, трансмиссий и трубопроводов через стены, отделяющие помещение с опасными и вредными выделениями от других помещений, должны устанавливаться сальники и другое оборудование, предотвращающее распространению этих выделений.
7.13.18. На выкидной линии поршневого насоса должны быть установлены манометр и предохранительный клапан, а на выкидной линии центробежного насоса – манометр и обратный клапан.
7.13.19. Вне здания насосной на всасывающем и нагнетательном трубопроводах должны быть установлены запорные органы.
7.13.20. При запуске и остановке насоса необходимо проверить открытие и закрытие соответствующих задвижек. Запрещается запуск поршневых и плунжерных насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии.
Запуск паровых насосов разрешается только после спуска парового конденсата и прогрева паровых цилиндров.
7.13.21. Для замены насос, подлежащий ремонту, необходимо отсоединить от двигателя, отключить от трубопроводов задвижками с установкой заглушек и освободить от продукта в дренажную емкость.
7.13.22. Средства контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их трудоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.
7.13.23. Оборудование, установленное во взрывоопасных зонах, должно быть во взрывозащищенном исполнении.
7.13.24. Все ремонтные работы во взрывоопасных помещениях необходимо выполнять инструментом, изготовленным из металла, который не дает при ударе искр. Запрещается использование стальных инструментов.
7.13.25. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:
а) приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура и др.) транспортируемого продукта;
б) системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников и др.);
в) системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;
г) системой вентиляции;
д) блокировками остановки компрессора при нарушении технологических параметров, загазованности воздушной среды, неисправности вентиляционной системы;
е) пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;
ж) системой радио- или телефонной связи;
з) системой автоматического пожаротушения в соответствии с НАПБ Б.06.004-97 и приложением 10 НАПБ 01.035-97.
7.13.26. Промысловые (дожимные) компрессорные станции на объектах добычи природного газа, кроме требований пункта 7.13.25, оборудуются:
а) автоматизированной системой регулирования работы оборудования в заданных параметрах;
б) автоматизированной системой аварийной разгрузки оборудования с подачей технологических сред к системе утилизации;
в) автоматическими установками пожаротушения и установками пожарной сигнализации;
г) системой аварийного оповещения и связи.
Уровень автоматизации компрессорных станций должен обеспечивать регистрацию основных технологических параметров, включая:
7.13.27. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводов необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией по эксплуатации завода-производителя.
7.13.28. Запрещается оставлять работающие компрессоры, кроме полностью автоматизированных, без надзора лиц, которые их обслуживают.
Установки комплексной подготовки газа, групповые и газосборные пункты.
7.13.29. На установках комплексной подготовки газа должна быть следующая документация:
