Газовых месторождений в Республике Казахстан (стр. 7 )

На площадке электродегидраторов устанавливаются предупредительные надписи и знаки безопасности об опасности электрического напряжения и смертельного воздействия на организм человека.

458. Не разрешается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

459. На ограждении площадки электродегидратора устанавливается блокировка на отключение электроэнергии при открывании ограждения.

460. Электродегидратор обеспечивается устройством, отключающим напряжение при понижении уровня нефти в аппарате. Проверку всех блокировок необходимо производить по графику, в соответствии с документацией изготовителя, технологическим регламентом и инструкциями по безопасности.

461. Заполнение нефтью и эксплуатация электродегидратора производится по инструкциям изготовителя, эксплуатирующей организации и технологическому регламенту, в которых предусматривается выпуск газа и паров нефти перед подачей электрического напряжения, при соблюдении требований взрывопожаробезопасности.

462. Подача электроэнергии на установку производится электротехническим персоналом по указанию руководителя работ и записью в журнале о готовности электродегидратора к включению.

463. При пожарной опасности производится немедленное отключение электроэнергии в соответствии с ПЛВА и оповещением руководства объекта, аварийно - спасательной и пожарной службы.

464. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников должно быть автоматизированным и герметичным.

Подраздел 5. Сепарация продукции

465. Сепарационные устройства УПН и ВУС обеспечивают исключение попадания газа в промежуточные, сырьевые и товарные резервуары, в соответствии с инструкцией по эксплуатации и технологическим регламентом.

466. Сепараторы оснащаются системой дистанционного управления и контроля, противоаварийной и противопожарной защиты, предохранительными клапанами, указателями уровня и устройством для автоматического слива нефти в соответствии с технической и эксплуатационной документацией изготовителя и требованиями взрывопожаробезопасности для сосудов работающих под давлением.

467. При очистке и продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии следует открывать постепенно и плавно.

Подраздел 6. Блочные нагревательные установки

468. Перед пуском блока отсеки заполняют водой с целью предотвращения прогара топок и пропитки коалисцирующей набивки.

Уровень воды в отсеках должен соответствовать инструкции изготовителя.

469. Розжиг форсунок огневого подогревателя блока производится после заполнения отсеков водой в соответствии с требованиями безопасности.

470. Подача эмульсионной нефти производится после достижения температуры в огневом подогревателе блока в соответствии с технологическим регламентом. Задвижку на трубопроводе следует открывать постепенно и плавно.

471. Не допускается нагревать нефть выше допустимой температуры указанной в технологическом регламенте.

472. Количество подаваемой эмульсионной нефти не должно превышать пропускной способности разгрузочных клапанов.

473. Во время работы блока необходимо контролировать давление, не допуская превышения параметров, предусмотренных технологическим регламентом.

474. Регулярно производится спуск воды из отсеков огневого подогревателя и осадка через дренажные патрубки в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

475. При негерметичности во фланцевых соединениях, сварных швах, а также деформации в топках огневого подогревателя блок должен быть остановлен в соответствии с ПЛВА и техническим регламентом утвержденным организацией.

476. Ежесменно следует проверять состояние разгрузочных клапанов на линиях отвода воды и нефти путем периодического открытия, согласно инструкции.

477. Для загрузки коалисцирующей набивки в блок предусматривается лестница, площадки и ограждения в соответствии с требованиями безопасности.

478. Производить обслуживание контрольно-измерительных приборов, предохранительных клапанов, запорной арматуры, смонтированных на верхней части аппарата, разрешается только с рабочих площадок.

Подраздел 7. Стабилизационные установки

479. Стабилизационная жидкость, подаваемая на орошение колонны, не должна содержать воду.

480. При обнаружении негерметичности в корпусе и элементах стабилизационной колонны установка останавливается и принимаются меры безопасности согласно ПЛВА и технологического регламента утвержденного организацией.

481. Не допускается эксплуатировать конденсаторы-холодильники с неисправными устройствами. При появлении в отводимой воде признаков нефтепродукта конденсатор-холодильник отключается от действующих аппаратов для устранения неисправности.

