Описание и условное обозначение

1- днище
2- насадка
3- коуагулятор
4- обогреватель
5- опора
6- место заземления
7- корпус
I - верхний предельный уровень
II - нижний предельный уровень

3. Общие требования к эксплуатации опасного производственного объекта, технических устройств, резервуаров, промысловых трубопроводов.

. На каждый ОПО должен быть разработан и утвержден перечень газоопасных мест и работ, который ежегодно должен пересматриваться и утверждаться вновь.

389. Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций, других вредных факторов на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм.

390. Аттестация рабочих мест по условиям труда должна осуществляться в соответствии с Порядком проведения аттестации рабочих мест по условиям труда, утвержденным приказом Минзравсоцразвития России от 26 апреля 2011 г. № 342н (зарегистрирован Минюстом России 9 июня 2011 г., регистрационный № 20963); с изменениями, внесенными приказом Минтруда России от 12.12.2012 № 590н (зарегистрирован Минюстом России 6 февраля 2013 г., регистрационный № 26881).

391. В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

392. В организации из числа руководителей должен быть назначен работник (работники), отвечающий, в том числе, и за функционирование системы управления промышленной безопасности.

393. Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

394. Отдельный технологический объект основного производства должен иметь пульт управления для контроля и управления технологическим процессом.

395. Средства аварийной сигнализации, контроля возгораний и состояния воздушной среды, установленные в соответствии с проектной документацией, должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации по утвержденному в организации плану-графику.

396. На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

397. На пульте управления насосной станции для перекачки горючих, легковоспламеняющихся и вредных жидкостей должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных установок и состояние воздушной среды в помещении.

398. Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

399. Эксплуатация средств измерения и систем автоматизации должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и действующей нормативно-технической документацией.

400. Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, согласованным с территориальным органом Росстандарта или юридическим лицом, аккредитованным на право поверки средств измерений, службой метрологии организации и утвержденным техническим руководителем организации.

401. Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

не имеющими клейма или свидетельства о поверке, с просроченным клеймом или свидетельством о поверке;

без свидетельств об аттестации (для контрольно-измерительных приборов, подлежащих аттестации);

отработавшими установленный срок эксплуатации;

поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

402. Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена на корпусе манометра красная пластинка, прилегающая к стеклу манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 3 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

403. Воздух КИП, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно очищен и осушен.

404. Система сжатого воздуха должна иметь рабочий и резервный ресиверы. Каждый ресивер должен обеспечивать запас сжатого воздуха для работы всех контрольно-измерительных приборов, регулирующих устройств и средств автоматики в течение не менее одного часа.

405. Все контрольно-измерительные приборы, щиты управления, защитные металлорукава подводящих кабельных линий подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения.

406. Все контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи с указанием измеряемых параметров.

407. Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, технических устройств, трубопроводов, арматуры и КИПиА должны быть выполнены до наступления отопительного сезона.

408. Предприятия должны разрабатывать мероприятия по подготовке ОПО к работе в зимний период. Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу ОПО и обеспечивать возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

409. При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.

410. На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

411. Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами запрещается.

412. Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены.

413. Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

414. При эксплуатации установок по подготовке нефти с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по:

ремонту тепловой изоляции трубопроводов;

недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре;

постоянному обогреву трубопроводов;

непрерывной перекачке нефти.

415. По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

416. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

отключению трубопровода от общей системы.

В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

417. Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

418. Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

419. Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

420. Вся специальная техника с ДВС, которая осуществляет работы при открытом устье скважины, должна оборудоваться искрогасителями.

БИЛЕТ 13

1. Факельное хозяйство. Устройство и назначение факельных систем.

Факельная установка.

Факельная установка предназначена для утилизации горючих паров или газов, также используется для сброса и последующего сжигания углеводородов, получаемых при нарушении технологического режима.

Конструкции факельных установок могут быть различными. Существует два основных вида подобных устройств — это факельные установки закрытого и открытого типа.

Открытая факельная система, как правило, подразумевает прямолинейный проход газа через факельный ствол, установленный вертикально и имеющий высоту не менее 4 метров.

Закрытые факельные системы изготавливаются мобильными (на трейлерах), на треногах, горизонтальными и редко — высотными. Закрытые факельные установки получили еще одно название: «наземные».

Г оризонтальные факельные установки предназначены для бездымной утилизации постоянных, аварийных и периодических факельных сбросов.

