Газовых месторождений в Республике Казахстан (стр. 5 )

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

Подраздел 5. Эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми, погружными электрическими насосами

268. При эксплуатации скважины с применением центробежных, диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются требования и условия указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил, а также дополнительные требования по электрической безопасности в соответствии с действующими правилами, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, которые указываются в проектной документации.

269. Оборудование устья скважины должно соответствовать безопасным условиям эксплуатации, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность проведения глубинных исследований и ремонтных работ.

Проходное отверстие для электрического кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное и безопасное уплотнение.

270. Сборка электронасосов, монтаж и демонтаж наземного электрооборудования, обслуживание и ремонт, проводится электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию.

271. Электрический кабель прокладывается по эстакаде от станции управления или электрощита к устью скважины. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах, с надежным и безопасным креплением из диэлектрического материала.

272. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страхуется тросом соответствующим максимальной динамической нагрузке и запасом прочности в соответствии с документацией изготовителя.

273. При свинчивании и развинчивании труб, электрический кабель отводится и крепится на безопасном расстоянии от рабочего места в соответствии с производственной инструкцией.

274. Скорость безопасного спуска (подъема) погружного оборудования в скважину указывается в регламенте или плане работ, с учетом состояния и профиля ствола скважины.

275. Эксплуатационная колонна перед спуском погружного электро-насоса, а также при смене насоса проверяется шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации и планом работ.

276. Перед извлечением погружного электронасоса из скважины выполняются мероприятия по отключению электрического кабеля, снятию электрических предохранительных устройств и установки таблички «Не включать! Работают люди».

При этом соблюдаются условия исключающие возможность повреждения электрического кабеля и обеспечивающие его безопасное состояние.

277. Объект и рабочие места комплектуются диэлектрическими средствами защиты в соответствии с правилами электрической безопасности и эксплуатации электроустановок.

Подраздел 6. Эксплуатация скважин гидропоршневыми

и струйными насосами

278. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и струйных насосов перед началом работ выполняются условия и требования указанные в пунктах 249, 250, 254-256 настоящих Правил и дополнительное обустройство в соответствии с проектом или планом работ для данной скважины, технической и эксплуатационной документацией изготовителя и инструкциями по промышленной и взрывопожарной безопасности.

279. В помещении технологического блока обеспечиваются следующие условия микроклимата:

1) постоянная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая восьми-кратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

2) температура в блоках не ниже 5°C, уровень шума не более 80 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

280. При использовании в качестве технологической жидкости углеводородной продукции скважины предусматриваются системы контроля загазованности, противопожарной защиты и автоматического объемного газового пожаротушения.

281. Перед входом в помещение технологического блока необходимо выполнить следующие требования:

1) проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

2) включить освещение;

3) переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.

282. При возникновении в блоке пожарной опасности необходимо вывести персонал из помещения, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.

283. Перед спуском пакера и внутрискважинного оборудования производится шаблонирование, промывка и опрессовка эксплуатационной колонны совместно с оборудованием устья.

284. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого скважин-ного оборудования производится с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

285. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить по плану работ или наряду-допуску с использованием грузоподъемного механизма при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции по безопасности на проведение работ данного вида.

286. Каждая нагнетательная линия оборудуется манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

287. Насосные установки оборудованы электроконтактными манометрами и предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана соединяется с приемной линией насоса и надежно закрепляется.

288. Техническое состояние системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя.

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

290. При остановке насоса давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.

291. Система замера давления, дебита скважин, и технологических параметров работы насосов обеспечивается выходом на диспетчерский пункт с регистрирующими КИПиА.

292. При отклонении от регламента и в случае опасной ситуации, персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА для данного объекта.

Подраздел 7. Эксплуатация нагнетательных скважин

293. При строительстве и вводе в действие нагнетательной скважины выполняются требования специальных правил и мероприятия по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды в соответствии с проектом, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

294. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие элементы) предусматривает возможность безопасного выполнения следующих условий: 1) закачка рабочего агента в пласт при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме; 2) надежное разобщение пластов и объектов закачки; 3) производство исследований и выполнение мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта; 4) проведение ремонтных и аварийных работ. 295. Конструкция и состояние забойной части нагнетательных скважин должно обеспечивать максимальную открытость фильтрующей поверхности пластов (пласта) в которые производится нагнетание агента для создания безопасных технологических условий и режима работы скважины.

