Требования промышленной безопасности при разработке нефтяных и газовых месторождений (стр. 3 )

219. 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.

220. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева и закачки нефтепродукта, имеет взрывозащищенное исполнение, указанное в проектной документации.

221. 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.

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

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

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

Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины закрывается.

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

224. При термогазохимической обработке пласта с применением пороховых и взрывчатых материалов в проекте (плане) указываются дополнительные меры безопасности. Условия проведения подготовительных, основных и заключительных работ, хранения и транспортировки взрывчатых материалов выполняются по Требованиям промышленной безопасности при взрывных работах.

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

226. При проведении гидрокислотных разрывов пласта применяются ингибиторы коррозии.

От воздействия кислоты и вредных веществ персонал обеспечивается средствами индивидуальной защиты (далее – СИЗ), средствами индивидуальной защиты органов дыхания (далее - СИЗ ОД), средствами коллективной защиты (далее – СКЗ), ведется контроль вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

Подраздел 10. Замерные установки продукции скважин

227. Проектирование замерных установок для объектов разработки НГМ производится с учетом физико-химических свойств продукции и производительности скважин.

228. 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.

229. 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.

230. Конструкция и исполнение электроустановок, датчиков газосигнализаторов определяются по свойствам взрывоопасных смесей, возможных на рабочих местах, концентрации сероводорода и вредных веществ в продукции скважин.

231. 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 к входу в помещение ЗПУ и размещается с учетом максимальной естественной вентиляции.

232. Производственные помещения с опасностью выделения газов и паров нефти, обеспечиваются приточной и вытяжной вентиляцией, механической вентиляцией и отоплением.

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.

233. Автоматизированная групповая замерная установка обеспечивается молниезащитой и заземлением, в соответствии с проектом.

234. Отопление помещения ЗПУ предусматривается в проекте.

235. В помещениях автоматизированной групповой замерной установке, ЗПУ не допускается хранить опасные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости.

236. 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.

237. 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.

238. 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.

239. 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.

240. 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.

241. 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.

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) неисправность расходомеров;

9) нарушение заземления оборудования и помещения;

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

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.

Подраздел 11. Сепарационные установки

242. 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.

243. 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.

244. 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.

245. 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.

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

247. Сепараторы обеспечиваются КИПиА для контроля давления во внутреннем пространстве, регуляторами и указателями уровня, устройством для продувки паром или инертным газом, слива жидкости.

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

Подраздел 12. Установки предварительного сброса пластовых вод

249. 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.

250. Размещение оборудования установки предварительного сброса пластовых вод производится в соответствии с проектом.

251. Оборудование, аппаратура и трубопроводы установки предварительного сброса пластовых вод обеспечиваются антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией, в соответствии с проектом.

252. 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.

253. 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.

254. 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.

Подраздел 13. Дожимные насосные станции

255. 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.

256. Состав дожимных насосных станций и характеристика оборудования определяется проектом с учетом характеристик пластового флюида.

257. Насосные установки, технологические емкости, трубопроводы и резервуары эксплуатируются с учетом состава пластового флюида, давлением сепарации и требованиями промышленной безопасности.

258. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.

259. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов трубопроводов.

260. Дожимная насосная станция предусматривается в блочном, взрывопожаробезопасном исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.

261. Отвод газа для аварийного сжигания осуществляется на факельную установку.

Раздел 5. Промысловые трубопроводы

262. 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.

263. Трубопроводы с газами и нефтепродуктами не имеют непосредственного соединения с водопроводами и пневматическими трубопроводами.

264. 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.

265. Трубопроводы прокладывают по самокомпенсирующему профилю или устанавливают компенсаторы, в зависимости от условий технологического процесса и температуры нагрева.

266. 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.

Конструкция опор и компенсаторов обеспечивает перемещение трубопроводов при изменении температурного режима в пределах, установленных технической документацией.

Трубопроводы укрепляются и защищаются от вибраций и внешнего механического воздействия.

За состоянием подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землей, обеспечивается технический контроль для предупреждения опасного провисания и деформации, опасности негерметичности и пропуска продуктов. Неисправности и нарушения в состоянии подвесок и опор трубопроводов устраняются.

267. После каждой перекачки нагретого высоковязкого продукта при наличии опасности застывания трубопроводы, в том числе и аварийные, прокачиваются маловязким не застывающим продуктом.

268. По трассе вдоль промысловых трубопроводов предусматривается возможность беспрепятственного и безопасного передвижения автомобильного транспорта, пожарной техники, грузоподъемных и землеройных механизмов и оборудования для технического обслуживания.