Комплектность:

Ствол факела;

Оголовок (в одинарном и совмещенном варианте);

Система автоматизации, обеспечивающая автоматический розжиг и поддержание пламени;

Лестницы;

Площадки обслуживания;

Газовый расширитель;

Дренажная емкость с насосом откачки и комплектом средств автоматизации и арматуры.

2. Приборы для измерения давления. Классификация, назначение и принцип работы технических манометров.

Классификация приборов для измерения давления и разрежения

Приборы для измерения давления подразделяются на:

а) манометры - для измерения абсолютного и избыточного давления;

б) вакуумметры - для измерения разряжения (вакуума);

в) мановакуумметры - для измерения избыточного давления и вакуума;

г) напоромеры - для измерения малых избыточных давлений (верхний предел измерения не более 0,04 МПа);

д) тягомеры - для измерения малых разряжений (верхний предел измерения до 0,004 МПа);

е) тягонапорометры - для измерения разряжений и малых избыточных давлений;

ж) дифференциальные манометры - для измерения разности давлений;

з) барометры - для измерения барометрического давления атмосферного воздуха.

Деформационные приборы широко применяют для измерения давления при ведении технологических процессов благодаря простоте устройства, удобству и безопасности в работе. Все деформационные приборы имеют в схеме какой-либо упругий элемент, который деформируется под действием измеряемого давления: трубчатую пружину, мембрану или сильфон.

Наибольшее применение получили приборы с трубчатой пружиной. Их выпускают в виде показывающих манометров и вакуумметров c максимальным пределом измерений. В таких приборах с изменением измеряемого давления р трубчатая пружина / изменяет свою кривизну. Ее свободный конец через тягу поворачивает зубчатый сектор и находящуюся с ним в зацеплении шестерню. Вместе с шестерней поворачивается закрепленная на ней стрелка, перемещающаяся вдоль шкалы. Для дистанционной передачи показаний выпускают манометры с промежуточными преобразователями с токовым и пневматическим выходом (МП-Э, МП-П), а также с дифференциально-трансформаторными преобразователями (МЭД).

Промышленность выпускает также мембранные дифманометры с промежуточными преобразователями, имеющими унифицированные токовые или пневматические сигналы.

Для преобразования деформации мембраны в унифицированный токовый сигнал применяют также тензорезисторные промежуточные преобразователи, в которых сопротивление резистора изменяется при его растяжении или сжатии. В таких приборах тензорезистор укреплен на жесткой измерительной мембране. Деформация мембраны, пропорциональная приложенному давлению, приводит к деформации тензорезистора и изменению его сопротивления. Это сопротивление преобразуется измерительной схемой, включающей неуравновешенный мост, в выходной сигнал постоянного тока. Так как деформация жесткой мембраны мала, то применяют полупроводниковые кремниевые тензорезисторы, обладающие высокой чувствительностью.

В дифманометрах чувствительным элементом служит блок из двух неупругих мембран, соединенных между собой штоком. Смещение этого штока под действием перепада давлений приводит к изгибу рычага и деформации измерительной мембраны. Мембраны выполнены из коррозионно-стойкого материала, что позволяет использовать дифманометр для измерений в сильноагрессивных средах.

Для измерения давления агрессивных сред применяют датчики, снабженные защитной мембраной, изготовленной, как и в дифманометрах, из коррозионно-стойкого материала. Измеряемое давление передается к измерительной мембране через силиконовое масло, которым заполнена внутренняя полость датчика.

Промышленные тензорезисторные преобразователи предназначены для преобразования давления, разрежения и разности давлений в пропорциональное значение выходного сигнала — постоянного тока.

Особенности эксплуатации приборов для измерения давления

При эксплуатации приборов, измеряющих давление, часто требуется защита их от агрессивного и теплового воздействия среды.

Если среда химически активна по отношению к материалу прибора, то его защиту производят с помощью разделительных сосудов или мембранных разделителей.

Разделительный сосуд заполняется жидкостью, инертной по отношению к материалу прибора, соединительных трубок и самого сосуда. Кроме того, разделительная жидкость не должна химически взаимодействовать с измеряемой средой или смешиваться с ней. В качестве разделительных жидкостей применяют водные растворы глицерина, этиленгликоль, технические масла и др.

