870. Выбор и монтаж буровой установки, комплектации техническими средствами, противовыбросовым оборудованием, оснащенность КИПиА устанавливаются применительно к видам планируемых ремонтно-восстановительных работ и операций с учетом обеспечения безопасности в процессе работ.
После завершения монтажа ввод установки в эксплуатацию производится комиссией.
871. Перед началом работ по забуриванию нового ствола перетоки в затрубном пространстве и межколонное давление, выявленные при исследовании скважины, ликвидируются.
872. Для зарезки нового ствола в обсадной колонне устанавливается цементный мост с отклонителем. Наличие и прочность моста проверяется разгрузкой бурильного инструмента, не превышающей предельно допустимую нагрузку на цементный камень. Цементный мост испытывается методом гидравлической опрессовки совместно с обсадной колонной и установленным противовыбросовым оборудованием на максимальное давление при возникновении и ликвидации ГНВП, в соответствии с технологическим регламентом.
873. Бурение новых стволов производится при осуществлении постоянного контроля в соответствии с планом организации работ, проектом, технологическим регламентом.
874. Пространственное положение нового ствола исключает возможность отрицательного воздействия на скважины месторождения (действующие, законсервированные, ликвидированные), расположенные в зоне проектной траектории профиля скважины.
Глава 45. Консервация и ликвидация скважин
875. Работы по консервации и ликвидации скважин, опасных нефтегазопромысловых объектов производятся в соответствии с проектом.
876. Проектная документация по консервации и ликвидации разрабатывается по решению руководителя организации.
877. В проектах на строительство скважин, обустройство и разработку месторождений нефти, газа и газоконденсата указываются условия безопасной консервации и ликвидации опасных объектов.
878. При несоответствии безопасных условий консервации объекта принимаются дополнительные мероприятия безопасности.
879. Расконсервация опасного объекта производится по плану организации работ, акту проверки, после выполнения подготовительных работ при условии обеспечения безопасности работ с учетом ПЛА. На опасных объектах работы проводятся с участием аварийно-спасательной службы.
880. Объекты консервации и ликвидации защищаются от внешнего воздействия и опасности разрушения, находятся под охраной и наблюдением в соответствии с планом организации работ и технологическим регламентом.
881. При ликвидации скважин (с эксплуатационной колонной или без нее) продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей его мощности на 100 м выше кровли.
Если эксплуатационная колонна в ликвидируемую скважину не спущена, то в башмаке последней промежуточной колонны дополнительно устанавливается цементный мост высотой не менее 100 м.
882. При наличии стыковочных устройств в последней спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале стыковки секций устанавливается цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки.
883. Перед каждой установкой цементного моста скважину заполняют обработанным нейтрализатором буровым раствором плотностью, соответствующей плотности раствора при вскрытии сероводородсодержащего пласта.
884. Тампонажный материал, используемый для установки мостов, коррозионно-стойкий и соответствует техническому проекту на строительство скважины для цементирования обсадных колонн в интервалах пласта, содержащих сероводород.
885. Наличие и прочность цементных мостов проверяется спуском и разгрузкой бурильного инструмента. Величина нагрузки устанавливается исходя из допустимого удельного давления для применяемого цемента.
886. По окончании ликвидационных работ устье скважины оборудуется колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионно-стойком исполнении, отводами для контроля давления в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площадка размером 2×2 метра с ограждением. На ограждении устанавливается табличка, на которой обозначаются номер скважины, наименование месторождения, организация, пробурившая скважину, дата окончания бурения, надпись, предупреждающая о вероятности наличия сероводорода: «Опасно, сероводород!».
887. После проведения ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год проводится контроль давления в трубном и межколонном пространствах, контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода. Результаты замеров оформляются соответствующими актами.
888. При появлении давления на устье скважины проводятся дополнительные изоляционные работы по плану.
889. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой не менее 100 метров. Лифтовая колонна приподнимается над цементным местом не менее чем на 50 метров или извлекается из скважины.
После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины заполняются раствором, обработанным нейтрализатором.
890. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины снимаются, крайние фланцы задвижек оборудуются заглушками, манометры снимаются и патрубки герметизируются.
891. Устье законсервированной скважины ограждается в соответствии с настоящими Требованиями.
