При ремонті свердловин у кущі з відстанню між центрами гирл 1,5 м і менше сусідня свердловина зупиняється і глушиться.
12.16. Не дозволяється проведення робіт з монтажу, демонтажу і ремонту бурових вишок та щогл: у темний час доби без штучного освітлення, яке забезпечує безпечне ведення робіт; при вітрі зі швидкістю 15 м/с і вище; під час грози, сильного снігопаду, при ожеледі, зливі, тумані (з видимістю менше 50 м).
12.17. При виявленні газонафтоводопроявів гирло свердловини повинно бути загерметизоване, а бригада має діяти відповідно до ПЛАС.
12.18. Перед ремонтом свердловини, обладнаної заглибним ЕВН, необхідно знеструмити кабель.
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).
13.4.5. Установки комплексної підготовки газу повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.
13.4.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше однієї години.
Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене згідно з вимогами стандарту "Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности" (ГОСТ 17433-80*).
13.4.7. Установки комплексної підготовки газу повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору.
13.4.8. Не дозволяється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата.
13.4.9. За наявності (згідно з нормами технологічного проектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.
13.4.10. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.
Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.
13.4.11. У технологічному регламенті установок указується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.
13.4.12. Не дозволяється подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам технічних умов "Гази горючі природні родовищ України для промислового та комунально-побутового призначення" (ТУ У 320.00158764.033-2000).
13.4.13. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.
13.4.14. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.
Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1 % (об'ємного).
Витіснення повітря у факельний колектор не дозволяється.
13.4.15. Не дозволяється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.
13.4.16. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном їх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше ніж один раз на шість місяців.
13.4.17. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і граничнодопустимих параметрів.
Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.
13.4.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.
13.4.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.
13.4.20. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛАС.
13.4.21. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.
При встановленні обладнання слід передбачати:
а) основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;
б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;
в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;
г) проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;
ґ) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.
Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію, огородження.
13.4.22. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).
13.4.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20 % НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.
Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.
Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.
13.4.24. Установка комплексної підготовки газу забезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.
Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та ін.).
13.4.25. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць відбору проб на загазованість.
Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 м-2 площі приміщення.
13.4.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.
13.4.27. Не дозволяється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:
а) при їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;
б) при розгерметизації технологічного апарата;
в) при несправних запобіжних клапанах;
г) при несправних чи незадіяних регулювальних пристроях;
ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;
д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проектом;
е) при вилученні з технологічної обв'язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;
є) без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;
ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічної документацією термін;
з) з експлуатацією газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);
и) з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.
13.4.28. Установка комплексної підготовки газу повинна бути аварійно зупинена у випадках:
а) аварії на газопроводі - підключенні до магістрального газопроводу;
б) виникнення відкритого фонтана на свердловині;
в) аварійних розривів шлейфів газових свердловин, газозбірного колектора чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;
г) пожежі на промплощадці УКПГ.
13.5. Додаткові вимоги до установок низькотемпературної сепарації газу
13.5.1. Територія установки огороджується і позначається попереджувальними знаками.
13.5.2. Не дозволяється застосування запірної арматури для створення дросель-ефекту при низькотемпературній сепарації газу.
13.5.3. На газосепараторах встановлюється не менше двох запобіжних пристроїв, кожен з яких повинен забезпечувати безаварійну роботу апарата.
13.5.4. Запобіжні пристрої на конденсатозбірнику повинні бути встановлені у верхній частині апарата.
13.5.5. Газ, що скидається запобіжними пристроями, повинен відводитися на факельну установку, що встановлена за межами території установки низькотемпературної сепарації газу на відстані не менше ніж 25 м від огородження.
13.5.6. На трубопроводах паливного газу перед пальниками вогневих підігрівачів і регенераторів встановлюються манометри, робочий і контрольний вентилі з продувальною лінією між ними, яка обладнана запірним пристроєм.
13.5.7. На трубопроводі інертного газу або паропроводі для продувки камер згоряння і змійовика при зупинках вогневих підігрівників і регенераторів повинні бути встановлені зворотні клапани і по дві запірні засувки, між якими встановлюється кран для продування.