Подраздел 8. Деэмульсация нефти в трубопроводах

482. Давление на насосе, подающем деэмульгатор для трубной деэмульсации, создается больше давления нефти в трубопроводе.

483. На линии подачи деэмульгатора в месте соединения в трубопровод с нефтью устанавливается запорное устройство.

484. Для сбора воды, отделившейся в процессе деэмульсации, предусматриваются очистные сооружения или оборудование для утилизации сточных вод.

485. Система канализации обеспечивает отвод всего объема отделившейся воды.

Подраздел 9. Технологические трубопроводы

486. Устройство, технические характеристики технологических трубопроводов расположенных в пределах объектов УПН и ВУС (далее - трубопроводы) указываются в проекте в соответствии с требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды, строительными и санитарными правилами, нормами и стандартами.

487. Эксплуатация, обслуживание и ремонт трубопроводов производится в соответствии с требованиями безопасности, технологическим регламентом утвержденным организацией, графиком ППР, инструкциями изготовителя и эксплуатирующей организации.

488. 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.

489. Для прокладки труб через внутренние стены помещений устанавливают футляры и уплотнительные устройства. Не допускается нахождение сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в месте прокладки труб.

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

491. На трубопроводах не должно быть изолированного внутреннего пространства, зон застоя рециркуляции и турбулентности.

492. Профиль трубопроводов, в которых возможно выделение воды, не должен иметь пониженных участков. В местах, где возможно выделение воды, необходимо предусматривать возможность ее дренирования.

493. Трубопроводы для подачи топливного и сжиженного газа прокладываются в соответствии с требованиями специальных правил и норм.

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

При обнаружении повреждения изоляции, принимаются меры по восстановлению в соответствии с ПЛВА.

495. Запорная и регулирующая арматура трубопроводов устанавливается и эксплуатируется в соответствии с проектом, технологической схемой, техническими условиями и инструкциями изготовителя, стандартами, требованиями промышленной и пожарной безопасности и климатическими условиями.

Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для продуктов с температурой нагрева более 200° С, а также для газов и легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки менее 45° С и наличием вредных веществ, независимо от температуры и давления, должна быть стальной и соответствовать характеристике технологической среды, требованиям взрывопожаробезопасности на период проектной эксплуатации.

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 технической документации.

Запорная арматура на трубопроводах систематически проверяется и смазывается. Не разрешается применять для открытия и закрытия запорной арматуры опасные способы.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

На запорной арматуре устанавливаются указатели «Открыто», «Закрыто».

Запорная арматура должна обеспечивать возможность надежного и быстрого прекращения доступа продукта в отдельные участки трубопроводов. Неисправности в запорной арматуре и на трубопроводах устраняются в соответствии с ПЛВА, инструкциями изготовителя и организации.

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

496. 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.

497. Не допускается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных, токсичных и агрессивных газов и продуктов при наличии нестандартных элементов не предусмотренных проектом и техническими условиями изготовителя.

498. Трубопроводы с газами и нефтепродуктами не должны иметь непосредственного соединения с водопроводами и пневматическими трубопроводами.

499. Трубопроводы соединяются между собой только через задвижки с контрольным вентилем и манометром между ними, который должен находиться в открытом состоянии. Герметичность задвижек проверяется не реже одного раза в смену по отсутствию давления на манометре.

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

501. Наземные трубопроводы прокладываются на опорах из несгораемого материала, в соответствии с проектом и требованиями безопасности.

Не разрешается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы, элементы оборудования, зданий и сооружений.

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

Все трубопроводы прочно укрепляются и защищаются от вибраций и внешнего механического воздействия внешнего механического грева или оборудуют компесатарами в зависимости от условий технолгического регламентаплакатами, укцией п.

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 немедленно устраняются в соответствии с ПЛВА.

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

503. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять 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 эксплуатационном журнале.

504. При периодическом контроле проверяется:

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

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

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

505. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также 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 документации, но не реже одного раза в 3 месяца.

506. При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:

1) изоляции и покрытий;

2) сварных швов;

3) фланцевых и муфтовых соединений, крепления и устройств для 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.