Глава 46. Сбор и подготовка нефти, газа и конденсата
892. Для безопасной эксплуатации оборудование и трубопроводы оснащаются приборами контроля, регулирующей и предохранительной аппаратурой с ручным и автоматическим управлением.
Система сбора и подготовки продукции скважин промысловой и межпромысловой транспортировки предусматривает средства автоматизации, обеспечивающие безопасность объектов:
1) дистанционный контроль и регистрация параметров технологического процесса для соответствующей продукции скважин;
2) автоматическое регулирование параметров технологических процессов;
3) автоматическая звуковая и световая сигнализация при изменении технологических параметров (давления, температуры) от допустимых пределов, с подачей предупредительных сигналов оповещения на установки и пульт оператора;
4) дистанционная аварийная остановка отдельного оборудования или установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических сред на факельную систему или в аварийную емкость;
5) автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии, установки, скважины при аварийных отклонениях параметров;
6) устройства герметичного ввода ингибиторов коррозии и нейтрализацию вредных веществ в систему сбора и антикоррозионные мероприятия, предусмотренные проектом и технологическим регламентом;
7) система ингибирования промысловых и межпромысловых трубопроводов;
8) контроль состояния воздушной среды и условий взрывопожаробезопасности на объектах;
9) автоматическая система пожарной сигнализации и пожаротушения.
893. Для разработки НГМ с наличием сероводорода предусматриваются условия безопасности:
1) ингибиторная защита оборудования, аппаратов трубопроводов, резервуаров;
2) способы и оборудование для нейтрализации сероводорода, утилизации опасных и вредных веществ, исключающие воздействие на людей и окружающую среду;
3) методы и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния оборудования, аппаратов, резервуаров, трубопроводов, арматуры, КИПиА, металлических конструкций и фундаментов;
4) типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации сероводорода, и расход реагентов;
5) методы контроля содержания сероводорода и реагента - нейтрализатора в технологической среде;
6) методы и средства вентиляции рабочей зоны и помещений;
7) мероприятия по защите людей и окружающей среды;
8) методы и средства контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей и санитарно - защитной зоны;
9) технология отделения и нейтрализации сероводорода от нефти, газа, конденсата и воды;
10) мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению опасных и аварийных ситуаций;
11) системы противоаварийной и противопожарной защиты;
12) порядок сбора и хранения продукции и отходов в герметичных емкостях до нейтрализации сероводорода и дальнейшей утилизации.
894. Система автоматизации технологических процессов с наличием сероводорода предусматривает:
1) автоматическое и ручное отключение скважины, аппарата, оборудования, технологической линии, установки в аварийной ситуации с переводом технологических сред в газосборную систему и на факельную линию;
2) дистанционную остановку технологической линии, установки, оборудования с пульта дежурного оператора и перевод в безопасное состояние исключающее выделение сероводорода;
3) дистанционный контроль и непрерывную автоматическую регистрацию основных параметров технологического процесса;
4) автоматическое регулирование давления технологической среды и других параметров в допустимых пределах безопасности;
5) автоматическую звуковую и световую сигнализацию при изменении технологических параметров от установленных допустимых значений, загазованности воздушной среды, обнаружении сероводорода с подачей предупредительных сигналов оповещения на месте установки датчиков и на пульте оператора.
895. Для безопасности технологических процессов составляется график проверки герметичности оборудования, трубопроводов, резервуаров, фланцевых соединений, арматуры, люков и возможных источников выделений сероводорода с утверждением техническим руководителем организации.
896. Дренирование жидкости из аппаратов и емкостей производится в автоматическом режиме в герметичную систему.
897. Насосы для перекачки продукции с содержанием сероводорода обеспечиваются герметичными уплотнениями в антикоррозионном исполнении.
898. Насосные и компрессорные установки оборудуются устройствами для слива остатка перекачиваемой жидкости и применяемой для промывки или дегазации, исключающими опасность выделения сероводорода.
899. Сточные воды установок подготовки нефти, газа и конденсата подлежат очистке и нейтрализации сероводорода и других вредных веществ до норм, установленных санитарно - гигиеническими требованиями.