269. При прокладке ПТ соблюдаются безопасные расстояния, в соответствии с классификацией, группами и категориями, физико - химическими свойствами и рабочими параметрами (давление, температура) транспортируемой продукции скважин. Группы и категории указываются в проекте для каждого участка ПТ с постоянными рабочими параметрами.

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.

270. 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.

271. 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.

272. Пересечения ПТ с автомобильными и железными дорогами выполняются в футлярах с установкой свечей, согласно проектной документации.

273. ПТ прокладываются по самокомпенсирующему профилю или с установкой температурных компенсаторов.

274. Профиль линейной части ПТ, поворотов и ответвлений выполняются в соответствии с проектом, результатами инженерных и геодезических изысканий.

275. Профиль трубопроводов с возможным выделением воды не имеет пониженных участков. В местах, где возможно выделение воды, предусматривается ее дренирование.

276. На маршруте трассы, где имеется опасность неконтролируемого перемещения грунта, осадки или всплытия ПТ, в проекте и при строительстве предусматриваются меры защиты.

277. 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.

278. По трассе ПТ устанавливаются опознавательные знаки на расстоянии не менее 1 км, на углах поворота и на пересечениях с коммуникациями.

Для обеспечения безопасности трассы отводятся определенные места для встречного проезда транспортных средств и площадки для стоянки с указателями.

279. Установка запорной арматуры ПТ производится в соответствии с проектом.

В начале и конце каждого ПТ устанавливаются запорные устройства для экстренного вывода из эксплуатации.

Запорные устройства устанавливаются на переходах и опасных участках, на линейной части через интервалы, указанные в проекте.

280. Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для продуктов с температурой нагрева более 200°С, для газов и легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки менее 45°С и наличием вредных веществ, независимо от температуры и давления, применяется стальная и соответствует характеристике технологической среды.

Расположение запорной арматуры производится с учетом удобного и безопасного обслуживания, ремонта и замены.

Не допускается оставлять открытой запорную арматуру на трубопроводах, находящихся в консервации и на ремонте. На исключенных из технологической схемы трубопроводах закрывается арматура, устанавливаются заглушки с составлением акта и регистрацией в паспорте ПТ.

Запорная арматура на трубопроводах регулярно проверяется и смазывается. Не допускается применять для открытия и закрытия запорной арматуры способы, не отвечающие требованиям безопасности.

Для предотвращения гидравлического удара запорная арматура на трубопроводах открывается и закрывается плавно.

Запорная арматура обеспечивает возможность надежного и быстрого прекращения доступа продукта в отдельные участки трубопроводов. Неисправности в запорной арматуре и на трубопроводах устраняются.

Замена уплотнений и запорной арматуры на трубопроводах допускается после очистки от технологической среды, продувки паром, инертным газом, отключения от действующих трубопроводов задвижками с установкой заглушек и регистрацией в журнале.

281. В местах установки арматуры и трубопроводных элементов весом более 50 кг, требующих периодической разборки, предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.

282. Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, оборудуются запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток пластового флюида из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

283. На трубопроводах исключается изолированное внутреннее пространство, зоны застоя рециркуляции и турбулентности.

284. Запорные устройства с дистанционным управлением предусматриваются на скважинах и ПТ, в соответствии с проектом.

285. На запорной арматуре ПТ, в том числе имеющей редуктор или запорное устройство со скрытым движением штока, устанавливаются указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Запорная арматура и предохранительные устройства обозначаются и нумеруются, согласно технологической схеме.

286. Запорная арматура ПТ (задвижки, краны), расположенная в колодцах, обеспечивается дистанционным управлением или удлиненными штоками для открытия-закрытия без спуска в колодец.

287. Перед вводом в эксплуатацию, после реконструкции и ремонта производится очистка полости и испытания на прочность и герметичность, в соответствии с проектной документацией.

Границы опасной зоны при испытании и очистке ПТ указаны в приложении 6 к настоящим Требованиям. Опасные зоны обозначаются предупредительными и запрещающими знаками безопасности.

Испытания проводятся после проверки готовности участка или всего ПТ, представления исполнительной документации на испытываемый объект и выполнения мер безопасности, предусмотренных в плане организации работ.

При проведении испытания предусматриваются безопасное удаление технологической среды из ПТ и утилизация.

288. ПТ испытываются на прочность и герметичность. Вид испытания и способы (гидравлический, пневматический), продолжительность и оценка результата указываются в проектной документации. Величины испытательного давления и время выдержки определяется технологическим регламентом.

289. При отсутствии указаний в проекте и технологическом регламенте время проведения испытания на герметичность определяется продолжительностью осмотра и проверки ПТ.