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

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с электрогазосварочными и огневыми работами, участок трубопровода отключается, подготавливается к проведению ремонта в соответствии с нарядом - допуском.

Подраздел 10. Учет нефти, газа, конденсата и воды

508. Оборудование и приборы для учета продукции скважин и УПН, (ПУНГ) предусматриваются в проекте в соответствии с технологическими нормами, документацией изготовителя и физико – химической характеристикой продукции указанной в Приложении 8.

509. Режим перекачки должен быть стабильным и не превышать допустимых отклонений по объему, массе и давлению указанных в проектной и технической документации.

510. Для безопасной эксплуатации ПУНГ предусматриваются:

1) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, стабилизаторами потока, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

2) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

3) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;

4) трубопоршневая установка.

511. ПУНГ оснащаются средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.

512. Очистка измерительных линий и фильтров ПУНГ производится в дренажную емкость.

Раздел 7. Резервуарный парк

513. Для объектов разработки НГМ, УПН предусматриваются запасы продукции скважин и товарной нефти в объеме соответствующем проекту и технологическим нормам.

514. Проектирование резервуаров предусматривается специальной инструкцией и нормами.

Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные мероприятия, способ монтажа обосновывается проектом в зависимости от объемов продукции скважин и нефти, технологического процесса, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом требований взрывопожаробезопасности, указанных в стандартах и правилах.

515. Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по утвержден-ному проекту производства работ в соответствии с технической документацией изготовителя.

516. Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится комиссией организации после проверки качества работ в соответствии с требованиями действующих правил и проектной документацией, с составлением актов и пусковых документов.

517. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на прочность и герметичность, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

518. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, обеспечиваются следующей документацией:

1) проектом монтажных и строительных работ;

2) паспортами (сертификатами) на запорную арматуру, дыхательные и предохранительные клапаны;

3) техническим паспортом (сертификатом) резервуара с указанием срока эксплуатации;

4) техническим паспортом (сертитфикатом) на понтон;

5) градуировочной таблицей резервуара;

6) технологической картой резервуара;

7) схемой защиты от коррозии;

8) схемой противопожарной защиты;

9) схемой нивелирования основания;

10) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

11) перечнем комплектации и актами технического состояния оборудования резервуаров;

12) инструкциями по безопасной эксплуатации и обслуживанию;

13) исполнительной документацией на строительство и ввод в эксплуатацию резервуаров;

14) журналом технического обслуживания;

15) журналом контроля состояния заземления, устройств молниезащиты.

519. Планировка территории, на которой размещаются резервуары, устройство твердого покрытия, обвалований, ограждений, дорог, переходов, коммуникаций, освещения производится в соответствии с проектом и требованиями безопасности. При необходимости разборки обвалования, возникающей в связи с прокладкой или ремонтом коммуникаций, после окончания этих работ производится восстановление обвалования.

520. Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны
обвалования или ограждения устанавливают лестницы-переходы с перилами, для отдельно стоящего резервуара не менее двух, для группы резервуаров не менее четырех.

Не разрешается переходить через обвалование в других местах.

521. Проезд транспорта в опасной зоне резервуаров допускается по специально оформленному разрешению, выданному руководителем объекта и согласованному с пожарной службой, при обязательном наличии искрогасителя на выхлопной трубе и ограничением скорости до 5 км/час.

Подъезд автотранспорта к эксплуатируемому резервуару разрешается не более, чем на 20 м.

522. При обнаружении негерметичности места разлива нефтепродуктов немедленно зачищаются, пропитанный грунт удаляется в специально отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпается чистым грунтом или песком.

523. Не разрешается складировать горючие и другие материалы на территории резервуарной площадки. Земляные выработки и траншеи для проведения ремонтных работ ограждают, а после окончания работ засыпают с планировкой площадки.

524. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары обеспечивают средствами пожаротушения в соответствии с проектом и требованиями пожарной безопасности, с учетом Приложения 3.

Средства пожаротушения постоянно находятся в исправном состоянии в специально предназначенных местах, обеспечивающих свободный доступ персонала и быстрое применение.