900. При аварийных разливах нефти и воды, содержащих сероводород, производится сбор в закрытую емкость для нейтрализации и последующей утилизации. Место разлива очищается и промывается нейтрализующими моющими средствами до удаления признаков вредных веществ с постоянным контролем ПДК, ПДВК и записью в журнале. Работы выполняются с использованием СИЗ ОД.
901. Техническое состояние предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, проверяется в соответствии с нормами, техническими характеристиками и утвержденным графиком.
Результаты проверок регистрируют в сменном журнале и рабочей документации.
902. Трапы, сепараторы и аппараты, работающие под избыточным давлением, вводятся в эксплуатацию и эксплуатируются в соответствии с требованиями устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
903. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня и устройствами для отвода жидкости в герметичную емкость.
904. Приборы, детекторы систем контроля и управления технологическим процессом применяются во взрывозащищенном исполнении, и рассчитываются на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов отложений парафина, солей и веществ или устанавливаются в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.
905. Технологические трубопроводы, оборудование и арматура окрашиваются опознавательной краской, обеспечиваются предупреждающими знаками безопасности и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
906. Отводы предохранительного клапана соединяются с газосборной или факельной системой в соответствии с проектом и документацией на оборудование.
Диаметр отвода не меньше диаметра отверстия предохранительного клапана.
907. Устройства для сбора сооружаются из несгораемого материала, обеспечиваются прокладками, перилами, лестницами, ограждениями и знаками безопасности.
908. Конструкция оборудования предусматривает возможность очистки механизированным способом, сбор отходов в контейнеры или емкости для последующей утилизации на полигоне.
Глава 47. Замерные установки продукции скважин
909. Проектирование замерных установок для объектов разработки НГМ производится с учетом физико-химических свойств продукции и производительности скважин.
910. Технические характеристики автоматизированных групповых замерных установок указываются в проекте, в соответствии с конкретными условиями работы и безопасной эксплуатации НГМ, согласно технической документации изготовителя и технологического регламента.
Для месторождений с наличием сероводорода предусматривается антикоррозионное исполнение и ингибирование продукции скважин, нейтрализация и утилизация вредных веществ.
911. Площадка для автоматизированных групповых замерных установок располагается с учетом преобладающего направления ветра, на твердом покрытии высотой 15 см от планировочной отметки и уклоном для отвода метеосадков.
На площадке и наружной стене помещения устанавливаются предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, загазованности, ветроуказатель с освещением.
912. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков газосигнализаторов определяются по свойствам взрывоопасных смесей, возможных на рабочих местах, концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин.
913. Щитовое помещение и замерно - переключающую установку (далее - ЗПУ) размещают в одном направлении, по оси на расстоянии не менее 10 м.
Щитовое помещение устанавливается с наветренной стороны, при этом его дверь находится напротив входа в помещение ЗПУ и размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.
В помещениях, где возможно выделение сероводорода устанавливается вентиляционная система, сблокированная со стационарными газоанализаторами.
В помещении ЗПУ производительность общеобменной вентиляции составляет 10 – кратный, а при работе с сероводородсодержащей продукцией 12 – кратный воздухообмен в час.
Вентиляционная система обеспечивается устройствами, исключающими рециркуляцию воздушного потока в помещении.
914. Автоматизированная групповая замерная установка обеспечивается молниезащитой и заземлением, в соответствии с проектом.
915. Отопление помещения ЗПУ предусматривается в проекте.
916. В помещениях автоматизированной групповой замерной установке, ЗПУ не допускается хранить опасные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.
917. В местах постоянного перехода людей над трубопроводами устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение, шириной не менее 0,65 м с перилами высотой не менее 1,0 м.
918. Организация рабочего места и размещение производственного оборудования автоматизированной групповой замерной установки производится в соответствии с проектом.
Размещение производственного оборудования, приборов, средств автоматики и их взаимное расположение в помещении автоматизированной групповой замерной установки, ЗПУ и электрощитовом помещении предусматривает свободный доступ и безопасное обслуживание.
Освещенность помещения ЗПУ и электрощитового помещения составляет не менее 30 лк, КИПиА не менее 50 лк.
919. Перед входом в помещение ЗПУ и началом работ включается вентиляция, производится внешний осмотр электрощитового помещения и оборудования, визуально проверяется состояние заземления, фланцевые соединения обратных клапанов аварийной емкости.