290. Испытания на прочность и герметичность признаются удовлетворительными при отсутствии негерметичности, пропусков в разъемных и неразъёмных соединениях, снижения давления по манометру с учетом изменения температуры, признаков разрывов и видимых остаточных деформаций. Результаты испытания оформляются актом.

291. При проведении работ в условиях отрицательной температуры воздуха принимаются меры по предотвращению замерзания технологической среды.

292. Трубопроводы для влагосодержащей нефти и нефтепродуктов защищают тепловой изоляцией, а при эксплуатации при низких температурах, обогревают тепловым спутником.

При обнаружении повреждения изоляции, принимаются меры по её восстановлению.

293. Устранение обнаруженных дефектов производится после снижения давления до атмосферного.

После устранения дефектов производится повторное испытание.

294. Манометры, используемые при испытании, перед установкой проверяются на соответствие шкалы, наличие пломбы и метки допустимого давления.

295. Продувка ПТ инертным газом или паром производится в соответствии с технологическим регламентом. Не допускается продувка газом, содержащим сероводород, меркаптаны и опасные вещества.

После продувки на испытанном участке ПТ закрывается запорная арматура и устанавливаются заглушки с регистрацией даты и времени в журнале и акте испытания.

296. Для наблюдения за состоянием ПТ во время продувки или испытания назначаются работники (обходчики), обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, выполняющие функции:

1) постоянное наблюдение за закрепленным участком ПТ;

2) не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных ПТ;

3) немедленно оповещать лицо контроля о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих опасность для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи ПТ, и принимать меры по их удалению из опасной зоны.

297. На территории охранной зоны ПТ не допускается устройство канализационных колодцев, котлованов, траншей, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, необходимых при ремонте или реконструкции по плану организации работ с ликвидацией после завершения работ.

298. Трубопроводы подлежат периодическому осмотру и техническому освидетельствованию, согласно графику, утвержденному организацией.

299. В период эксплуатации трубопроводов осуществляется постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций с записями результатов в паспорт ПТ.

300. При периодическом контроле проверяется:

1) техническое состояние трубопроводов наружным осмотром, а в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа неразрушающим контролем, нагруженных сечений по графику, утвержденному техническим руководителем организации;

2) устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

3) ведение технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

301. Профилактический осмотр ПТ производится при соблюдении требований, указанных в технологическом регламенте.

302. Трубопроводы, подверженные вибрации, фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов, в период эксплуатации тщательно осматриваются с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.

Сроки осмотров, в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов, устанавливаются в технологическом регламенте, но не реже одного раза в 3 месяца.

303. При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, и состояние:

1) изоляции и покрытий;

2) сварных швов;

3) фланцевых и муфтовых соединений, креплений и устройств установки приборов;

4) опор;

5) компенсирующих устройств;

6) дренажных устройств;

7) арматуры и ее уплотнений;

8) реперов для замера остаточной деформации;

9) сварных соединений, фитингов, изгибов и отводов.

304. При обнаружении негерметичности давление в трубопроводе снижается до атмосферного, температура горячих трубопроводов до 60°С, дефекты устраняются с соблюдением мер безопасности, в соответствии с технологическим регламентом.

При обнаружении дефектов и их устранении с проведением электрогазосварочных и огневых работ, участок трубопровода отключается, подготавливается к проведению ремонта, в соответствии с нарядом - допуском.

305. При профилактических осмотрах не допускается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны. При обнаружении загазованности или неисправности, действия персонала выполняются по ПЛА и указанию руководителя объекта с использованием СИЗ ОД.

306. Технические условия и сроки проведения ревизии ПТ устанавливаются по графику, утвержденному техническим руководителем организации, в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных ПТ, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии, обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации ПТ в период между ревизиями.

Первая ревизия ПТ проводится не более чем через один год после начала эксплуатации.

307. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность проводятся, как правило, во время ревизии ПТ.

Периодичность испытания устанавливается техническим руководителем организации с учетом свойств, транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

Результаты ревизии ПТ указываются в акте и техническом паспорте.

308. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ПТ проводится методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному техническим руководителем организации.

При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом, принимаются меры по пожарной безопасности, в соответствии с ПЛА.

309. В местах прокладки ПТ через стены, перекрытия и фундаменты устанавливают футляры и уплотнительные устройства. Не допускается нахождение сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в месте прокладки труб.

310. Газопроводы для подачи топливного и сжиженного газа эксплуатируются в соответствии с требованиями промышленной безопасности и проектной документации.

311. Неработающие и выключенные из технологической схемы трубопроводы очищаются, продуваются и закрываются запорной арматурой с установкой заглушек с указанием на схеме и регистрацией в журнале.