Не допускается на территории и в охранной зоне резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров курение и применение открытого огня.

Освещение и электрооборудование применяются во взрывопожаро-безопасном исполнении согласно проекта и требований безопасности.

На территории и резервуарах размещают предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, запрете курения и использования открытого огня на объекте.

В случае необходимости отогрев арматуры резервуаров разрешается производить только паром или горячей водой.

525. Резервуар обеспечивается газоуравнительной системой, дыхательными и предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения перелива, средствами автоматики и телеметрии, КИПиА, противопожарным оборудованием, приемораздаточными устройствами, зачистным устройствами, вентиляционными устройствами, люками, лестницами, площадками и ограждениями в соответствии с проектом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, требованиями безопасности.

526. Арматура с дистанционным и телеметрическим управлением устанавливается в соответствии с проектом, документацией изготовителя и АСУ ТП.

Резервуары обеспечиваются устройствами для отвода газов, паров, воздуха, сбора утечек нефтепродуктов и стационарной системой пожаротушения, включая пенное пожаротушение в соответствии с строительными нормами и правилами, требованиями взрывопожаробезопасно-сти.

527. Каждый действующий резервуар обеспечивается полным комплектом оборудования, соответствующего проекту, технической и эксплуатационной документацией изготовителя.

На резервуаре несмываемой краской наносится обозначение и номер, соответствующий технологической схеме, отметки и значение максимального уровня наполнения резервуара (около уровнемера и на крыше около замерного люка) и другие сведения.

Номер и обозначение заглубленного резервуара указываются на специально установленной табличке.

Резервуары обеспечиваются сигнализаторами допустимого предельного уровня жидкости и аварийной сигнализацией в соответствии с проектной и технической документацией.

528. На каждый резервуар составляют и утверждают технологическую карту, в которой указывают следующие сведения:

1) максимальный и минимальный уровни жидкости в резервуаре (в сантиметрах);

2) максимально допустимая температура подогрева жидкости в резервуаре (в градусах Цельсия);

3) тип, количество и пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов;

4) максимальная производительность наполнения и опорожнения
резервуара (в кубических метрах в час);

5) максимальный и минимальный допустимый уровень нефти при включенных пароводоподогревателях (в сантиметрах).

529. Назначение и обозначение запорной арматуры и других устройств для управления резервуаром и безопасного обслуживания указывают на технологической схеме.

530. Резервуары заземляют по схеме, предусмотренной проектом и документацией изготовителя. Сопротивление заземляющего устройства резервуаров необходимо измерять не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта. Резервуары обеспечиваются защитой от статического электричества, предусмотренной проектом, исправность которой проверяется по графику.

Наземную часть заземляющих устройств следует окрашивать масляной краской в черный цвет с красными поперечными полосами. Контактные поверхности не окрашивают.

Систематическая проверка заземлений возлагается на специального назначенного работника, прошедшего проверку знаний и имеющего квалификационную группу по электробезопасности.

531. Персоналу, обслуживающему резервуары, необходимо знать схемы коммуникаций, чтобы при эксплуатации, ремонте и в аварийных ситуациях быстро и безопасно выполнять необходимые действия и переключения.

Схемы коммуникаций размещаются на рабочем месте оператора.

532. Верхняя площадка резервуара, должна иметь перила высотой не менее 1 м, с бортом не менее 0,1 - 0,15 м, лестницы примыкающие к перилам.

На огражденной площади крыши находится замерный люк, замерное устройство и другая арматура.

За исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше устанавливают постоянный контроль. Площадки и ступени лестницы необходимо постоянно содержать в чистоте, очищать деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила техники безопасности, установленные для работ на высоте.

Не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования, а также производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара. Во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).

533. Дыхательная арматура, предохранительные и сигнальные устройства, КИПиА установленные на резервуаре, должны соответствовать допустимому избыточному и разреженному давлению.

534. Резервуары, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами и системами обогрева в соответствии с проектом и документацией изготовителя.