920. Обслуживающий персонал входит в помещение ЗПУ и приступает к работе после 20 - минутной работы вентиляции.
Работы производятся при условии соответствия ПДК, ПДВК, а на объектах с опасностью выделения сероводорода и вредных веществ в присутствии второго работника (дублера), имеющего при себе СИЗ ОД и находящегося с наружной стороны помещения.
Вентиляция работает непрерывно, в течение всего времени пребывания персонала в помещении.
921. При направлении работников на объект назначается руководитель группы, а при выполнении газоопасных работ оформляется наряд - допуск.
Ремонтные работы производятся, как правило, в дневное время.
При выполнении работ в ночное время в наряде-допуске предусматриваются дополнительные меры безопасности.
922. При отключении электроэнергии, обнаружении неисправности вентиляции и оборудования персонал выполняет действия, предусмотренные ПЛА с использованием СИЗ ОД и контроль загазованности воздуха рабочей зоны.
Первоочередные действия при обнаружении утечки и разлива нефти, пропуска газа производятся по ПЛА по указанию руководителя объекта или назначенного работника.
В условиях загазованности при превышении ПДК, ПДВК при ликвидации опасной и аварийной ситуации привлекаются формирования аварийно-спасательной службы.
923. К опасным и аварийным относятся ситуации:
1) возникновения ОВПФ, превышающих допустимые нормы, установленные санитарными правилами;
2) неисправность системы противоаварийной и противопожарной защиты;
3) отклонение технических параметров от установленных проектом, технологическим регламентом и технической документацией изготовителя;
4) неисправность запорной арматуры, обратных клапанов, трубопроводов;
5) наличие в элементах оборудования, гидроциклонного сепаратора, фланцевых соединениях трещин, пропусков или потения сварных швов;
6) неисправность КИПиА;
7) неисправность предохранительного клапана;
8) рушение заземления оборудования и помещения;
9) нанарушение взрывозащитных оболочек электрооборудования (снятых стеклянных колпаках светильников, нарушения трубной электропроводки);
10) неисправность расходомеров;
11) окончание срока очередного освидетельствования гидроциклонного сепаратора, предохранительного клапана и манометров, сосудов, работающих под давлением.
При обнаружении неисправностей технологического оборудования, опасной или аварийной ситуации выполняются действия, указанные в ПЛА.
Остановка замерной установки производится по указанию руководителя объекта организации, в соответствии с технологическим регламентом и ПЛА.
Глава 48 Сепарационные установки
924. При проектировании, размещении и эксплуатации сепарационных установок учитываются характеристики месторождения и продукция скважин, рельеф местности, преобладающее направление ветра и климатические условия, инфраструктура объектов разработки НГМ, требования промышленной безопасности.
Для сепарации продукции скважин применяются, как правило, блочные автоматизированные установки.
925. В составе сепарационных установок, в зависимости от принятой технологии добычи и подготовки нефти, газа и газоконденсата предусматриваются: блок распределения потока пластового флюида, блок сепараторов, блок предварительного отбора газа (депульсатор), выносной каплеуловитель, газосборная система, факельная система аварийного сжигания газа, емкости для сбора продукции скважин.
926. Установка, пуск и эксплуатация сепарационных установок, работающих под давлением, производится в соответствии с технической документацией изготовителя, технологическим регламентом.
Сепарационная установка обеспечивается техническим паспортом и схемой с указанием расстояния, места расположения предохранительных клапанов, запорной и регулирующей арматуры, КИПиА, дренажной системы.
927. Системы контроля и управления процессом сепарации предусматриваются в герметичном, взрывозащищенном исполнении и рассчитываются на применение в условиях вибрации, образования гидратов, отложений парафина, солей и других веществ или устанавливаются в условиях, исключающих прямой контакт с пластовым флюидом.
Для технологической среды с наличием сероводорода и агрессивных веществ, применяются сепараторы в антикоррозионном исполнении.
928. Техническое освидетельствование гидроциклонного сепаратора производится перед пуском в эксплуатацию, после реконструкции и производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией внутреннего пространства.
929. Сепараторы обеспечиваются КИПиА для контроля давления во внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством для продувки паром или инертным газом, слива жидкости.
