Файл: Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики.pdf

116 6.5.5. Для питания пневматических систем автоматического регулирования и управления технологическими процессами необходимо использовать осушенные и очищенные воздух и газ.
Использование для этих целей газов, содержащих вредные и коррозионно-активные вещества, запрещается.
6.5.6. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах следует ликвидировать введением ингибиторов, пара, горячей воды или других реагентов, понижением давления в системе. В исключительных случаях допускается применение метанола. Обогрев оборудования открытым огнем запрещается.
6.6. Дополнительные требования для установок низкотемпературной сепарации газа
6.6.1. Установка должна быть ограждена. Систему низкотемпературной сепарации следует продувать в закрытую емкость с отводом газа на факел. В эту же емкость нужно направлять сбросы с предохранительных клапанов.
6.6.2. Склад для хранения аммиака должен быть удален от других зданий не менее чем на 20 м.
6.6.3. На каждом газосепараторе должно быть не менее двух предохранительных устройств, каждое из которых обеспечивает безаварийную работу аппарата.
6.6.4. На входе газа в газосепаратор низкотемпературной сепарации допускается установка неавтоматизированного регулирующего устройства.
6.6.5. На вводном газопроводе установки должна быть установлена предохранительная пластина, предотвращающая возможность повышения давления сверх допустимого в системе сепарации.
6.6.6. Газ от предохранительных устройств должен отводиться на свечи, находящиеся на расстоянии не менее 25 м от ограждения установки (за ее пределами).
Диаметр отводящих трубопроводов (отводов) и свечей должен быть не менее диаметра предохранительных устройств на выкиде.
Концы свечей должны иметь защитные приспособления (козырьки, заслонки), предотвращающие попадание атмосферных осадков.
Предохранительное устройство на конденсатосборнике должно быть установлено в верхней части.
Примечание. В случае необходимости объединения сбросов от предохранительных
клапанов сосудов, включенных в закрытую систему добычи газа, в одну
факельную линию допускается установка между факельной линией и
клапаном запорной задвижки или вентиля при условии наличия на
каждом сосуде двух клапанов (каждый с пропускной способностью,
предусмотренной "Правилами устройства и безопасной эксплуатации
сосудов, работающих под давлением"). Приводы задвижек или вентилей
должны исключать возможность закрытия их в процессе работы сосуда
(перед пуском они должны быть открыты, заперты и опломбированы).
6.6.7. На каждом паропроводе при входе в аппарат должен быть установлен обратный клапан, рассчитанный на рабочее давление.

117 6.6.8. Оборудование, аппараты и арматура на них, подвергающиеся действию метанола, аммиака и других химреагентов, должны быть из материала, стойкого против разъедания, или иметь внутреннее защитное покрытие.
6.6.9. Предтопки подогревателя газа и испарителя для регенерации реагентов должны иметь смотровые отверстия (окна), обеспечивающие безопасный и удобный контроль за горением.
6.6.10. Аммиачные холодильные установки должны эксплуатироваться с соблюдением "Правил техники безопасности на аммиачных холодильных установках".
6.6.11. Для нахождения места утечки аммиака необходимо пользоваться индикаторами.
6.6.12. Сбрасывать в атмосферу газы, содержащие сероводород и другие вредные вещества, без нейтрализации или сжигания запрещается.
6.7. Нефтегазосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы
6.7.1. Шлейфы скважин, нефтегазосборные коллекторы, предназначенные для транспортирования нефти, газа, конденсата до дожимных насосных установок, установок комплексной подготовки, компрессорных станций, проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями действующих норм с учетом перспективного развития месторождения.
6.7.2. Прокладка технологических трубопроводов нефтегазодобывающих предприятий через населенные пункты не допускается.
6.7.3. Трубы нефтегазоконденсаторов должны соединяться сваркой, фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно- измерительных приборов.
6.7.4.
При пересечении с автомобильными и железными дорогами нефтегазоконденсатопроводы необходимо заключать в футляры с установкой свечей.
6.7.5. Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т. п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия и закрытия ее без спуска человека в колодец.
6.7.6. Наземные и подземные трубопроводы должны быть проложены по самокомпенсирующему профилю или оборудованы компенсаторами, число которых определяется расчетом.
6.7.7. Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (шлейфов и коллекторов) следует осуществлять в соответствии с действующими требованиями.
6.7.8. Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте организации строительства.
6.7.9. Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, указанные в табл. 4.