296. Режим эксплуатации нагнетательных скважин определяется в технологическом регламенте и проекте.

297. Оборудование и обвязка устья нагнетательной скважины выбирается в зависимости от максимального прогнозируемого давления для объекта нагнетания, характеристики пластового флюида и нагнетательного агента, на основании расчетов выполненных при разработке проекта.

При оборудовании устья скважины предусматриваются в необходимом количестве дроссельные устройства с автоматическим и ручным управлением для регулирования давления и объема закачиваемого агента, КИПиА обеспечивающими их безопасную замену без остановки технологического процесса и регулярный контроль за скважиной. 298. Нагнетательные скважины в зависимости от физико-химических свойств закачиваемого агента оборудуются соответствующей компоновкой колонны насосно-компрессорных труб, пакерующим устройством, и скважинным оборудованием, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Перед пуском скважины и закачкой агента в пласт, оборудование устья, обсадная колонна, компоновка НКТ с пакером, наземное оборудование и трубопроводы испытываются на герметичность методом опрессовки на максимальное давление, предусмотренное проектом, регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, в соответствии с действующими нормативными документами. Методы испытания и давление опрессовки указываются в проекте и технологическом регламенте.

299. В процессе эксплуатации НГМ необходимо вести постоянное наблюдение за нагнетаемым давлением и объемом закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины с документальной регистрацией.

300. При закачке в пласты сточных вод и других коррозийно-агрессивных агентов, для защиты трубопроводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии, применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и другие мероприятия, при наличии разрешительных документов органов государственного контроля.

Характеристика и кондиция закачиваемого агента должны соответствовать проектным решениям и условиям безопасности.

301. Эксплуатация скважин, в которых произошел аварийный прорыв газа по пласту, или по межтрубному и заколонному пространству не разрешается и производится остановка скважины по ПЛВА. Последующие работы выполняются по специальному плану согласованному с аварийно-спасательной противофонтанной службой.

После устранения нарушений производится проверка технического состояния скважины, с составлением акта. Дальнейшая эксплуатация производится при наличии разрешения выданного в установленном порядке по указанию руководителя объекта.

302. Оборудование устья нагнетательной скважины, наземное и внутрискважинное оборудование в процессе эксплуатации должно соответствовать проекту, при разработке которого учитывается состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное давление нагнетания, технический регламент эксплуатации месторождения или отдельного участка.

303. Нагнетательный агент должен иметь заключение токсикологической экспертизы и не оказывать вредного воздействия на продуктивные пласты и окружающую среду.

304. При остановке скважины или отдельного оборудования, аппаратов, трубопроводов, при отрицательных температурах необходимо принимать меры исключающие замерзание и застывание жидкости, очистку и продувку безопасными методами, с регистрацией выполненных работ в журнале.

305. Для безопасной эксплуатации нагнетательных скважин проводится разработка отдельного ПЛВА и декларирование безопасности объекта с учетом специфики и повышенной опасности работ.

Подраздел 8. Исследование скважин

306. При исследовании скважин выполняются требования правил и инструкций действующих на объекте разработки НГМ, технической и эксплуатационной документации изготовителя исследовательского оборудования, инструментов, приборов, а также инструкций организации выполняющей исследовательские работы которые ведутся по согласованному плану, утвержденному руководством нефтегазодобывающей организации.

307. Периодичность и объем исследований скважин устанавливаются на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки данного месторождения и указывается в комплексном плане (графике) эксплуатации НГМ, который направляется руководителям объектов для исполнения.

308. В соответствии с планом работ проводится проверка технического состояния исследовательского оборудования и аппаратуры, опрессовка лубрикатора до и после установки на устье на максимальное давление при исследовании, с учетом запаса прочности, по результатам составляются соответствующие акты и проводится исследование скважины.

