662. Объекты управляемые с диспетчерского пункта обеспечиваются ручным управлением на месте установки оборудования.
663. Системы управления оснащаются сигнальными устройствами для предупреждения отключения объектов и постоянной связью объекта с диспетчерским пунктом, службами и организациями по системе оповещения
664. Оборудование объектов сбора обеспечивает герметичность и безопасность технологических процессов возможность выполнения действий по ПЛВА, ликвидацию опасных и чрезвычайных ситуаций.
665. Здания и помещения объектов сбора оснащаются постоянно действующей системой приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами и указывается в проекте.
666. При обнаружении загазованности воздуха рабочей зоны извещается обслуживающий персонал, объекты и организации указанные в ПЛВА и системе оповещения. По указанию руководителя объекта выполняются действия по устранению загазованности в соответствии с ПЛВА.
667. При неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты, газосигнализаторов выполняются действия по восстановлению работоспособности, на время проведения ремонтных работ принимаются дополнительные меры, обеспечивающие безопасную работу, с учетом ПЛВА.
668. При наличии в технологической среде объектов сбора сероводорода, вредных и токсичных веществ, оборудование, трубопроводы, КИПиА принимаются в антикоррозионном исполнении, предусматриваются дополнительные мероприятия по безопасности в соответствии с инструкциями, включая ингибирование и нейтрализацию, контроль коррозии.
Рабочие места и персонал обеспечиваются стационарными и переносными газосигнализаторами ПДК и ПДВК горючих и вредных веществ, соответствующими средствами индивидуальной и коллективной защиты персонала.
При несоответствии указанным требованиям, эксплуатация объектов сбора не допускается.
669. Монтаж и эксплуатация сосудов работающих под давлением, котлов, газовых приборов, трубопроводов пара и горячей воды, производится в соответствии с Требованиями безопасности, с учетом характеристики технологической среды и климатическими условиями.
670. Для грузоподъемных механизмов на объектах сбора выполняются Требования безопасности, с учетом условий эксплуатации.
671. Не разрешается эксплуатация на объектах сбора оборудования, аппаратов, механизмов, трубопроводов, КИПиА имеющих неисправности, повреждения и несоответствующих Требованиям безопасности, проектным и климатическим условиям эксплуатации.
672. Дренирование технологической среды из аппаратов и емкостей, производится в герметическую систему, оборудованную устройством для нейтрализации и утилизации опасных и токсичных веществ, КИП, уровнемерами и предохранительными клапанами, насосной установкой.
673. Углеводородные газы после очистки и нейтрализации вредных веществ используются в соответствии с проектом.
1) Сжигание газа в факельной системе производится при наличии разрешения, выданного государственными органами.
2) Не допускается выпускать в атмосферу газ с наличием сероводорода и вредных веществ без нейтрализации и сжигания с постоянным автоматическим режимом пламени факела.
3) При сжигании газа производиться контроль ПДК, ПДВК, в воздухе, на поверхности земли и водной акватории, в санитарно-защитной зоне объекта сбора, с регистрацией в журнале, в соответствии с инструкцией.
Подраздел 24. Сбор и подготовка нефти, газа и конденсата
674. Эксплуатация оборудования, трубопроводов, аппаратов для сбора нефти, газа и конденсата осуществляется в соответствии с Требованиями безопасности при разработке нефтегазовых месторождений.
Установки подготовки нефти, газа и конденсата эксплуатируют в соответствии с проектом, документацией изготовителя и Требованиями промышленной безопасности.
675. Для безопасной эксплуатации оборудование и трубопроводы оснащаются приборами контроля, регулирующей и предохранительной аппаратурой с ручным и автоматическим управлением.
Система сбора и подготовки продукции скважин промысловой и межпромысловой транспортировки предусматривает требования по автоматизации обеспечивающие безопасность объектов.
1) Дистанционный контроль и регистрация параметров технологического процесса для соответствующей продукции скважин.
2) Автоматическое регулирование параметров технологических процессов.
3) Автоматическая звуковая и световая сигнализация при изменении технологических параметров (давления, температуры) от допустимых пределов, с подачей предупредительных сигналов оповещения на установки и пульт оператора.