В мембранном разделителе измеряемая среда отделяется от прибора мембраной с малой жесткостью из нержавеющей стали или фторопласта. Для передачи давления от мембраны к прибору полость между ними заполняют жидкостью.

Для предохранения прибора от действия высокой температуры среды применяют сифонные трубки.

Деформационные приборы требуют периодической поверки. В эксплуатационных условиях у них проверяют нулевую и рабочую точки шкалы. Для этого применяют трехходовые краны. При поверке нулевой точки прибор соединяют с атмосферой. Стрелка прибора должна вернуться к нулевой отметке. Поверку прибора в рабочей точке шкалы осуществляют по контрольному манометру, укрепляемому на боковом фланце. При пользовании краном необходимо строго соблюдать плавность включения и выключения прибора.

С помощью трехходового крана можно проводить также продувку соединительной линии.

3. Требования к эксплуатации объектов сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти и газа.

548. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектной документации на обустройство и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

549. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата (УПНГ, УППН, ДНС, КНС, ПСП, КСП) должны иметь систему контроля состояния воздушной среды и аварийной вентиляции, сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов должны быть определены в ПЛА.

Все закрытые помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции с естественным или механическим побуждением. Интенсивность воздухообмена определяется проектной документацией.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт).

550. Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

551. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект (техническое устройство) должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

552. Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

553. На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПНГ, УКПГ, УППГ, НПС, ПСН, УПС, ТВО), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС, АГЗУ, КНС, БКНС) должна быть размещена схема технологического процесса, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной документации. Схема технологического процесса является частью ПЛА. Схема технологического процесса должна быть вывешена на рабочем месте обслуживающего персонала.

Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и/или проектной документации, согласованной с организацией - разработчиком технологического процесса и/или организацией - разработчиком изменяемой документации.

Реконструкция, замена элементов схемы технологического процесса без наличия утвержденной проектной документации не разрешается.

554. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей схеме технологического процесса, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от задействованного в технологическом процессе оборудования установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

555. При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сернистого водорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

556. Скорость изменения технологических параметров должна устанавливаться инструкциями по пуску, эксплуатации и остановке установок, утвержденными техническим руководителем организации в соответствии с технологическим регламентом и заводскими инструкциями по эксплуатации оборудования.

557. В случае обнаружения загазованности воздуха рабочей зоны необходимо незамедлительно предупредить обслуживающий персонал близлежащих установок о возможной опасности, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности.

558. В случае неисправности системы пожаротушения и приборов определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ по восстановлению их работоспособности должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки.

559. Эксплуатация установок с неисправными системами противопожарной защиты запрещается.

560. Запрещается эксплуатация аппаратов, сосудов и другого оборудования, работающего под давлением, при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

561. Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно производиться вручную или автоматически в закрытую систему (емкость).

562. Электрооборудование установки должно обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию и допуск к работе.

563. Запрещается эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии или неисправном состоянии средств автоматизации, контроля и системы блокировок, указанных в паспорте и заводской инструкции по эксплуатации.

564. На трубопроводах должны быть стрелки, указывающие направление движения по ним рабочей среды.

565. Масло для смазки компрессора и насоса может применяться только при наличии на него заводской документации (паспорта, сертификата).

БИЛЕТ 14

1. Классификация промысловых трубопроводов.

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на виды. 1. По назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефтью и газом может двигаться и пластовая вода. 2. По функции – выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии – это трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных установок. Коллекторы – это трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам. 3. По величине рабочего давления – низкого давления до 1,6 МПа, среднего давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого давления выше 2,5 МПа. Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возможно в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск. 4. По гидравлической схеме работы – простые и сложные. Простые – трубопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине. Сложные – трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом. 5. По способам прокладки – подземные, надземные и подводные. Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин, для подвески оборудования в скважине и прокладки трубопроводов по территории промысла. Основные группы труб: 1 – насосно-компрессорные (НКТ); 2 – обсадные; 3 – бурильные; 4 – для нефтепромысловых коммуникаций. Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные, горячекатанные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому сопротивлению: трубы стальные бесшовные, горячедеформированные наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2,5 мм и более сталь 10; 10Г 2; 20, 12ХН 2А и др.); трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов диаметром от 159 до 820 мм (сталь К34, К50, К60 и др.); для выкидных линий могут применяться гибкие непрерывные колонны труб. Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД – для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефте- и газосборные коллекторы являются частью общей системы сбора, и их общая протяженность достигает сотен километров только лишь по одному промыслу. Трубопроводы, по которым подается вода в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления, подразделяются на следующие категории: подводящие, прокладываемые от УПВ до кустовых насосных станций (КНС); разводящие, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.