13.5.8. Для розпалювання пальників вогневі підігрівники і регенератори повинні мати запальники.
13.5.9. Конструкція трубчастої печі вогневого підігріву продукту повинна передбачати підведення пари або інертного газу для продувки камери згоряння і змійовика.
13.5.10. Камери згоряння печі, димоходи повинні обладнуватись системою пожежогасіння. Вентилі трубопроводів пожежогасіння необхідно розташовувати на відстані не менше ніж 10 м від печі.
13.5.11. Усі роботи в приміщеннях, де виділяються пари метанолу та їх вміст перевищує ГДК, повинні проводитись з використанням фільтрувальних протигазів.
13.5.12. Ємності і метанольниці повинні заповнюватись метанолом продавлюванням газу або за допомогою насосів при повній герметизації процесу.
13.5.13. Залишки метанолу з метанольниць повинні відкачуватись у закриту ємність (бачок), не дозволяється продувати їх в атмосферу. Усі роботи з метанолом необхідно проводити згідно з Інструкцією щодо заходів безпеки під час роботи з метанолом на підприємствах і в організаціях Міннафтохімпрому СРСР, затвердженою Міннафтохімпромом СРСР від 22.12.86 (НПАОП 24.1-5.05-86).
13.5.14. У приміщеннях, насичених парами аміаку, обслуговувальний персонал повинен користуватись фільтрувальними протигазами.
13.5.15. Для змазування компресорів холодильної станції повинні використовуватись лише масла, які передбачені в інструкціях підприємств-виробників. Масло з масловіддільників необхідно періодично перепускати в маслозбірники, з яких після відсмоктування парів холодоагенту через віддільники рідини масло спрямовується на регенерацію. Випускання масла безпосередньо з апаратів (посудин) не дозволяється.
13.5.16. Повітря та інші гази, які не конденсуються, повинні виділятись з системи холодильної станції через спеціально встановлений апарат.
13.5.17. При зупинці холодильної станції на довгий період (більше 10 днів) холодоагент необхідно відкачати на склад. Подачу води до конденсаторів, холодильників, масловіддільників і оболонки компресорів необхідно припинити, воду злити.
13.5.18. Турбодетандерний агрегат необхідно негайно зупинити з відключенням від газопроводу і випуском газу з технологічних комунікацій у випадку:
а) зупинки технологічної лінії УКПГ;
б) виникнення сильної вібрації;
в) гідравлічного удару;
г) появи металевого стуку в агрегаті;
ґ) розриву технологічного газопроводу високого тиску;
д) падіння рівня і тиску масла нижче допустимого;
е) відхилення параметрів газу вище встановлених верхніх і нижніх граничних величин;
є) припинення подачі електроенергії на УКПГ;
ж) виникнення пожежі.
13.6. Вимоги до промислових трубопроводів
13.6.1. Проектування, будівництво та експлуатація промислових трубопроводів повинні здійснюватися відповідно до вимог будівельних норм "Проектирование промысловых стальных трубопроводов" (ВСН 51-3-85), "Ведомственные строительные нормы. Строительство промысловых трубопроводов. Технология и организация" (ВСН 005-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка" (ВСН 006-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I, часть II (формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи-приемки)" (ВСН 012-88), "Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция" (ВСН 008-88), "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-85), Правил будови і безпечної експлуатації трубопроводів для горючих, токсичних і зріджених газів (ПУГ-69), затверджених Держгіртехнаглядом СРСР від 05.03.71 (НПАОП 60.3-1.15-71), та нормативних документів "Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа" (РД 39-0147103-344-86), "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10.0 МПа (100 кгс/см-2)" (РД 38.13.004-86).
13.6.2. Сталеві підземні трубопроводи повинні бути захищені від ґрунтової корозії згідно з проектом. Необхідність захисту від ґрунтової корозії промислових трубопроводів - шлейфів визначається відповідно до пункту 10.3 ВСН 51-3-85.
13.6.3. Технологічні трубопроводи надземної прокладки, по яких транспортуються вологі гази чи пластова вода, повинні мати теплову ізоляцію та обладнуватись обігрівальними пристроями (теплосупутниками). Допускається не виконувати теплоізоляцію трубопроводу вологого газу у випадку добавляння в нього інгібітору.