4) Дистанционная аварийная остановка отдельного оборудования или установки с пульта дежурного оператора и перевод технологических сред на факельную системк или в аварийную емкость.
5) Автоматическое отключение отдельного оборудования, технологической линии, установки, скважины при аварийных отклонениях параметров.
6) Устройства герметичного ввода ингибиторов коррозии и нейтрализацию вредных веществ в систему сбора и антикоррозионные мероприятия, предусмотренные проектом и технологическим регламентом.
7) Система ингибирования промысловых и межпромысловых трубопроводов.
8) Контроль состояния воздушной среды и условий взрывопожаробезопасности на объектах.
9) Автоматическая система пожарной сигнализации и пожаротушения.
676. Техническое состояние предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, проводится в соответствии с нормами, техническими характеристиками и утвержденным графиком.
Результаты проверок регистрируют в сменном журнале и рабочей документации.
677. Трапы, сепараторы и аппараты, работающие под избыточным давлением вводятся в эксплуатацию и эксплуатируются в соответствии с требованиями устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
678. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня и устройствами для отвода жидкости в герметичную емкость.
679. Приборы, детекторы систем контроля и управления технологическим процессом эксплуатируются во взрывозащищенном исполнении, и рассчитываются на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов отложений парафина, солей и веществ или устанавливаются в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.
680. Технологические трубопроводы, оборудование и арматура окрашиваются опознавательной краской, обеспечиваются предупреждающими знаками безопасности и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
681. Отводы предохранительного клапана соединяются с газосборной или факельной системой в соответствии с проектом и документацией на оборудование.
Диаметр отвода берётся не меньше диаметра отверстия предохранительного клапана.
682. Устройства для сбора сооружаются из несгораемого материала, обеспечиваются прокладками, перилами, лестницами, ограждениями и знаками безопасности.
683 Конструкция оборудования предусматривает возможность очистки механизированным способом, сбор отходов в контейнеры или емкости для последующей утилизации на полигоне.
Подраздел 25. Нефтегазопромысловые трубопроводы
684. Трубопроводы скважин, нефтегазосборные коллекторы, предназначенные для сбора и транспортирования нефти, газа, конденсата до дожимных насосных установок, установок комплексной подготовки, насосных и компрессорных станций, резервуарных парков, сооружаются эксплуатируются в соответствии с проектом, нормативными документами, Требованиями безопасности, с учетом перспективного развития месторождения.
685. Ввод в эксплуатацию промысловых и межпромысловых трубопроводов производится в комплексе с объектом нефтегазодобычи, по утверждённому плану, включающему подготовительные, основные и заключительные работы, мероприятия по промышленной, пожарной и экологической безопасности, охране труда и окружающей среды.
686. Прокладка нефтегазопромысловых трубопроводов через населенные пункты, жилищно-бытовые помещения не допускается.
687. Трубы нефтегазородуктопроводов соединяются сваркой, фланцевые и резьбовые соединения применяются в местах присоединения запорной арматуры, компенсаторов, регуляторов давления, аппаратуры, контрольно-измерительных приборов.
688. Сварочные работы и контроль качества сварных соединений трубопроводов проводятся в соответствии с проектом производства работ и Требованиями безопасности.
Участки трубопровода, относящиеся к опасным объектам, пересечения с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями, проверяются внутритрубной приборной диагностикой.
689. На территориях, имеющих опасность перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических условий и землетрясений предусматриваются инженерные мероприятия по защите трубопроводов.
На почвах с недостаточной несущей способностью, выполняются компенсирующие мероприятия по обеспечению стабильного положения и баластирования трубопровода.
При прокладке по скалистой почве предусматривается соответствующая оболочка трубопровода или укладка балластных слоев. В условиях изменяющегося профиля предусматривается прокладка трубопроводов в лотках для локализации аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.
690. Наземные и подземные трубопроводы прокладываются по самокомпенсирующему профилю или устанавливаются компенсаторы, количество определяется расчетом и условиями эксплуатации.
691. Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов эксплуатируют в соответствии с проектными нагрузками и возможному химическому воздействию.
Трубопроводы защищаются от воздействия внутренней и наружной коррозии, на период эксплуатации, указанный в проекте и технической документации.
Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные и токсичные вещества, изготавливаются в антикоррозионном исполнении, учитывающем вредное воздействие технологической среды.
692. Трассы и охранные зоны промысловых и межпромысловых трубопроводов, наземных и подземных коммуникаций обозначаются на местности указателями, предупредительными и запрещающими знаками безопасности в соответствии с требованиями регламентов, стандартов, проектов и инструкций нефтегазодобывающей организации.
На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство сооружений, канализационных колодцев и заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением выполняемых на период ремонта или реконструкции по плану производства работ.
693. Пересечения с автомобильными и железными дорогами, возможными преградами и коммуникациями производятся по проекту, с обеспечением дополнительной защиты от внешней нагрузки, повреждения, с установкой знаков и средств безопасности.
694. На трассе трубопровода устанавливаются запорные устройства для отключения трубопроводов и отдельных участков для ремонта и при возникновении опасной или чрезвычайной ситуации.
Запорные устройства устанавливаются на опасных участках и линейной части через интервалы, указанные в проекте, в соответствии с строительными правилами, нормами и Требованиями безопасности.
695. На запорной арматуре трубопроводов, в том числе имеющей редуктор или устройство со скрытым движением штока, устанавливаются указатели направления и положения «Открыто», «Закрыто». Запорная арматура обозначается нумерацией согласно технологической схеме.
696. Трубопроводы, связанные со скважинами, оборудуются запорными устройствами, перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.
Запорные устройства с дистанционным управлением применяются согласно проекта, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и предусматриваются АСУ ТП.
697. Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащей продукции, устанавливается на поверхности.
698. Запорная арматура расположенная в колодцах, обеспечивается дистанционным управлением или устройством для безопасного управления, без спуска работника в колодец.
699. Открытие и закрытие арматуры производится в режиме обеспечивающем предупреждение опасности и гидравлического воздействия из-за перепада давления, в соответствии с регламентом, инструкцией по эксплуатации и Требованиями безопасности.
700. Перед вводом в эксплуатацию трубопровод или отдельного участка производится очистка и испытание на прочность и герметичность.
Для проведения испытания назначается комиссия с участием органов государственного контроля. По результатам составляются акты по форме установленной организацией в соответствии со строительными нормами и правилами, проектом, стандартами и требованиями безопасности.
Испытания проводятся при готовности участка или всего трубопровода, представления актов, исполнительной документации на испытываемый объект и выполнения мероприятий безопасности, предусмотренных в плане (проекте) производства работ.
701. Очистка и испытание нефтегазосборных трубопроводов от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора, осуществляется в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом, согласованным и утвержденным планом работ.
702. Перед началом очистки и испытания выполняются подготовительные работы, проводится инструктаж персонала, устанавливается оборудование, определяются и обозначаются знаками опасные зоны, в которых не разрешается находиться персоналу в период указанных работ.
В осложненных условиях размеры опасной зоны по указанию руководителя работ увеличиваются в 1,5 раза.
703. При гидравлических испытаниях создается запас воды и предусмотрены условия для безопасного удаления жидкости из трубопровода, сбора и утилизации.
704. При очистке и испытании трубопровода обеспечиваются минимальные безопасные расстояния до сооружений, железных и шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов, с учетом Приложений 18, 21, отсутствие в опасной зоне людей, животных, транспорта и техники.
705. Пневматические испытания трубопроводов проводятся воздухом или инертным газом, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды инертным газом. Продувка и испытание трубопроводов газом содержащим сероводород и вредные вещества не допускаются.
706. Подвод воздуха, инертного газа или пара к трубопроводам проводится с использованием мобильных устройств и установкой запорной арматуры. После очистки и испытании производится демонтаж на запорной арматуре устанавливают заглушки.
