Требования для нефтегазосборных сетей.

Прокладка технологических трубопроводов нефтегазодобывающих предприятий через населенные пункты не допускается .

Трубы нефтегазопроводов соединяют сваркой, фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а так же контрольно-измерительных приборов.

При пересечении с автомобильными и железными дорогами нефтегазоконденсатопроводы заключаются в кожухи с установкой свечей. Запорная арматура трубопроводов расположенная в колодцах, имеет дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия и закрытия ее без спуска в колодец человека.

Наземные и подземные трубопроводы прокладываются по самокомпенсирующему профилю или оборудованы компенсаторами .

Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом опасные зоны определяются и обозначаются знаками. При гидравлическом испытании и удалении воды из трубопроводов после испытания устанавливаются опасные зоны и обозначаются на местности предупредительными знаками. Продувка и испытание трубопроводов

сероводородсодержащим газом запрещается. Пневматические испытания трубопроводов производятся воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавшие углеводородные взрывоопасные среды - только инертными газами. Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания выделяются обходчики, которые обязаны: не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов; вести наблюдение за закрепленным участком трубопровода; 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. На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублением, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ, утвержденному руководителем предприятия. При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результата наружного осмотра предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов следует проводить не позже, чем через один год после начала эксплуатации. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность проводятся как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

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 проездами - не менее 0,8 м. от поверхности дорожного покрытия.

Организация и обеспечение.

Безопасного ведения отдельных работ, техпроцесса со стороны рабочих, правил пожарной безопосности, инструкции по охране труда.

- для снижения вероятности взрыва при пропарке трубопроводов, коллекторов, арматуры и т.п. нужно опрессовать паропровод ППУ на полутора кратное давление (фактор «О»). Во время опрессовки запрещается находиться вблизи паропровода. Все работы необходимо проводить в специальной одежде и рукавицах .

• для снижения возможности взрыва при смене штуцера оператору нужно сначала закрыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре и на выкидной линии. Затем ему необходимо разрядить выкидную линию через пробоотборный кран в ёмкость. Смену штуцера начинают с ослабления шпилек фланца снизу трубопровода и заменяют штуцер (фактор «Д»). Затем закрепляют шпильки, закрывают кран пробоотборника и открывают задвижки (связано с фактором «О»).

• для предупреждения возможности получения травмы в ходе расстановки спец. техники на устье скважины пользоваться схемой именно для этого тех. процесса.(связано с фактором «Д»).

- для предупреждения отравления при обработке скважины и в/линий различными ПАВ и ингибиторами коррозии применять спец одежду и обувь (связано с фактором «Х»).

- для предупреждения поражения электротоком особое внимание следует уделять заземление (его наличие и исправность, фактор «Ц»).

• для снижения вероятности взрыва сосуда под давлением, необходимые условия приводились ранее в предыдущем мероприятии

( связана с фактором «О»).

• для устранения загазованности в помещении АГЗУ обеспечивают открытие обеих дверей или включением вентиляции (связана с фактором «Ш», «Ф»)

• в случае порыва трубопровода и выхода на поверхность большого количества нефти, необходимо входить в зону ремонтных работ в спец. костюме (фактор «Ш»).

• выполнению газоопасных работ (связано с фактором «Х»).

Противопожарные требования и средства пожаротушения.

• объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным. В настоящее время вода пока остается наиболее распространенным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения, указания по которому даны в СНиП 11-58-75 и в СНиП 11-34-74. В мерах пожарной безопасности на площадках вокруг скважин должны поддерживаться порядок и чистота. В случаях разлива нефти необходимо очистить площадку от нефти, а затем засыпать песком.

• на замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ломами, ведрами и огнетущителями ОХП-10, ОУ-2, ОУ-5.

• курение разрешено в специально отведенных местах.

• для тушения пожара в качестве огнегасительных средств используют воду в виде пара или в распыленном виде, инертные газы, пены, порошки. Для тушения оборудования, находящегося по напряжением используют углекислоту.

• промыслы, эксплуатирующие месторождение, оборудованы электроустановками, работающими при напряжении 380 В. для пуска и работы установок ЭЦН используют трансформаторы для повышения напряжения до 6000 В (6кВ).

• техническими методами и средствами защиты для обеспечения электробезопасности в соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 “ССБТ Электробезопасность. Общие требования” являются: защитное заземление, изоляция токоведущих частей, ограждение, предупредительная сигнализация, индивидуальные средства защиты, предохранительные устройства и т.д.

• электробезопасность нормируется ГОСТ 12.1.038-82 “Правила устройства электроустановок”, ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ “Электробезопасность. Термины и определения”.

• помещение класса В-1а: к ним относятся помещения. В которых образование взрывоопасных смесей возможно только в результате аварии или неисправности (насосные блоки, замерные установки).

• установки класса В-1г: к ним относятся наружные установки, содержащие взрывоопасные газы, пары, горючие и легковоспламеняющиеся жидкости, где взрывоопасные смеси возможны только в результате аварии или неисправности.

• в таблице 7.6 приведены характеристики пожаро- и взрывоопасности объектов нефтедобывающего предприятия.

• на ДНС существует опасность мыть поражённым электрическим током не только при работе электрооборудования но и при воздействии прямых ударов молний. Защита производится при помощи стержневых молниеотводов с обеспечением зоны защиты типа Б.

Таблица 7.6 - Характеристики пожаро- и взрывоопасности объектов нефтедобывающего предприятия

Наименование	Характеристика	Категория по п/о	Класс Взрыво-пожароопасности	Категория и группа взрывоопасной смеси
ДНС	Нефть, газ	А	В-1а	2Т2
Спутник	Нефть, газ	А	В-1а	2Т3
Дренажная ёмкость	Нефть, нефтяной газ	А	В-1а	2Т2
Устья нефтяных скважин	Нефть и нефтяной газ	А	В-1г	2Т3
БГ	Вода	В	В-1а	1Т1
Устья нагнетательных скважин	Небольшое количество газа в воде	В	-	-