13.6.4. Трубопроводи для транспортування пластових рідин і газів повинні бути стійкими до очікуваних механічних, термічних напруг (навантажень) і хімічного впливу. Трубопроводи повинні бути захищені від зовнішньої і внутрішньої корозії та зсування земляних мас.
13.6.5. Труби нафтогазоконденсатопроводів повинні з'єднуватись зварюванням. Фланцеві і різьбові з'єднання допускаються лише в місцях приєднання запірної арматури, регуляторів тиску та іншої апаратури, а також контрольно-вимірювальних приладів.
На початку та в кінці кожного трубопроводу необхідно встановлювати запірні пристрої для екстреного виведення трубопроводів з експлуатації.
13.6.6. До зварювання стиків трубопроводів допускаються спеціально підготовлені зварники, атестовані в порядку, передбаченому Правилами атестації зварників, затвердженими наказом Держнаглядохоронпраці від 19.04.96 № 61, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 31.05.96 за № 262/1287 (НПАОП 0.00-1.16-96).
13.6.7. Контроль якості зварних з'єднань трубопроводів та приймання робіт повинні включати операційний і візуальний види контролю, обмірювання, перевірку зварних швів методами неруйнівного контролю, а також механічні випробування. Використання приладів (джерел іонізуючого випромінювання) для проведення радіографічного контролю має здійснюватись за умови наявності ліцензії на здійснення діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, з дотриманням Вимог та умов безпеки (ліцензійних умов) провадження діяльності з використання джерел іонізуючого випромінювання, затверджених наказом Держатомрегулювання України від 02.12.2002 № 125, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 17.12.2002 за № 978/7266 (НП 306.5.05/2.065-02) та Основних санітарних правил забезпечення радіаційної безпеки України, затверджених наказом Міністерства охорони здоров'я України від 02.02.2005 № 54, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 20.05.2005 року за № 552/10832 (ДСП 6.177-2005-09-02).
13.6.8. У місцях перетинання нафтогазоконденсатопроводами доріг, водних перешкод, ярів, залізничних колій, на кутах поворотів, технологічних вузлах нафтогазоконденсатопроводів виставляються знаки з попереджувальними написами. Зазначені проектні рішення повинні бути включені в ПЛАС, затверджений керівником підприємства.
13.6.9. Ділянки трубопроводів у місцях перетинання з автошляхами і залізницями повинні бути укладені в захисні кожухи зі сталевих труб, обладнані відповідно до вимог нормативних документів наведених у підпункті 13.6.1 пункту 13.6 глави 13 розділу VI цих Правил.
13.6.10. Не дозволяється прокладання наземних і підземних нафтогазоконденсатопроводів через населені пункти.
13.6.11. Профіль прокладки повинен бути самокомпенсованим або трубопроводи обладнуються компенсаторами, кількість і тип яких визначаються розрахунком та вказуються в проекті.
13.6.12. У районах, де можуть виникнути зсуви земляних мас під впливом природно-кліматичних особливостей, необхідно передбачати заходи для захисту трубопроводів від їх дії.
При ґрунтах з недостатньою несучою здатністю компенсуючі заходи повинні запобігати ушкодженню трубопроводу від осідання або підняття.
При скелястому ґрунті повинна бути передбачена відповідна оболонка (обшивка) або укладка баластових пластів. За наявності профілю, що різко змінюється, у гірських умовах необхідно передбачити прокладання трубопроводів у лотках для максимальної утилізації можливих аварійних викидів вуглеводнів і зниження техногенного впливу на навколишнє середовище.
13.6.13. Запірну арматуру на трубопроводах необхідно відкривати і закривати повільно, щоб уникнути гідравлічного удару.
13.6.14. На всій запірній арматурі трубопроводів, яка має редуктор або запірний орган зі схованим рухом штока, повинні бути покажчики, що вказують напрямок їх обертання: "Відкрито", "Закрито". Уся запірна арматура повинна бути пронумерована відповідно до технологічної схеми.