2. Чистка и ремонт резервуаров.

8.1 Резервуары для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, т.е. очистку необходимо проводить для:

- обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

- освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

- полного обследования и производства ремонта.

8.2 На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы:

- подготовка резервуара к проведению работ;

- проведение очистки;

- безопасность проведения работ;

- пожарная безопасность;

- схема размещения оборудования, используемого при очистке.

Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта.

8.3 Работы по очистке резервуаров могут выполнять ремонтные подразделения эксплуатирующей организации либо специализированные предприятия, имеющие соответствующую лицензию.

8.4 На весь период работ по очистке резервуара назначается ответственный для руководства и обеспечения безопасных условий труда (если очистка выполняется эксплуатирующей организацией) или решения организационных вопросов и контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте (при привлечении к очистке специализированной организации).

8.5 Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Расчет толщины заглушки выполняется в соответствии с Приложением Т. Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляются акт (Приложение У) и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводиться без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией перед их началом в журнале.

8.6 Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции:

- откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации;

- откачку до минимально возможного уровня;

- подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продукта и откачку его в соответствии с ППР;

- дегазацию резервуара до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;

- очистку резервуара в соответствии с ППР;

- дегазацию резервуара до значений ПДК;

- контроль качества очистки;

- утилизацию осадка.

8.7 Для очистки резервуаров применяются технологии, прошедшие утверждение в органах Госгортехнадзора в установленном порядке.

Выбор технологического варианта очистки обусловлен реальными условиями, состоянием объекта, уровнем и реологическими свойствами осадка.

8.8 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами.

Резервуары следует пропаривать при открытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 °С.

При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю (над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры.

8.9 Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 2 г/м3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 г/м3).

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

8.10 Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

- обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

- быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, бетон, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефти.

8.11 В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве.

8.12 Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию на предприятиях, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора и органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

8.13 Качество очистки резервуара контролируется:

- измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м3);

- визуально;

- измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДПН не более 0,2 кг/м2 для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м2 с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ.

8.14 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме Приложения Ф.

8.15 При необходимости выполнения ремонта с ведением огневых работ составляется акт (Приложение Ц). Для проведения огневых работ оформляется наряд-допуск.

8.16 После окончания ремонтных и других работ все заглушки должны быть удалены. Снятие заглушек, отмеченных в журнале, обязан проверить ответственный представитель предприятия.

3.Требования к эксплуатации установок и оборудования для сбора
и подготовки нефти, газа и конденсата.

566. Оборудование для сбора нефти, газа и конденсата должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектной документацией и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную герметичность и сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

567. Оборудование должно оснащаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

568. Агрегаты с вращающимися элементами (например, насосы) проходят вибродиагностический контроль при вводе в эксплуатацию из монтажа, перед выводом в ремонт и после капитального ремонта, а также в процессе эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным эксплуатирующей организацией.

569. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с графиком, утвержденным эксплуатирующей организацией.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал или соответствующую базу данных.

570. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня, запорной и предохранительной аппаратурой, люками для внутреннего осмотра, а также дренажной линией для удаления жидкости.

571. Электрические датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ.

572. Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями, указателями направления потока газа, воздуха и других продуктов.

573. Помещения насосных и компрессорных станций должны быть выполнены в соответствии с требованиями сводов правил в строительстве.

574. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть заполнены перекачиваемой жидкостью во избежание образования пирофорных отложений.

575. Разъемные соединения компрессоров и их газопроводы необходимо систематически проверять на герметичность в соответствии со сроками, установленными инструкцией по эксплуатации завода- изготовителя.

576. Запрещается оставлять работающие компрессоры, кроме полностью автоматизированных, без надзора лиц, их обслуживающих.