118
Таблица 4
Условный диаметр трубопровода, мм
Радиус опасной зоны, м при очистке полости в обе стороны от трубопровода при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня при испытании в обе стороны от трубопровода
До 300 300-500 500-800 800-1000 1000-1400 40 60 60 100 100 600 800 800 1000 1000 100 150 200 250 250 6.7.10. При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопровода после них должны быть установлены опасные зоны (см. табл.5) и обозначены на местности предупредительными знаками.
6.7.11. При продувке трубопровода минимальное расстояние от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать по табл. 4 настоящих Правил.
6.7.12. Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом
запрещается.
6.7.13. Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды - только инертным газом.
Таблица 5
Диаметр трубопровода, мм
Радиус опасной зоны (м) при
Давлении испытания 8,25 мПа
Радиус опасной зоны (м) при
Давлении испытания выше 8,25 мПа в обе стороны от оси трубопровода в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода
В обе стороны от оси трубопровода
В направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода
100-300 300-500 500-800 800-1000 1000-1400 75 75 75 100 100 600 800 800 1000 1000 100 100 100 150 150 900 1200 1200 1500 1500 6.7.14. Для наблюдения за состоянием трубопроводов во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, которые обязаны:
- вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода;
- не допускать нахождение людей, животных и движения транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных и подземных трубопроводов. Размеры опасной зоны, указанные в табл. 4 и 5 настоящих Правил, должны быть увеличены в 1,5 раза;
- немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровода.

119 6.7.15. Перед вводом трубопровода в эксплуатацию с природным газом должно быть проведено вытеснение из трубопровода воздуха газом давлением не более 0,1 мПа в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составляет не более 2% по показаниям газоанализатора.
6.7.16. Испытание газопровода в зоне пересечения им железной, автомобильной дорог или вблизи населенного пункта, народнохозяйственного объекта следует проводить, согласовав с представителями указанных организаций время испытаний и меры безопасности.
6.7.17. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия.
6.7.18. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчикам запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.
6.7.19. Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями.
Первую ревизию вновь введенных трубопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.
6.7.20. Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться по графику, утвержденному главным инженером совместно со службой технического надзора предприятия, специальной комиссией, образованной приказом по предприятию.
6.7.21. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время ревизии трубопровода.
6.7.22. Вид (прочность, герметичность) и способ испытаний (гидравлическое, пневматическое и др.), величины испытательного давления, продолжительность и метод оценки результатов следует принимать в соответствии с требованиями проектной документации.
6.7.23. Периодичность испытаний трубопроводов устанавливается руководством предприятия с учетом свойств транспортируемых продуктов, условий их транспортировки.
Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.
6.7.24. Глубина заложения подземных трубопроводов под железнодорожными путями должна быть не менее 1 м от подошвы шпалы до верха защитного футляра трубопровода, а под автодорогами и проездамине менее 0,8 м от поверхности дорожного покрытия.
6.7.25. Эксплуатация подземных трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектом. Все изменения необходимо согласовывать в установленном порядке.