707. При испытания трубопровода в зоне пересечения железной, автомобильной дорог, вблизи населенного пункта, промышленных и сельскохозяйственных объектов проводится согласование период испытаний и мероприятия безопасности с представителями организаций указанных объектов.
На границе опасной зоны устанавливается пропускной режим. На период испытаний не разрешается движение транспорта и производство работ в опасной зоне.
708. Для наблюдения за состоянием трубопровода назначаются работники обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, и выполняют функции по безопасности.
1) Постоянное наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода.
2) При осмотре работники находятся на безопасном расстоянии, указанном в инструкции и применяют средства защиты.
3) Не разрешается спускаться в колодцы и углубления на территории охранной зоны.
4) Не допускается нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов.
5) Немедленное оповещение руководителя работ о состоянии в опасной зоне, обстоятельствах, препятствующих проведению очистки и испытания или создающих опасность для людей, животных, сооружений и транспортных средств, окружающей среды.
709. Периодичность испытания трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающей организацией с учетом срока эксплуатации, характеристики транспортируемой среды, воздействия коррозионных процессов.
Результаты испытания трубопроводов указываются в акте и в техническом паспорте.
710. Эксплуатация трубопроводов осуществляется при соблюдении технических и технологических параметров, предусмотренных проектом, технологическим регламентом, инструкциями и требованиями безопасности. Изменения в технологический процесс, регламент вносятся при наличии разрешения выданного в установленном порядке, по указанию руководителя объекта.
711. Не разрешается эксплуатация трубопроводов при обнаружении негерметичности.
Устройства для герметизации устанавливаются согласно ПЛВА по указанию руководителя объекта или работ на период до ремонта. Работы выполняются по наряду - допуску.
712. Для обеспечения безопасности промысловых нефтегазопроводов проводится проверка технического состояния (ревизия) по графику и инструкции, утвержденным организацией, с привлечением аварийно - спасательной службы.
713. Периодичность проведения ревизии промысловых трубопроводов устанавливается службами эксплуатации, производственного контроля и безопасности, технического обслуживания и ремонта в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов, с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и обеспечения безопасной безаварийной эксплуатации трубопроводов между ревизиями.
Первую ревизию введенных в эксплуатацию трубопроводов проводят через один год после начала эксплуатации, последующие по графику организации, с указанием срока.
714. Для проведения ревизии назначаются комиссия, составляется план утвержденный организацией с указанием сроков подготовительных, основных и заключительных работ; технического и технологического транспортного, аварийного и безопасного обеспечения; исполнителей и оформление акта, документации в соответствии с инструкциями и положением о производственном контроле.
715. Периодические испытания на прочность и герметичность проводятся, в период время ревизии трубопроводов.
716. Контроль состояния труб, арматуры, изоляционного покрытия трубопроводов производится неразрушающими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения металла, изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем организации.
717. При обнаружении дефектов труб, изоляции, арматуры извещается руководитель работ и выполняется действия по обеспечению промышленной, пожарной безопасности в соответствии с ПЛВА.
718. При отключении трубопровода из системы сбора производится очистка паром, закрытие арматуры с установкой заглушек, регистрацией в журнале, с указанием на схеме.
719. Для безопасности трубопроводов проложенных в тоннелях, футлярах контролируется состояние опор, устройств для подвески герметизаторов. При обнаружении неисправности выполняются действия, предусмотренные ПЛВА, по указанию руководителя работ объекта.
720. При прокладке промысловых трубопроводов через стены, перекрытия, обвалования, фундаменты устанавливаются футляры и уплотнительные устройства. В местах пересечения не допускаются сварные, фланцевые, резьбовые соединения.
721. Глубина заложения подземных и укладка наземных трубопроводов определяется проектом и строительными нормами, Изменение допускается при условии обоснования, согласования и получения разрешения в установленном порядке в соответствии с Требованиями безопасности.
722. Промысловые трубопроводы подлежат охране и защите от механического и внешнего несанкционированного воздействия и патрулированию согласно инструкции организации и системе производственного контроля.