535. Территория резервуарных парков внутри и снаружи обвалования, должна содержаться в чистоте, соответствовать требованиям промышленной, пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды. Не допускается загрязненность территории нефтепродуктами, отходами. В пределах охранной зоны растительность удаляется.

536. На территории резервуарного парка в темное время суток разрешается пользоваться только взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными) напряжением 12 В.

Включение и выключение светильников следует производить вне обвалования резервуарного парка.

537. Переключение задвижек при автоматическом или ручном управлении производится в соответствии со схемой управления, требованиями безопасности с технологическим регламентом, технологической картой, производственными инструкциями и ПЛВА, утвержденными организацией.

Запорная арматура и другие устройства обеспечивается указателями их положения и обозначения, соответствующие технологической схеме.

538. Характеристика и параметры технологической среды, режим эксплуатации должны соответствовать условиям безопасной эксплуатации резервуаров и их обвязки с другими коммуникациями.

539. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы ограждений, лестниц, площадок и других элементов, до их устранения в соответствии с ПЛВА.

540. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в технологической карте резервуара.

541. При расположении внутри резервуара парового или теплового нагревателя предусматривается устройство для отвода жидкости. Нагреватели надежно закрепляют на опорах, соединение труб производится только сваркой.

Нефть в резервуарах подогревают теплоносителем подаваемым в нагреватель. Уровень нефти над нагревателем необходимо поддерживать не менее 0,5 м. Перед пуском теплоносителя необходимо проверить проходимость нагревателя, удалить конденсата.

Открывать задвижки при пуске теплоносителя следует постепенно. Герметичность подогревателей контролируют по расходу и давлению теплоносителя.

Температура подогрева должна быть ниже температуры кипения нефти и указывается в регламенте и инструкции по эксплуатации резервуара.

Температуру нагревания необходимо систематически контролировать и данные контроля записывать в журнал.

При заполнении резервуара нефтью, которая подлежит подогреву или длительному хранению, уровень ее не должен превышать 95% высоты емкости.

542. Удалять подтоварную воду из резервуаров следует средствами, предусмотренными проектом и документацией изготовителя. Во время слива подтоварной воды необходимо вести постоянный контроль не допуская вытекания нефти с водой.

Водоспускные задвижки и сифонные краны резервуаров в обеспечиваются тепловой изоляцией из негорючего материала.

543. При открывании люков резервуаров, измерении уровня нефти, отборе проб нефтепродукта, при спуске подтоварной воды и других работах, связанных с вскрытием резервуара и его обвязки, обслуживающему персоналу необходимо находиться с боковой стороны от люка по направлению ветра.

Отбор проб производится в соответствии с инструкцией утвержденной организацией.

544. Работникам перед отбором проб и замером уровня нефти необходимо выполнить следующие требования по безопасности:

1) надеть выданную хлопчатобумажную (антистатическую) спецодежду и спецобувь, проверить исправность СИЗ ОД и переносного газосигнализатора;

2) проверить исправность устройств для замера уровня, отбора и переноса проб;

3) закрыть задвижку газоуравнительной системы;

4) провести совместно с лаборантом контроль воздушной среды переносным газосигнализатором на месте работ до и после открытия люка.

545. Пробы разрешается отбирать через замерный люк не раньше, чем через два часа после окончания закачки нефти в резервуар.

Не разрешается производить замер уровня и отбирать пробы нефти из резервуаров в следующих условиях:

1) при загазованности на месте работ выше ПДК, ПДВК;

2) во время закачки и откачки нефти;

3) во время грозы;

4) при скорости ветра более 8 м/с;

5) во время гололеда и тумана;

6) без наблюдающего и при несоответствии условий безопасности.

546. В резервуарном парке разрешается передвигаться только по пешеходным дорожкам, а через обвалование резервуаров только по переходам.

547. Во время отбора проб работники выполняют следующие требования:

1) контроль загазованности на месте работ;

2) на крыше резервуара разрешается передвижение только по проходам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается;

3) во время закачки и откачки нефти не допускается нахождение на крыше резервуара;

4) при отборе проб и замере уровня нефти в резервуаре запорная задвижка на газовой обвязке газоуравнительной системы должна быть закрыта;