120
6.8. Наливные эстакады
6.8.1. Наливные эстакады для конденсата сооружаются в соответствии с СНиП, а также "Противопожарными нормами строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест".
6.8.2. Пути, предназначенные для установки железнодорожных составов под налив, должны быть прямолинейными и прокладываться с соблюдением противопожарных разрывов от помещений, в которых производятся работы с открытым огнем.
6.8.3. Эстакады сооружаются из огнестойких или полуогнестойких материалов. Для подъема на площадку эстакады устраиваются лестницы под углом не более 45-50°С через каждые 50 м, однако в каждом случае число их должно быть не менее двух. Ступеньки должны быть из рифленого железа.
6.8.4. Трубопроводы и задвижки на эстакаде располагаются таким образом, чтобы не мешать проходу обслуживающего персонала.
6.8.5. Металлические элементы эстакад, стояки, шланги, цистерны, трубопроводы и рельсы должны быть заземлены.
6.8.6. Наливные шланги должны быть снабжены наконечниками из искробезопасных материалов.
6.8.7. На галерейных эстакадах задвижки, регулирующие налив, располагаются на их площадке и для перехода с эстакады на цистерны устраиваются мостки с перилами.
6.8.8. На территории наливной эстакады производить профилактический ремонт цистерн и другой тары запрещается.
6.8.9. Во избежание ценообразования запрещается у наливной эстакады производить торможение железнодорожных цистерн при помощи подкладных металлических башмаков.
6.8.10. Откидные площадки для подхода оператора к люку цистерны должны быть из рифленого железа и иметь надежные крепления к основной площадке эстакады.
Подъем и опускание откидных площадок должны быть механизированы. Во время подачи и отвода цистерн они должны быть подняты. Площадки эстакады должны иметь перильное ограждение высотой не менее 1,25 м.
6.8.11. Слив и налив конденсата во время грозы запрещаются.
6.8.12. Во избежание вдыхания паров конденсата рабочие, открывающие люки цистерн или закрепляющие приемные и выкидные шланги, должны становиться с наветренной стороны люка (спиной к ветру).
6.8.13. Перед отводом стояка со шлангом после налива конденсата в цистерну необходимо полностью опорожнить шланг в цистерну, не допуская разлива.
6.8.14. Для предотвращения образования статического электричества во время налива и слива металлические наконечники заправочных рукавов должны быть заземлены.
6.8.15. Запрещается отогревать трубопроводы, задвижки и спускные устройства открытым огнем. Для этого следует применять пар или горячую воду.
6.8.16. Во время налива вокруг эстакады в радиусе 100 м должны быть прекращены все ремонтные работы.

121
6.9. Газокомпрессорные станции и установки
6.9.1. Газокомпрессорные станции и установки должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации поршневых компрессоров, работающих на взрывоопасных и токсичных газах".
6.9.2. Перед головным сепаратором газового компрессора должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее постоянное давление газа.
6.9.3. Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей, а также капель нефти, воды и углеводородного конденсата в сепараторе, оборудованном манометром или мановакуумметром, предохранительным клапаном (или диафрагмой), краном или вентилем для контроля за уровнем жидкости и автоматическим устройством для ее сброса.
При использовании компрессоров, на которые по условиям завода-изготовителя не допускается подача сернистого газа, последний должен быть очищен от сероводорода.
При установке на станции компрессоров многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением газа в случае выявления возможности выпадения углеводородного конденсата после каждой ступени сжатия должна быть предусмотрена установка сепараторов после холодильников каждой ступени.
Сжатый газ должен быть охлажден. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70°С.
6.9.4. Содержание воздуха в газовоздушной смеси, поступающей на прием компрессора, не должна превышать 60% (объемных) при давлении 50 кгс/ см2, 55% - при
100; 30% - при 200 и 20% - при 350 кгс/см2.
6.9.5. Для сбора жидкости и нефти после продувки приемных сепараторов следует предусматривать емкость, соединенную со свечой для сжигания газа. Жидкость и нефть из емкости должны откачиваться насосом.
6.9.6. Для сброса углеводородного конденсата с конечных сепараторов должна быть предусмотрена специальная емкость.
6.9.7. Помещения компрессорных станций должны быть оборудованы в соответствии с п. 6.9.1 настоящих Правил.
6.9.8. Для безопасной эксплуатации компрессоров должно быть предусмотрено устройство автоматической сигнализации, действующей при возникновении в любом пункте помещения концентрации газов и паров, не превышающей 20% нижнего предела воспламенения, а для ядовитых газов при приближении концентрации к санитарным нормам. Число сигнальных приборов и их расположение, а также резервирование должны обеспечивать безотказное действие сигнализации.
6.9.9. В здании компрессорной станции устройство подвальных и полуподвальных помещений не разрешается.
6.9.10. Аппаратура очистки, охлаждения и сепарации газа компрессорной станции должна размещаться на открытой площадке.
Для предотвращения замерзания охлаждающей воды и конденсата должны быть предусмотрены обогрев и теплоизоляция приемных и конечных сепараторов, обвязочных трубопроводов, дренажа и продувки этих сепараторов, теплоизоляция маслоотделителей и устройства для спуска воды из холодильников.
6.9.11. Трубопроводы компрессорных станций должны выполняться на сварке.