930. Не допускается установка перед предохранительными устройствами запорной арматуры, эксплуатация сепараторов при неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты.
Глава 49. Установки предварительного сброса пластовых вод
931. На объектах разработки НГМ для предварительного разделения продукции скважин проектируются и эксплуатируются установки и оборудование для отделения воды, обеспечивающие:
1) подготовку продукции скважин (нефтяной эмульсии) к разделению перед поступлением в отстойные аппараты;
2) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
3) предварительное обезвоживание нефти.
932. Размещение оборудования установки предварительного сброса пластовых вод производится в соответствии с проектом.
933. Оборудование, аппаратура и трубопроводы установки предварительного сброса пластовых вод обеспечиваются антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией, в соответствии с проектом.
934. Для безопасной эксплуатации установки предварительного сброса пластовых вод непосредственно на НГМ, защита оборудования, аппаратов от превышения давления предусматривается установкой системы предохранительных клапанов в соответствии с технической документацией изготовителя и проектом.
935. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению предусматривается подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующего обоснования - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.
936. Предварительное обезвоживание нефти осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Количество и состав воды, закачиваемое в продуктивные горизонты, указывается в проекте, анализируется и регистрируется в журнале.
Глава 50. Система заводнения
937. Метод заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадочное, очаговое, блоковое, комбинированное, равномерное, цикличное), объемы закачки, давления нагнетания воды, количество нагнетательных скважин и их расположение, ввод фонда нагнетательных скважин для разработки месторождения, требования к качеству закачиваемой воды принимаются в соответствии с принятой технологической схемой разработки конкретного месторождения.
938. Для систем заводнения предусматриваются схемы:
1) блочная или кустовая насосная станция - блок напорного манифольда - индивидуальные высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам - скважины;
2) блочная или кустовая насосная станция - блок напорного манифольда - высоконапорный водовод к водораспределительным пунктам - высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам - скважины.
939. В зависимости от принятой схемы заводнения предусматриваются сооружения:
1) кустовые (блочные) насосные станции;
2) блочные напорные манифольды (коллекторы);
3) высоконапорные водоводы;
4) водораспределительные пункты;
5) обустройство устья нагнетательных скважин.
В систему заводнения допускается включать сооружения водоснабжения (водозаборы, насосные станции, водоочистные сооружения, подводящие водоводы к кустовым насосным станциям), когда они используются только для данного объекта.
940. Система заводнения обеспечивается резервом производительности в размере до 15 % от максимального объема закачки воды.
941. В кустовых насосных станциях предусматривается установка резервных насосных агрегатов в соответствии с проектом и нормами технологического проектирования.
942. На всасывающих и напорных линиях насосов предусматривается установка приборов для измерения давления, а на каждом высоконапорном водоводе от блока напорного манифольда и водораспределительного пункта к нагнетательным скважинам установку расходомера.
943. Монтаж и демонтаж оборудования производится с помощью грузоподъемных механизмов.
944. За рабочее давление в высоконапорных водоводах принимается максимальное давление, создаваемое насосами при расчетной производительности с учетом гидростатического давления и разности геодезических отметок рельефа местности.
Испытательное давление для оборудования устья, насосных установок, арматуры и линейной части водоводов составляет 1,25 Рраб.; для трубопроводов, прокладываемых внутри кустовой насосной станции, блока напорного манифольда и водораспределительного пункта не менее 1,5 Рраб., где Рраб - рабочее давление, указанное в проекте и технической документации изготовителя.
945. Для оборудования и трубопроводов системы заводнения предусматривается теплоизоляция и обогрев при опасности замерзания воды.
946. Глубина прокладки трубопроводов, транспортирующих пластовые воды, принимается в зависимости от плотности (минерализации) воды, гидрологических и климатических условий. При определении глубины учитывается возможность уменьшения минерализации пластовой воды, водонасыщенность и набухание грунтов, глубина промерзания грунта.
947. Расстояние между трубопроводами в одной траншее составляет не менее 0,5 м. Количество трубопроводов определяется проектом.
948. Для применения передвижных спускоподъемных агрегатов при ремонте нагнетательных скважин предусматривается площадка для установки и крепления мачты (вышки) и приемных стеллажей.