Подраздел 26. Основные требования при подготовке нефти
723. Технологические процессы подготовки нефти осуществляются в соответствии с утвержденным регламентом и проектом. Структура и состав технологического регламента определяется в соответствии с проектом и Требованиями безопасности при разработки нефтяных и газовых месторождений, эксплуатации установок.
724. Техническое состояние установки подготовки нефти (УПН) проверяется при пуске и в процессе эксплуатации по графику утвержденному руководителем объекта в соответствии с документацией изготовителя, положением о производственном контроле и Требованиями безопасности, с регистрацией в журнале.
Не допускается эксплуатация при отсутствии разрешительных документов, несоответствии требованиям взрывопожаробезопасности, возникновении опасных ситуаций, повреждении элементов взрывозащиты, КИПиА, электроустановок.
725. Для УПН составляется ПЛВА, декларация безопасности, график планово предупредительного ремонта, инструкции по безопасной эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту, система автоматизированного контроля и управления технологическим процессом (АСУ ТП).
726. В операторном помещении размещаются технологическая схема, средства контроля, управления, сигнализации и регистрации технологических параметров.
727. В комплексе УПН эксплуатируются электроагрегаты и оборудование для очистки продукции скважин от воды и вредных примесей.
1) Электрообессоливающее оборудование УПН обслуживается электротехническим персоналом, имеющим допуск на проведение работ с электроустановками напряжением более 1000 В.
2) На корпусе электродегидратора, указывается обозначение и номер, в соответствии с технологической схемой и на панели щита управления электродегидратором.
3) На площадке, где расположены трансформаторы и реактивные катушки, устанавливается ограждение и знаки безопасности, плакаты «Высокое напряжение - опасно для жизни».
4) Ограждение площадки электродегидратора обеспечивается блокировкой, отключения напряжения при открывании.
5) Не разрешается входить за ограждение при работе электродегидратора.
6) Электродегидратор обеспечивается устройством, отключающим напряжение при понижении уровня продукта в аппарате. Проверка блокировок дегидратора проводится в соответствии с документацией изготовителя и графиком, утвержденным руководителем объекта.
7) После заполнения электродегидратора, перед подачей напряжения, отводятся газы и пары, в соответствии с регламентом.
8) Напряжение на установку подается электроперсоналом по указанию руководителя работ.
9) При возникновении опасности пожара на электродегидраторе напряжение немедленно отключается.
10) Для дренирования воды из электродегидраторов и отстойников применяются автоматизированные и герметичные устройства.
728. Нагревательные печи УПН проектируются и эксплуатируются с автоматизированной системой управления и безопасным выводом из эксплуатации при отклонении от допустимых технологических параметров и неисправности оборудования. Система противоаварийной и противопожарной защиты обеспечивается в соответствии с условиями взрывопожаробезопасности для опасных объектов, ПЛВА и декларации безопасности.
1) Оборудование с огневым подогревом оснащается техническими средствами, исключающими возможность образования взрывоопасных смесей в нагреваемых элементах, топочном пространстве и рабочей зоне печи.
2) Не допускается эксплуатация при отсутствии блокировки или неисправностей в составе элементов нагревательных печей:
система регулирования соотношения и кондиции топлива, воздуха и водяного пара;
блокировки, прекращающие поступление газообразного топлива и воздуха при снижении или повышении давления от установленных параметров, при прекращении электроснабжении и подачи воздуха для приборов КИПиА;
средств сигнализации о прекращении поступления топлива и воздуха в топочное пространство;
устройство контроля за режимом тяги или автоматического прекращения подачи топливного газа при несоответствии параметров безопасной эксплуатации печи;
систем перевода агрегатов в безопасный режим работы;
средств подачи водяного пара в топочное пространство при прогаре труб;
системы освобождения нагревателей печи от нагреваемого жидкого продукта при повреждении труб или прекращения циркуляции;
средств дистанционного отключения подачи продукции и топлива при опасной ситуации в системах нагрева;
средств пожаротушения.
3) При эксплуатации на УПН печи с панельными горелками и форсунками, включение разрешается производить при давлении газа в коллекторах и параметрах, соответствующих технологическому регламенту, технической и эксплуатационной документации изготовителя.