312. За состоянием трубопроводов, проложенных в тоннелях, их подвесок и опор обеспечивается дополнительный контроль. Неисправности в состоянии трубопроводов, их подвесок и опор устраняются.

313. Эксплуатация трубопроводов осуществляется при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический регламент вносятся при наличии проектной документации.

314. Устройства для герметизации места пропуска (утечки) на трубопроводе (хомуты) устанавливаются для предотвращения утечки технологической среды до начала плановых ремонтных работ.

Не допускается эксплуатация трубопроводов при наличии хомутов и других нестандартных элементов, не предусмотренных проектом и технологическом регламентом.

Раздел 6. Установка подготовки нефти

Подраздел 1. Технологический комплекс подготовки нефти

315. Назначение, состав, технические и технологические условия эксплуатации установки подготовки нефти (далее – УПН) устанавливаются в проекте.

316. Проверка технического состояния и требований промышленной безопасности перед пуском и в процессе эксплуатации комплекса УПН и входящих в его состав зданий, сооружений, оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, связи, пожаротушения, наличия средств индивидуальной защиты, АСУ ТП, телеметрии, систем противоаварийной и противопожарной защиты производится по плану, утвержденному техническим руководителем организации. Планом предусматривается проверка состояния производственной территории, охранной и санитарно-защитной зоны подъездных дорог. Результаты проверки оформляются актом.

317. Эксплуатация УПН, вспомогательных устройств и сооружений осуществляется в соответствии с проектом и технологическим регламентом. Рекомендации по разработке регламента указаны в приложении 7 к настоящим Требованиям.

Состав УПН, обозначение и нумерация оборудования указываются на технологической схеме, блок-схеме, находящихся в операторном помещении в соответствии с фактическим состоянием и внесенными изменениями.

318. В процессе эксплуатации установки обеспечивается контроль за параметрами технологического цикла (давлением, температурой, производительностью), предусмотренными в проекте и технологическом регламенте.

319. Соответствие показаний контрольно-измерительных приборов, находящихся в операторном помещении, периодически проверяется и сопоставляется с показаниями приборов, установленных непосредственно на оборудовании, аппаратах, насосах, резервуарах, сепараторах, трубопроводах.

Проверка КИПиА производится контрольными метрологическими приборами, в соответствии с технологическим регламентом.

320. Регулирование и изменение технологических параметров производится плавно в соответствии с технологическим регламентом.

Условия изменения и пределы отклонения параметров устанавливаются технологическим регламентом, по эксплуатации, пуску и остановке УПН.

321. Не допускается эксплуатация оборудования, аппаратов и емкостей при неисправных предохранительных клапанах, запорных, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности КИПиА, средств автоматики и телеметрии, системы противоаварийной и противопожарной защиты.

322. Обслуживающий персонал обеспечивает постоянный контроль за исправностью оборудования, аппаратов, КИПиА, систем защиты, указанных на технологической схеме.

323. При обнаружении неисправности и негерметичности в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения, утечек нефти и нефтепродукта немедленно подается водяной пар к месту пропуска, передается сообщение руководителю работ, выполняется первоочередные действия, предусмотренные ПЛА с использованием средств защиты. По указанию руководителя работ производится остановка объекта и привлекаются аварийно-спасательная и пожарная службы.

324. Границы опасной зоны загазованности определяется приборами газометрического контроля и обозначаются установкой знаков безопасности и предупредительных знаков «Не входить», «Газоопасно».

Персонал, не привлекаемый к выполнению действий по ПЛА, удаляется из опасной зоны, устанавливается режимный пропуск работников и транспорта при наличии средств защиты и искрогасителей по указанию руководителя работ.

325. Не допускается производить работы, связанные с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, производить докрепление герметизаторов на работающих насосах, если это не предусмотрено технической документацией изготовителя.

326. Крышки люков оборудования, аппаратов, сосудов, резервуаров, емкостей используются в соответствии с технической документацией изготовителя с применением устройства для безопасного открытия, фиксации и средств механизации.

327. Изоляция и защитное покрытие оборудования, аппаратов, трубопроводов, резервуаров, емкостей обеспечиваются, согласно проекту, технической документацией изготовителя. При обнаружении повреждений руководитель объекта принимает меры по её восстановлению.

328. Эксплуатация насосных установок производится при наличии световой и звуковой сигнализации, срабатывающей в случае отклонения от допустимых проектных параметров работы и предельного уровня продукта в аппаратах, резервуарах и емкостях.

Не допускается работа с неисправной системой герметичности и уплотнительных элементов.