13.6.15. Перед введенням в експлуатацію ділянка або весь трубопровід повинен піддаватись очищенню порожнини та випробуванням на міцність і герметичність.
Ці операції проводяться після повної готовності ділянки або всього трубопроводу (засипання, обвалування або кріплення на опорах, установлення арматури і приладів, катодних виводів, підготовки технічної документації на об'єкт, який випробовується).
13.6.16. Продування і випробування нафтогазозбірних трубопроводів необхідно здійснювати відповідно до проектної документації і технологічного регламенту.
13.6.17. Способи випробування та очищення порожнини трубопроводів встановлюються проектною організацією в робочому проекті, проекті виробництва робіт.
13.6.18. Перед початком продування і випробування трубопроводу газом або повітрям повинні бути визначені і позначені знаками небезпечні зони, у яких заборонено перебувати людям під час зазначених робіт.
13.6.19. При продуванні трубопроводу мінімальні відстані від місця випуску газу до споруд, залізниць і шосейних доріг, ліній електропередачі, населених пунктів визначаються згідно з табл. 1 цих Правил.
Таблиця 1
Зони безпеки при очищенні і випробуванні трубопроводів повітрям і газом
13.6.20. При гідравлічних випробуваннях та видаленні води з трубопроводів після випробувань повинні бути встановлені небезпечні зони (табл. 2), які необхідно позначити на місцевості попереджувальними знаками.
Таблиця 2
Зони безпеки при гідравлічних випробуваннях трубопроводів
13.6.21. Не дозволяються продування та випробування трубопроводів газом, який вміщує сірководень.
13.6.22. Пневматичні випробування трубопроводів (заново побудованих) необхідно здійснювати повітрям або інертним газом; пневматичні випробування трубопроводів, що раніше транспортували вуглеводневі вибухонебезпечні середовища, - інертним газом або середовищем, що транспортується.
13.6.23. Для спостереження за станом трубопроводу під час продування або випробування повинні виставлятись чергові пости, які зобов'язані:
а) вести спостереження за закріпленою за ними ділянкою трубопроводу;
б) не допускати перебування людей, тварин та руху транспортних засобів у небезпечній зоні і на дорогах, закритих для руху при випробуванні наземних або підземних трубопроводів;
в) негайно повідомляти керівнику робіт про всі обставини, які перешкоджають проведенню продування і випробування або створюють загрозу для людей, тварин, споруд і транспортних засобів, що перебувають поблизу трубопроводу.
Обхідники обходять трасу після зниження тиску до Рроб.
13.6.24. Підведення інертного газу або пари до трубопроводів для продування необхідно проводити за допомогою знімних ділянок трубопроводів або гнучких шлангів, зі встановленням запірної арматури з обох боків знімної ділянки; після закінчення продування ці ділянки трубопроводів або шланги повинні бути зняті, а на запірній арматурі встановлені заглушки.
13.6.25. Перед введенням трубопроводу в експлуатацію необхідно провести витиснення з трубопроводу повітря газом тиском не більше 2 кгс/см-2 у місці його подачі. Після закінчення витіснення повітря газом, що виходить з газопроводу, вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1 %.
13.6.26. Не допускається на території охоронної зони нафтогазопроводів улаштування каналізаційних колодязів та інших, не передбачених проектом, заглиблень, за винятком тих, що виконуються при ремонті або реконструкції за планом виробництва робіт.
13.6.27. Планова періодичність і обсяги обстежень трубопроводів встановлюються нафтогазовидобувним підприємством з урахуванням властивостей середовища, що транспортується, умов його транспортування і швидкості корозійних процесів, але не рідше одного разу на чотири роки. Обстеження трубопроводів проводяться також після надзвичайних випадків (землетруси, зсуви тощо).
Основні результати обстежень трубопроводів повинні бути відображені в технічному паспорті.
13.6.28. Експлуатація трубопроводів повинна здійснюватись при параметрах, що не перевищують передбачені проектом.
13.6.29. Не дозволяється експлуатація трубопроводів, призначених для перекачування горючих і агресивних газів та продуктів за наявності "хомутів" та інших пристроїв, які застосовуються для тимчасової герметизації трубопроводів у польових умовах при ліквідації наскрізних дефектів.