4) Включение блока панельных горелок производится не менее двумя работниками (операторами).
5) При эксплуатации печи осуществляется контроль за температурой наружных стенок распределительных камер горелок и при повышении выше температуры указанной в инструкции изготовителя отключить горелку, в соответствии с регламентом.
6) При неисправности в системе подачи топлива производится отключение горелки и прочистка в соответствии с ПЛВА.
7) В период работы печи с форсунками обеспечивается визуальный контроль за состоянием труб нагревателя, трубных подвесок и кладки печи.
8) Не разрешается эксплуатация печи с форсунками при наличии деформации труб, кладки или подвесок, неисправностей.
9) При прогаре труб печи с форсунками производится перевод в безопасное состояние и остановка согласно ПЛВА.
10) На паропроводе или трубопроводе инертного газа, для продувки нагревателя печи с форсунками при остановках или опасной ситуации, устанавливаются обратные клапаны и две запорные задвижки. Между задвижками размещается пробный (продувочный) вентиль с отводом для контроля за герметичностью задвижки и сливом конденсата.
11) Вентили трубопроводов системы паротушения камеры сгорания печи с форсунками и устройства регулирования располагаются в удобном и безопасном месте на расстоянии не менее 10 м от печи.
12) На трубопроводах подачи газа к неработающим форсункам устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале и установкой предупредительной надписи «Установлена заглушка».
Подраздел 27. Основные требования по установке
комплексной подготовки газа
729. Установки комплексной подготовки газа (далее - УКПГ), групповые и газосборные пункты (ГП) обеспечивают полное и эффективное использование ресурсов месторождения, в соответствии с проектом и Требованиями промышленной безопасности.
1) В технологическом регламенте указывается перечень контролируемых технологических параметров и предельных значений. При отклонении параметров от предельных значений выполняются действия согласно инструкций и ПЛВА.
2) Перед пуском и в процессе эксплуатации УКПГ осуществляется контроль состояния оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, СИЗ, СКЗ и средств пожаротушения.
3) Замещение воздуха в системе производится инертным газом, в соответствии с планом работ, регламентом и технологической схемой. При проведении анализа выходящего газа, содержание кислорода не должно превышать минимальную допустимую концентрацию, указанную в технологическом регламенте, с учетом характеристики углеводородного газа.
4) Регулярно проверяется состояние зданий, помещений, территории и подъездных дорог, в соответствии с системой производственного контроля.
5) Не допускается пуск и эксплуатация УКПГ при неисправных системах контроля параметров процесса, противоаварийной и противопожарной защиты.
6) Приборы, расположенные в операторном помещении УКПГ и на щитах управления, обозначаются с указанием определяемых и предельно допустимых параметров.
7) Система сигнализации обеспечивается указателями уровня подачи сигналов в соответствии с регламентом, ПЛВА и инструкцией изготовителя.
Действие предупредительной и аварийной сигнализации УКПГ обеспечивается в постоянном режиме работы. При отключении выполняются дополнительные мероприятия согласно ПЛВА и Требований безопасности.
8) Отбор проб газа, конденсата и технологической среды УКПГ производится с использованием герметичных пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в оборудовании. Не разрешается применять пробоотборники с неисправными вентилями и окончанием срока эксплуатации. Проверка пробоотборника и вентилей на герметичность проводится в соответствии с документацией изготовителя и инструкцией нефтегазодобывающей организации.
9) УКПГ обеспечивается системой осушки, подогрева и ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах ликвидируются введением растворителей, пара, горячей воды, понижением давления в системе.
Использование для обогрева оборудования открытого огня не разрешается.
10) При эксплуатации и ремонте систем управления и контроля, противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения на УКПГ не допускается искрообразование. На проведение указанных работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются мероприятия, обеспечивающие безопасность объекта.
11) Не разрешается в процессе эксплуатации, крепить, регулировать и отключать неисправные предохранительные клапаны. При обнаружении неисправности производится остановка аппарата, оборудования, трубопроводов и замена клапана, в соответствии с ПЛВА.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 |