309. Исследование скважин с наличием сероводорода и опасных факторов производится после выполнения требований специальной инструкции и выполнению мероприятий безопасности, предусмотренных в проекте или плане работ, а также проверки и составления акта готовности скважины, получения соответствующего разрешения в установленном порядке.

310. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительные приборы и устройства, позволяющие безопасно отбирать пробы добываемой продукции, спускать глубинные приборы в скважину, измерять и регистрировать дебиты пластового флюида, давления на устье и забое, положение динамического уровня в скважине и другие параметры.

311. Исследование скважин, не оборудованных техническими средствами безопасного отбора проб, замера дебита и других параметров, не допускается.

312. Контрольно-измерительные приборы и устройства для исследования технологических параметров должны проходить регулярную метрологическую поверку и тарировку в соответствии с требованиями стандартов и документацией изготовителя.

Подраздел 9. Интенсификация скважин

313. Интенсификация скважин с целью повышения нефтегазоотдачи пластов проводится по специальному проекту или плану работ, согласованному и утвержденному в установленном порядке, в соответствии с действующими правилами, инструкциями и нормативными документами по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда, охране недр и окружающей среды.

314. В проекте (плане) указываются подготовительные, основные и заключительные работы, технологическая часть, спецификация и схемы размещения оборудования, перечень и количество используемых материалов и химических реагентов с указанием предельно-допустимой концентрации и класса опасности, меры безопасности, руководитель и исполнители работ.

Схема оборудования устья с целью предупреждения неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов разрабатывается с учетом используемого метода интенсификации пласта и согласовывается с аварийно-спасательной противофонтанной службой.

315. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичным устьевым оборудованием и обсадными колоннами, заколонными перетоками и межколонным давлением не разрешается.

316. Оборудование, трубопроводная система от скважины и предохранительных устройств надежно закрепляются и выводятся на безопасное расстояние в соответствии со схемой обвязки и действующими правилами безопасности и опрессовываются на давление с коэффициентом 1,5 больше максимального рабочего давления, с составлением акта.

При гидравлических испытаниях персонал удаляется в безопасную зону или защитное укрытие.

На период обработки скважины и интенсификации притока устанавливаются и обозначается опасная зона в радиусе не менее 50 м.

317. Процесс внутрипластового горения должен осуществляться в соответствии с проектом и технологическим регламентом, утвержденным и согласованным в установленном порядке.

318. В системе сбора продукции скважин предусматривается использование газообразных продуктов технологического процесса, меры по нейтрализации и утилизации продуктов горения без выброса вредных веществ в атмосферу. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе.

319. Устье скважины на период инициирования и процесса горения оборудуется фонтанной арматурой с дистанционной управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя, и герметизацию устья в период нагнетания воздуха. Оборудование скважины должно соответствовать температурному режиму процесса горения.

На территории скважины на период инициирования и процесса внутрипластового горения должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 25 м, обозначенная предупредительными знаками.

Установка различного оборудования, емкостей, КИПиА не предусмотренных схемой в пределах опасной зоны не допускается.

320. Включение электронагревателя должно осуществляться только после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.

Электронагреватель оснащается устройством, автоматически отключающим его при прекращении подачи воздуха.

321. При тепловой обработке пласта на линии подачи топлива парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

Территория площадки скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, ограждается и обозначается предупредительными знаками.

322. Закачка теплоносителя в пласт проводится после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.

323. После тепловой обработки скважины проверяются трубопроводы, соединительные устройства, и оборудование. Техническое состояние арматуры, защитное покрытие восстанавливают с целью предупреждения коррозии.

324. При обработке пласта горячими нефтепродуктами установка для подогрева располагается не ближе 25 м от емкости для хранения и закачки. На оборудовании и территории устанавливаются ограждения опасных участков и знаки безопасности.

325. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева и закачки нефтепродукта, должно иметь взрывозащищенное исполнение, в соответствии с классификацией опасной зоны, правилами и стандартами, указанные в проектной документации,

326. Емкость с горячим нефтепродуктом размещается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра. На месте работ устанавливается указатель направления ветра с освещением.