13.6.30. Спуск у колодязі та інші заглиблення на території охоронної зони обхідника під час профілактичних оглядів нафтогазопроводів не дозволяється. У разі необхідності спуску слід виконувати вимоги глави 10 розділу IV цих Правил.
13.6.31. Періодичний контроль стану ізоляційного покриття трубопроводів проводиться існуючими методами діагностування, які дозволяють виявляти ушкодження ізоляції без розкриття ґрунту, за графіком, затвердженим керівником підприємства.
13.7. Резервуарні парки
13.7.1. Ці вимоги поширюються на сталеві зварні резервуари, призначені для збору, зберігання стабільного конденсату, сирої і товарної нафти, а також збору і очищення води перед її закачуванням у пласти, з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа.
13.7.2. Вибір типу резервуара, його обв'язки та внутрішньої оснащеності, протикорозійного покриття, способу монтажу обґрунтовується проектом залежно від місткості, призначення, кліматичних умов, характеристики середовищ, а також з урахуванням максимального зниження втрат.
13.7.3. При обслуговуванні і ремонті резервуарів з-під нафти, нафтопродуктів та конденсату дозволяється використовувати лише переносні світильники у вибухозахищеному виконанні.
13.7.4. Отвір замірного люка по внутрішньому діаметру повинен бути обладнаний кільцем з матеріалу, який не дає іскор під час руху замірної стрічки.
13.7.5. При відкриванні замірного люка, замірюванні рівня, відбиранні проб працівник не повинен ставати з підвітряного боку по відношенню до замірного люка.
13.7.6. Для обслуговування дихальних та запобіжних клапанів, люків та іншої арматури, які розташовані на даху резервуара, повинні бути влаштовані металеві площадки, з'єднані між собою переходами завширшки не менше 0,6 м. Площадки і переходи повинні мати перила.
Ходити безпосередньо по даху резервуара при його обслуговуванні не дозволяється.
13.7.7. На резервуарах, які не мають перильного огородження по всьому обводу даху, біля місця виходу зі сходів на даху резервуара повинна бути змонтована площадка з перилами висотою не менше 1,1 м і нижнім бортом висотою не менше 0,10 м. Якщо верхня площадка змонтована поза дахом, то вона по краю повинна бути огороджена перилами. Замірний люк, замірний пристрій та інша арматура повинні розміщуватись на огородженій площадці.
13.7.8. Дихальна арматура, встановлена на даху резервуара, повинна відповідати проектному надлишковому тискові і вакууму.
13.7.9. Резервуари, до яких при мінусовій температурі навколишнього повітря надходять нафта, вода з температурою вище 0° C, оснащуються дихальними клапанами, які не примерзають.
13.7.10. Не дозволяється монтаж резервуарів місткістю понад 10000 м-3 рулонним методом.
13.7.11. Вертикальні шви першого пояса стінки резервуара не повинні бути розташовані між приймально-роздавальними патрубками; шви приварювання окремих елементів обладнання повинні розташовуватися не ближче 500 мм один від одного та від вертикальних з'єднань стінки, не ближче 200 мм від горизонтальних з'єднань.
13.7.12. Кожен окремо розташований резервуар (або групу резервуарів) необхідно огороджувати суцільним земляним валом, розрахованим на номінальний об'єм рідини, яка розлилася з резервуара (у випадку групи резервуарів - з найбільшого резервуара).
Обвалування резервуарного парку повинно підтримуватись у справному стані.
У межах обвалування не допускається наявність сухої трави та ґрунту, просоченого нафтопродуктами.
13.7.13. Не дозволяється розміщення засувок усередині обвалування, крім запірних і корінних, установлених безпосередньо біля резервуара і призначених для обслуговування лише цього резервуара.
Колодязі і камери керування засувками необхідно розташовувати з зовнішнього боку обвалування.
13.7.14. Фундамент (відмостки) резервуара повинен захищатися від розмивання поверхневими водами, для чого необхідно забезпечити постійне відведення вод по каналізації до очисних споруд.