949. Для обслуживания водоочистной установки и оборудования предусматриваются рабочие площадки и проходы шириной не менее 1 м с перилами и маршевой лестницей, обеспечивается сбор жидкости в ёмкость для канализации.
950. На водоочистной установке загрузка фильтров и реагентов в емкости для растворения производится механизированным способом, с применением СИЗ.
Фильтры устанавливают с размещением люков для очистки, по стороне доступной для подъезда автотранспорта. Под люками предусматривают желоба для сбора отходов.
951. Задвижки насоса и фильтра при промывке управляются дистанционно с пульта управления, при неисправности в ручном режиме.
952. Бассейны для отстоя воды оборудуются металлическими шиберами и перильными ограждениями, для обслуживания шиберов предусматриваются металлические площадки размерами не менее 1x1 м.
Очистка бассейнов производится механизировано.
953. Для обслуживающего персонала колодцы оснащаются лестницами, водооткачивающим устройством и освещением.
Ремонтные работы в колодцах, связанные с перемещением тяжестей, производятся с использованием грузоподъемных механизмов.
954. Водонасосные станции обеспечиваются стационарными или передвижными подъемными устройствами.
955. На нагнетательной линии насоса устанавливается манометр и обратный клапан.
956. При обнаружении газа в помещении водонасосной станции принимаются меры по ликвидации загазованности, согласно ПЛА.
Не допускается находиться обслуживающему персоналу и эксплуатировать оборудование в загазованном помещении насосной станции.
957. Не допускается циркуляция жидкости от остановленных нагнетательных скважин через коммуникации канализационно-насосной станции (далее – КНС).
958. Оборудование и трубопроводы КНС с задвижками размещаются на безопасном расстоянии согласно проекта с опрессовкой на рабочее давление с выдержкой 5 мин.
959. На трубопроводах к нагнетательным скважин нам устанавливаются КИПиА, обратный клапан и арматура в соответствии с проектом и схемой оборудования устья.
960. Для исключения замерзания воды в арматуре и системе нагнетания предусматривается обогрев, при длительных остановках полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.
961. На автоматизированных насосных станциях устанавливается плакат «Внимание, пуск автоматический!».
962. Фланцевые соединения, арматура, и выкидные трубопроводы от насосов до пола закрываются футлярами.
Глава 51. Дожимные насосные станции
963. Для безопасной эксплуатации на дожимных насосных станциях, в зависимости от схемы разработки месторождения, предусматриваются:
1) компоновка аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в технологическом модуле;
2) сепарация нефти с предварительным отбором газа;
3) учет нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и участкам;
4) предварительное обезвоживание продукции скважин и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах, обеспечивающих закачку воды в продуктивные пласты без дополнительной обработки.
964. Состав дожимных насосных станций и характеристика оборудования определяется проектом с учетом характеристик пластового флюида.
965. Насосные установки, технологические емкости, трубопроводы и резервуары эксплуатируются с учетом состава пластового флюида, давлением сепарации и требованиями промышленной безопасности.
966. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.
967. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов трубопроводов.
968. Дожимная насосная станция предусматривается в блочном, взрывопожаробезопасном исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.
969. Отвод газа для аварийного сжигания осуществляется на факельную установку.
Глава 52. Технологические трубопроводы
970. На трубопроводы распространяются Требования промышленной безопасности при эксплуатации технологических трубопроводов, утвержденных приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 01.01.01 года № 000.
971. В соответствии с проектом обустройства и разработки месторождения в составе объектов предусматриваются промысловые трубопроводы (далее – ПТ):
1) выкидные трубопроводы от устьевой площадки, обеспечивающие сбор продукции от скважин до замерной установки;
2) нефтегазосборные трубопроводы от автоматизированной групповой замерной установки до пунктов первой сепарации нефти, дожимная насосная станция или центральный пункт сбора;
3) нефтепроводы от пунктов сбора нефти и дожимная насосная станция до центрального пункта сбора;
4) нефтепроводы от центрального пункта сбора до сооружений магистрального транспорта нефти
;
5) газопроводы от установок сепарации нефти до установки подготовки газа, газокомпрессорной станции, центрального пункта сбора, газоперерабатывающего комплекса;
6) газопроводы для транспортирования газа к газлифтным и нагнетательным скважинам;
7) трубопроводы для закачки воды в пласт;
8) трубопроводы для ингибиторов;
9) газопроводы от центрального пункта сбора до сооружений магистрального транспорта газа.
972. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов эксплуатируют в соответствии с проектными нагрузками и возможному химическому воздействию.
Трубопроводы защищаются от воздействия внутренней и наружной коррозии, на период эксплуатации, указанный в проекте и технической документации.
Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные и токсичные вещества, изготавливаются в антикоррозионном исполнении, учитывающем вредное воздействие технологической среды.
973. Трубопроводы, связанные со скважинами, оборудуются запорными устройствами, перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.
Запорные устройства с дистанционным управлением применяются согласно проекта, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и предусматриваются АСУ ТП.
974. Запорная арматура, расположенная в колодцах, обеспечивается дистанционным управлением или устройством для безопасного управления, без спуска работника в колодец.
975. Открытие и закрытие арматуры производится в режиме, обеспечивающем предупреждение опасности и гидравлического воздействия из-за перепада давления, в соответствии с технологическим регламентом.
976. Трубопроводы с газами и нефтепродуктами не имеют непосредственного соединения с водопроводами и пневматическими трубопроводами.
977. Трубопроводы соединяются между собой только через задвижки с контрольным вентилем и манометром между ними, находящимся в открытом состоянии. Герметичность задвижек проверяется не реже одного раза в смену по отсутствию давления на манометре.
978. Наземные трубопроводы прокладываются на опорах из несгораемого материала, в соответствии с проектом.
Не допускается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы, элементы оборудования, зданий и сооружений.
979. После каждой перекачки нагретого высоковязкого продукта при наличии опасности застывания трубопроводы, в том числе и аварийные, прокачиваются маловязким не застывающим продуктом.
980. По трассе вдоль промысловых трубопроводов предусматривается возможность беспрепятственного и безопасного передвижения автомобильного транспорта, пожарной техники, грузоподъемных и землеройных механизмов и оборудования для технического обслуживания.
981. Трассы и охранные зоны промысловых и межпромысловых трубопроводов, наземных и подземных коммуникаций обозначаются на местности указателями, предупредительными и запрещающими знаками безопасности в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
982. При прокладке ПТ соблюдаются безопасные расстояния, в соответствии с физико-химическими свойствами и рабочими параметрами (давление, температура) транспортируемой продукции скважин.
Не допускается прокладка трассы через населенные пункты.
Рабочее давление определяется по максимальному давлению источника давления с учетом коэффициента перегрузки, рабочая температура принимается по максимальной температуре транспортируемого вещества.
При расположении участка ПТ ниже отметки источника давления учитывается гидростатическое давление перекачиваемой продукции.
983. Не допускается прокладка транзитных технологических трубопроводов непосредственно под зданиями, сооружениями, установками и над ними. Это требование не распространяется на трубопроводы газоуравнительной системы, проходящие над резервуарами.
984. Соединение труб производится с использованием сварки. Фланцевые и резьбовые соединения устанавливаются в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления, предохранительных устройств, КИПиА и компонентов трубопровода, предусмотренных проектом и технической документацией изготовителя.
985. Пересечения ПТ с автомобильными и железными дорогами выполняются в футлярах с установкой свечей, согласно проектной документации.
986. Профиль трубопроводов с возможным выделением воды не имеет пониженных участков. В местах, где возможно выделение воды, предусматривается ее дренирование.
987. На территориях, имеющих опасность перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических условий и землетрясений предусматриваются инженерные мероприятия по защите трубопроводов.
На почвах с недостаточной несущей способностью, выполняются компенсирующие мероприятия по обеспечению стабильного положения и баластирования трубопровода.
При прокладке по скалистой почве предусматривается соответствующая оболочка трубопровода или укладка балластных слоев. В условиях изменяющегося профиля предусматривается прокладка трубопроводов в лотках для локализации аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.
988. Для очистки и проверки внутреннего пространства ПТ предусматривается запуск очистных и диагностических устройств, мероприятия по контролю их перемещения, обработке химическими реагентами и продувке, в соответствии с ВСН 011 – 88 «Строительство магистральных и промышленных трубопроводов. Очистка полости и испытания» и проектной документацией.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 |