327. Забойные электронагреватели для обработки пласта должны иметь взрывозащищенное исполнение. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока проводится в электроцехе или специальном оборудованном помещении.

Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой на скважине не допускается.

328. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем производится механизированным способом при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.

Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто.

Электрический кабель допускается подключать к пусковому оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей на безопасное расстояние.

329. При термогазохимической обработке пласта с применением пороховых и взрывчатых материалов в проекте (плане) работ указываются дополнительные меры безопасности в соответствии со специальными правилами. Условия проведения подготовительных, основных и заключительных работ, хранения и транспортировки взрывчатых материалов выполняются по требованиям безопасности при взрывных работах, а также учитываются при разработке ПЛВА и декларировании безопасности.

330. При гидроразрыве пласта для обеспечения безопасного состояния обсадной колонны применяются пакерные устройства.

331. При проведении гидрокислотных разрывов пласта необходимо применять ингибиторы коррозии.

От воздействия кислоты и вредных веществ персонал обеспечивается специальными средствами индивидуальной защиты, ведется контроль вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

Подраздел 10. Замерные установки продукции скважин

332. Проектирование замерных установок для объектов разработки НГМ производится с учетом физико-химических свойств продукции и производительности скважин. Как правило, используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

333. Технические характеристики АГЗУ указываются в проекте и должны соответствовать конкретным условиям работы и безопасной эксплуатации НГМ, согласно документации изготовителя и инструкции нефтегазодобываю-щей организации.

Для месторождений с наличием сероводорода предусматривается антикоррозионное исполнение и ингибирование продукции скважин, нейтрализация и утилизация вредных веществ.

334. Площадка для АГЗУ располагается с учетом преобладающего направления ветра, должна иметь твердое покрытие высотой 15 см от планировочной отметки и уклон 0,003 для отвода метеосадков.

На площадке и наружной стене помещения устанавливаются предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, загазованности, ветроуказатель с освещением.

335. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков газосигнализаторов должны соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей, которые могут образоваться на рабочих местах, концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин (Приложения 7, 8).

336. Щитовое помещение и замерно-переключающую установку (ЗПУ) размещают, по оси на расстоянии не менее 10 м.

Щитовое помещение устанавливается с наветренной стороны, при этом его дверь должна быть обращена к входу в помещение ЗПУ, которое размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.

337. Производственные помещения с опасностью выделения газов и паров нефти, обеспечиваются приточной и вытяжной вентиляцией, механической вентиляцией и отоплением в соответствии с санитарными нормами и правилами.

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.

338. АГЗУ обеспечивается молниезащитой и заземлением в соответствии с проектом, документацией изготовителя и правилами электробезопасности

339. Отопление помещения ЗПУ предусматривается в проекте в соответствии с санитарными и строительными нормами и правилами безопасности.

340. В помещениях АГЗУ, ЗПУ не допускается хранить опасные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.

341. 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.

342. Организация рабочего места и размещение производственного оборудования АГЗУ производится в соответствии с проектом, требованиями правил и стандартов по безопасности и охране труда, санитарно-гигиенических нормативов.

Размещение производственного оборудования, приборов, средств автоматики и их взаимное расположение в помещении АГЗУ, ЗПУ и электрощитовом помещении должно обеспечивать свободный доступ и безопасное обслуживание.

Освещенность помещения ЗПУ и электрощитового помещения составляет не менее 30 Лк, КИП не менее 50 Лк.

343. Перед входом в помещение ЗПУ необходимо обеспечить вентиляцию и проверку воздуха в рабочей зоне, осмотреть фланцевые соединения обратных клапанов и проверить аварийную ёмкость.

344. Перед началом работ необходимо произвести внешний осмотр помещения ЗПУ и электрощитового помещения; проверить визуально состояние заземления аппаратуры; проверить работу вентиляции помещения ЗПУ и открыть жалюзийные решетки, расположенные в верхней и нижней частях.

345. Обслуживающий персонал входит в помещение ЗПУ и приступает к работе только после 20- минутной работы вентиляции.