13.7.15. Не дозволяється скидання забруднень після зачищення резервуарів до каналізації. Стічні води, які утворюються при зачищенні резервуарів, відводяться по тимчасово прокладених трубопроводах до шламонакопичувачів для відстоювання.
13.7.16. Конструкція резервуарів, їх взаємне розташування і відстані між окремими резервуарами та групами резервуарів повинні відповідати вимогам будівельних норм "Проектування складів нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа" зі зміною № 1, затвердженою наказом Держкомнафтогазпрому України від 24.12.99 № 136-а (ВБН В.2.2-58.1-94).
13.7.17. При спорудженні РВС відповідно до вимог будівельних норм "Резервуари вертикальні сталеві для зберігання нафти і нафтопродуктів з тиском насичених парів не вище 93,3 кПа", що затверджені наказом Держкомнафтогазпрому України (ВБН В.2.2-58.2-94) необхідно провести:
а) контроль якості зварних з'єднань резервуарів;
б) гідравлічні випробування;
в) перевірку горизонтальності зовнішнього контуру днища;
г) перевірку геометричної форми стінки резервуара.
13.7.18. Резервуари, що знаходяться в експлуатації, забезпечуються:
а) технічним паспортом резервуара;
б) технічним паспортом на понтон;
в) градуювальною таблицею резервуара;
г) технологічною картою резервуара;
ґ) журналом поточного обслуговування;
д) схемою нівелювання основи;
е) схемою блискавкозахисту і захисту резервуара від проявів статичної електрики;
є) виконавчою документацією на будівництво резервуара.
13.7.19. Резервуари, що експлуатуються, підлягають періодичному обстеженню, діагностуванню, що дозволяє визначити необхідність та вид ремонту, а також залишковий термін служби резервуара.
13.7.20. Діагностування здійснює спеціалізована організація, яка має дозвіл Держгірпромнагляду на цей вид діяльності.
13.7.21. Не дозволяється одночасне виконання операцій з відключення діючого резервуара та включення резервного (порожнього).
13.7.22. Швидкість наповнення чи спорожнення резервуара не повинна перевищувати нормативної пропускної здатності дихальних клапанів.
13.7.23. Розташування прийомного трубопроводу резервуара повинно забезпечувати подачу конденсату під рівень рідини.
Не дозволяється подача конденсату в резервуар падаючим струменем.
14. Факельні системи
14.1. Вимоги цього розділу поширюються на факельні системи об'єктів облаштування нафтових, газових і газоконденсатних родовищ.
14.2. Облаштування факельних систем здійснюється відповідно до вимог Правил будови і безпечної експлуатації факельних систем, затверджених Держгіртехнаглядом СРСР 13.06.84 (НПАОП 23.2-1.02-84).
14.3. На підприємствах, що експлуатують факельні системи, повинні бути складені і затверджені інструкції з їх безпечної експлуатації.
14.4. Для контролю за роботою факельних систем наказом по підприємству призначаються відповідальні особи з числа інженерно-технічних працівників, які пройшли перевірку знань щодо будови та безпечної експлуатації факельних систем.
14.5. Комплектність факельних систем, конструкція обладнання і оснащення, що входять до їх складу, умови експлуатації повинні відповідати в частині скидання та спалювання вуглеводневих нафтових і природних газів та парів вимогам НПАОП 23.2-1.02-84.
14.6. Факельну установку необхідно розташовувати з урахуванням рози вітрів, мінімальної довжини факельних трубопроводів і з урахуванням допустимої густини теплового потоку.
14.7. Територія навколо факельного стовбура, а також споруджень факельної установки повинна бути спланована, до них повинен бути забезпечений під'їзд.
14.8. Територія навколо факельного стовбура в радіусі його висоти, але не менше ніж 30 м відгороджується і позначається. В огородженні повинні бути обладнані проходи для персоналу і ворота для проїзду транспорту. Кількість проходів має дорівнювати числу факельних стовбурів, причому шлях до кожного стовбура повинен бути найкоротшим.
14.9. Усе обладнання факельної установки, крім обладнання факельного стовбура, розміщується поза огородженням.