577. Газокомпрессорные станции должны быть оборудованы:

приборами контроля за технологическими параметрами (давление, расход, температура) транспортируемого продукта;

системой приборов по диагностике компрессорного оборудования (вибрация, температура подшипников);

системой контроля воздушной среды в помещении компрессорной;

системой вентиляции;

системой предупредительной сигнализации о нарушении технологических параметров;

блокировками остановки компрессора при превышении предельно допустимых значений технологических параметров, загазованности воздушной среды выше 40% нижнего концентрационного предела распространения пламени на одном датчике или 20% на двух и более датчиках, неисправности вентиляционной системы, срабатывании системы сигнализации в помещении компрессорной;

пультами управления в компрессорном помещении и в операторном зале;

системой радио- или телефонной связи;

системами противопожарной защиты.

БИЛЕТ 15

1. Опрессовка трубопроводов. Способы защиты трубопроводов от воздействия коррозии.

Опрессовка трубопровода – это комплекс испытаний трубопроводов после монтажа или очистки. Она проводится для того, чтобы оценить его герметичность. Опрессовку трубопроводов следует проводить как после монтажа новых труб, так и после ремонта труб имеющихся. Так как состояние и качество сварки труб на взгляд определить невозможно, проводится опрессовка труб.

Испытывать трубопроводы на прочность можно гидравлическим или пневматическим способом.

Пневматическое испытание трубопровода на прочность осуществляют в тех случаях, когда невозможно проведение гидравлического испытания (отрицательная температура окружающего воздуха, отсутствие воды на площадке, опасные напряжения в трубопроводе и опорных конструкциях от веса воды), а также когда проектом предусмотрено испытание трубопроводов воздухом или инертным газом.

Перед началом работ по испытанию линию трубопровода условно разбивают на отдельные участки, производят его наружный осмотр, проверяют техническую документацию, устанавливают воздушные и спускные вентили, манометры, временные заглушки и подсоединяют временный трубопровод от наполнительных и опрессовочных. агрегатов. Отключают испытываемый трубопровод от аппаратов, машин и неиспытываемых участков труб с помощью специальных заглушек с хвостовиками. Использование для этого установленной на трубопроводе запорной арматуры не допускается. Присоединяют испытываемый трубопровод к гидравлическому прессу, насосу, компрессору или воздушной сети, создающим необходимое испытательное давление, через два запорных вентиля.

Манометры, применяемые при испытании трубопроводов, должны быть проверены и опломбированы.

Гидравлическим испытанием трубопроводы проверяют одновременно на прочность.

Величина испытательного давления на прочность установлена проектом; она должна быть равна:

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 4 кгс/см² и для трубопроводов, предназначенных для работы с температурой стенки свыше 400° С, —1,5 рабочего давления, но не менее 2 кгс/см²;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях от 5 кгс/см² и выше— 1,25 рабочего давления, но не менее рабочего давления плюс 3 кгс/см²;

для остальных трубопроводов—1,25 рабочего давления, но. не менее:

2 кгс/см² для чугунных, винипластовых, полиэтиленовых и стеклянных;

1 кгс/см² для трубопроводов из цветных металлов и сплавов;

0,5 кгс/см² для фаолитовых трубопроводов.

Для создания необходимого, давления в трубопроводе при гидравлическом испытании применяют плунжерные передвижные насосы, поршневые ручные насосы, прессы гидравлические, шестеренчатые приводные, а также эксплуатационные насосы.

Процесс гидравлического испытания состоит из следующих операций: подключение гидравлического насоса или пресса; установка манометров; заполнение трубопровода водой (при этом воздушники следует держать открытыми до появления в них воды, что свидетельствует о полном вытеснении воздуха из трубопровода); осмотр трубопровода при заполнении его водой с целью выявления течи через трещины и неплотности в соединениях; создание требуемого испытательного давления гидравлическим прессом или насосом и выдержка трубопровода под этим давлением; снижение давления до рабочего и повторный осмотр трубопровода; опорожнение трубопровода; снятие гидравлического насоса и манометров.

Под испытательным давлением все трубопроводы выдерживают в течение 5 мин, за исключением стеклянных, которые выдерживают в течение 20 мин.

Осматривают трубопроводы после снижения давления в трубопроводе до рабочего. При осмотре стальных трубопроводов сварные швы на расстоянии 15—20- мм по обе стороны от них легко обстукивают закругленным молотком весом не более 1,5 кг, а при осмотре трубопроводов из цветных металлов — деревянным молотком весом не более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих материалов обстукивать не разрешается.

Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течь и отпотевание. При неудовлетворительных результатах испытания дефекты следует устранить и испытание повторить.

Коррозией называют процесс разрушения метала под действием агрессивной коррозионной среды.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.