Работы производятся при условии соответствия ПДК, ПДВК, а на объектах с опасностью выделения сероводорода в присутствии второго работника (дублера) имеющего при себе СИЗ ОД и находящегося с наружной стороны помещения.

Вентиляция должна работать непрерывно в течение всего времени пребывания персонала в помещении.

346. При направлении работников на объект назначается ответственный за производство работ, а при выполнении газоопасных работ оформляется наряд - допуск, в котором указываются фамилии ответственного руководителя работ и исполнителей, а также дата, время, место и характер работы, мероприятия по безопасности и контролю воздуха рабочей зоны.

Ремонтные работы производятся, как правило, в дневное время.

При необходимости, работы в ночное время выполняются по специальному плану, в котором предусмотриваются дополнительные меры безопасности.

План утверждается в соответствии с положением организации и инструкцией по газоопасным работам.

347. При отключении электроэнергии, обнаружении неисправности вентиляции и оборудования персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА с использованием СИЗ ОД и контроль загазованности воздуха рабочей зоны.

Первоочередные действия при обнаружении утечки и разлива нефти, пропуска газа производятся по ПЛВА по указанию руководителя объекта или специально назначенного работника.

В условиях загазованности или превышении ПДК, ПДВК к ликвидации опасной и аварийной ситуации привлекаются формирования аварийно-спасательной службы, выполняющие работы по специальному плану.

К опасным и аварийным относятся следующие ситуации:

1) неисправность системы противоаварийной и противопожарной защиты;

2) превышение давления выше допустимого;

3) неисправность запорной арматуры;

4) наличие в элементах гидроциклонного сепаратора, фланцевых соединениях трещин, пропусков или потения сварных швов;

5) неисправность КИП и КИПиА;

6) неисправность предохранительного клапана;

7) неисправность расходомеров;

8) нарушение заземления оборудования и помещения;

9) нарушение взрывозащитных оболочек электрооборудования (снятых стеклянных колпаках светильников, нарушения трубной электропроводки);

10) окончание срока очередного освидетельствования гидроци-клонного сепаратора, предохранительного клапана и манометров, сосудов работающих под давлением.

При обнаружении неисправностей технологического оборудования необходимо выполнить действия указанные в ПЛВА.

Остановка замерной установки производится по указанию руководителя объекта организации в соответствии с технологическим регламентом и ПЛВА.

Подраздел 11. Сепарационные установки

348. При проектировании, размещении и эксплуатации сепарационных установок (СУ) учитываются характеристики месторождения и продукции скважин, рельеф местности, преобладающее направление ветра и климатические условия, инфраструктура объектов разработки НГМ, требования взрывопожаробезопасности, охраны труда и окружающей среды.

Для сепарации продукции скважин применяются, как правило, блочные автоматизированные установки.

349. В составе СУ, 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.

350. Установка, пуск и эксплуатация СУ работающих под давлением производится в соответствии с требованиями безопасности, документацией изготовителя, технологическим регламентом и инструкцией организации.

СУ обеспечиваются техническим паспортом и схемой, на которой указываются расстояния, места расположения предохранительных клапанов, запорной и регулирующей арматуры, КИПиА, дренажной системы.

351. Системы контроля и управления процессом сепарации предусматриваются в герметичном, взрывозащищенном исполнении и рассчитывается 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.

352. Техническое освидетельствование гидроциклонного сепаратора производится перед пуском в эксплуатацию, после реконструкции и производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией внутреннего пространства.

353. Сепараторы обеспечиваются КИП для контроля давления во внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством для продувки паром или инертным газом, а также слива жидкости.

354. Предохранительные устройства регулярно проверяются по графику в соответствии с документацией изготовителя. При обнаружении неисправности выполняются действия предусмотренные ПЛВА. Не допускается установка перед предохранительными устройствами запорной арматуры, а также эксплуатация сепараторов при неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты.

Подраздел 12. Установки предварительного сброса пластовых вод

355. На объектах разработки НГМ для предварительного разделения продукции скважин проектируются и эксплуатируются установки и оборудование для отделения воды в соответствии с требованиями безопасности нормами проектирования и обеспечивают: