Усовершенствование технологического процесса подготовки газа на Павловской газокомпрессорной станции

Температура, при которой газ становится полностью насыщенным водяными парами при данном содержании воды в газе, называется температурой точки росы газа по воде при данном давлении.

Если в газопровод поступает газ, содержание воды в котором такое, что по условиям транспорта (изменение температуры и давления) температура газа не снижается ниже точки росы, то в таком газопроводе капельная влага не выпадает и, следовательно, условия образования гидратов отсутствуют.

Если точка росы газа выше температуры до которой может охладится газ в газопроводе, то в нем будет конденсироваться влага и появятся условия для гидратообразования.

Поэтому для прогнозирования мест образования и интенсивного накопления гидратов в различных частях технологической системы добычи и транспортировки газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях.

Вместе с тем, наличие в потоке газа воды в жидкой фазе является необходимым, но еще не достаточным условием для образования гидратов, так как если устранить хотя бы одно из основных условий: высокое давление, низкую температуру или удалить из газа 60-70% воды, условий для образования гидратов не будет.

В инженерной практике возможные условия образования гидратов определяют по упрощенным гетерогенным диаграммам для индивидуальных газов или природных газовых смесей конкретных месторождений, построенных на основе экспериментально получаемых точек зависимых условий образования (разложения) гидратов в заданном диапазоне давлений и температур.

Более точные методы расчетов условий образования гидратов были предложены Д. Катцем с использованием констант равновесия системы газ -вода - гидрат по аналогии с равновесием пар - жидкость:

Кi = Хi / Zi ,

где Кi - константа равновесия гидратообразования i-го компонента;

Хi - молекулярная доля i-го компонента в газовой фазе;

Zi - молярная доля I-го компонента в кристаллогидрате.

Начальное условие образования гидратов определяется по формуле:

? Zi = 1, или ? Хi / Кi

Если указанная сумма меньше единицы, то при данных условиях гидраты не образуются.

В данном случае под условиями понимаются давление и температура, при которых определялись значения Кi.

Если эта сумма равна единице, то это означает, что при данных давлении и температуре гидраты начинают образовываться, т.е. соответствует равновесным условиям образования гидратов.

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ГКС "ПАВЛОВКА"

газ конденсация углеводород

4.1 Техническая характеристика газопроводов попутного и природного газа

Промысловый газопровод "Чернушка - Пермь" на его участке от ГКС "Павловка" до ПК 560, предназначен для транспортировки попутного нефтяного газа с ГКС "Павловка", осуществляющей прием газа с Павловского нефтегазового месторождения, ГКС "Куеда" - прием газа с Куединской группы месторождений (Шагиртско-Гожанское, Альняшское, Быркинское, Красноярское, Гондыревское, Куединское месторождения), ГКС "Танып" - прием газа с Таныпской группы месторождений (Таныпское, Северо-Таныпское, Асюльское месторождения), ГКС "Константиновка" - прием газа с Константиновской площади Батырбайского месторождения до ГКС "Кокуй" и центральной котельной г. Чернушка.

Промысловый газопровод природного газа "ГКС "Павловка" - г. Чернушка" предназначен для транспортировки природного газа с ГКС "Павловка" до центральной котельной г. Чернушка.

Основные технические характеристики газопроводов представлены в табл. 9,10,11,12

Основные технические характеристики газопровода попутного нефтяного газа "Чернушка - Пермь" (до ПК 560)

Таблица 9 Основные технические характеристики газопровода

№пп	Наименование характеристики, размерность	Величина
1	Год ввода в эксплуатацию	1972
2	Класс газопровода	Промысловый
3	Категория газопровода*	III
4	Общая протяженность газопровода, м	56000
5	Наружный диаметр, мм	530
6	Толщина стенки, мм	8
7	Проектное максимально допустимое рабочее давление в газопроводе, МПа	1,6

Основные технические характеристики газопровода попутного газа

"Точка врезки в газопровод Чернушка- Центральная котельная"

Таблица 10 Основные технические характеристики газопровода

№пп	Наименование характеристики, размерность	Величина
1	Год ввода в эксплуатацию	1979
2	Класс газопровода	Промысловый
3	Категория газопровода *	III
4	Общая протяженность газопровода, м	6000
5	Наружный диаметр, мм	426
6	Толщина стенки, мм	8
7	Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа	1,6

Основные технические характеристики газопровода природного газа ТКС "Павловка" - г. Чернушка"

Таблица 11 Основные технические характеристики газопровода

№пп	Наименование характеристики, размерность	Величина
1	Год ввода в эксплуатацию	1996
2	Класс газопровода	Промысловый
3	Категория газопровода *	III
4	Общая протяженность газопровода, м	13250
5	Наружный диаметр, мм	325
6	Толщина стенки, мм	8
7	Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа	1,6

Основные технические характеристики газопровода природного газа ТКС "Павловка" - г. Чернушка" (быт)

Таблица 12 Основные технические характеристики газопровода

№пп	Наименование характеристики, размерность	Величина
1	Год ввода в эксплуатацию	1967
2	Класс газопровода	Промысловый
3	Категория газопровода *	III
4	Общая протяженность газопровода, м	11300
5	Наружный диаметр, мм	273
6	Толщина стенки, мм	8
7	Проектное максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе, МПа	1,6

Примечание: Категории газопроводов определены в соответствии с п.2 "Правил по ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов" (РД 39-132-94).[32]

Трасса газопроводов пересекает реку Б. Танып и малые ручьи, а также автодороги с асфальтовым и грунтовым покрытием, болота, пруды и овраги, а также железную дорогу, где категория газопроводов повышается. Участки газопроводов повышенной категории определяются в соответствии с РД 39-132-94.[32] Переходы газопроводов через дороги, ручьи, реки выполнены в соответствии с проектом. Район прохождения газопроводов покрыт лесами таежного типа: береза, пихта, ель, осина. Район прохождения газопроводов ненаселен, поэтому дорожная сеть развита слабо.

Промысловый газопровод "Чернушка - Пермь" (до ПК 560) построен из стальных электросварных труб Ст.З СП гр. А, В по ГОСТ 1074-63 диаметром 530 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.

Промысловый газопровод "Т. вр. - г. Чернушка" (от "Чернушка - Пермь") построен из стальных электросварных труб Ст.З по ГОСТ 1074-63 диаметром 426 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.

Попутный нефтяной газ транспортировался по газопроводу диаметром 426 х 8 мм от точки врезки газопровода "Чернушка - Пермь" до центральной котельной г. Чернушка. Природный газ транспортировался по газопроводу диаметром 325 х 8 мм от ГКС "Павловка" до этой же котельной. В настоящее время, участок газопровода попутного газа от р. Б. Танып (ПК-47) до центральной котельной выведен на ремонтные работы по замене дефектных участков трубы, взамен ему построен участок газопровода попутного газа от ПК-47 до ПК-55, трубой диаметром 325 х 8 мм, который соединил газопровод попутного газа с газопроводом природного газа через запорную арматуру №10, вследствие чего, на газопроводе появились участки труб, отличающихся от выше перечисленных по марке стали и ГОСТам.

Промысловый газопровод природного газа "ГКС "Павловка" - г. Чернушка" (бытовой) построен из стальных электросварных труб Ст.2 по ГОСТ 8734-58 диаметром 273 х 8 мм, сваренных между собой электросваркой на всем протяжении газопровода.

Газопроводы подземные с заглублением 1 м.

Для защиты газопроводов от почвенной коррозии и блуждающих токов применяется наружная изоляция газопроводов - битумно-резиновая усиленного и нормального типа, а также применяется пленочная изоляция. Для изоляции отдельных участков и проведения технологических и регламентных работ, изменения направления движения потока газа на газопроводах установлены отключающие устройства. Отключающие устройства установлены на всех ответвлениях от газопроводов, как для приема газа с других ГКС, так и для подачи газа местным потребителям, на продувочных свечах и влагоконденсатосборниках, в начале и конце переходов через реки. Назначение, тип, отключающих устройств, их рабочие характеристики и места установок приведены в табл. 13.

В настоящее время на трассе газопровода "Чернушка - Пермь" выполнены врезки промысловых газопроводов:

ПК 114+90 - от ГКС "Куеда";

ПК 289+80 - от ГКС "Танып";

ПК 311 - от ГКС "Константиновка";

ПК 679 - от ГУ Сретенского нефтяного месторождения;

ПК 739 - от ГУ Сосновского нефтяного месторождения.

Защита газопроводов от электрохимической коррозии, блуждающих токов осуществляется при помощи установок ЭХЗ. Коррозионная активность грунтов на трассах трубопроводов колеблется от средней до высокой. Измерения поляризационных потенциалов производились по ГОСТ 9.602-89. Применяемые установки и их расположение представлены в табл. 1.6.

Данные по линейным задвижкам, установленным на газопроводах

Таблица 13 Данные по линейным задвижкам

№№	№по схеме	Типоразмер устройства	Наименование устройства	Место установки, ПК
"Чернушка - Пермь"
Линейные отключающие устройства
1	1	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	60+50
2	2	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	115
3	3	ЗКЛ 300-16	Кран бесколодезный	311+10
4	4	ЗКЛ 300-16	Кран бесколодезный	439
5	5	500-64	Кран бесколодезный	580
6	6	500-64	Кран бесколодезный	910
Влагоконденсатосборники
7	1а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	2+80
8	2а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	28
9	3'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	53
10	4а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	75+40
11	5а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	116
12	6а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	226
13	7а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	280+50
14	8'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	303+50
15	9а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	315
16	10'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	320+75
17	11'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	341
18	12а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	372
19	13'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	434
20	14а	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	453+45
21	15'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	498+40
22	16'	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	565+30
Запорная арматура на отпайках линейной части
23	7	ЗКЛ 100-16	Газ на УППН	6+20
24	8	ЗКЛ 100-16	Запорная арматура. Газ на совхоз "Дружный"	33
25	9	ЗКЛ 400-16	Газ на центр, котельную г. Чернушка	60+50
	10	ЗКЛ 150-16
	11	ЗКЛ 100-16	Продувочная свеча
26	12	ЗКЛ 150-64 (2шт)	Кран продувочной свечи	114+90
27	13	200-16	Кран бесколодезный. Газ с ГКС "Куеда"	114+90
28	14	ЗКЛ 100-16	Газ на д. Рябки	115
29	15	ЗКЛ 50-16	Сифон	183+20
30	16	ЗКЛ 100-16	Газ на котельную ЦДНГ-6	287+60
31	17	ЗКЛ 200-16	Газ с ГКС "Танып"	289+80
32	18	ЗКЛ 100-16	Газ на с. Деменево	305
33	19	ЗКЛ 300-16	Кран бесколодезный. Газ с ГКС "Константиновка"	311+20
	20	ЗКЛ 150-16
	21	ЗКЛ 150-16
	22	ЗКЛ 150-16	Кран продувочной свечи
34	23	ЗКЛ 200-16	Газ на с. Калиновка	306
35	24,25	ЗКЛ 150-64	Кран продувочной свечи	438+90,439+10
36	26	ЗКЛ 150-16	Газ в колхоз Ломь	565+30
37	27,28	ЗКЛ 150-64	Кран продувочной свечи	579+95, 580
38	29	ЗКЛ 150-16	Газ со Сретенского месторождения	679
39	30	ЗКЛ 200-16	Газ с Сосновского месторождения	739
40	31	ЗКЛ 100-16	Запорная арматура продувочной свечи	795
Попутный газ "ГКС "Павловка" - г. Чернушка"
Линейные отключающие устройства
41	1	ЗКЛ 400-16	Секущая задвижка	0
42	2	ЗКЛ 400-16	Секущая задвижка	18+60
43	3	ЗКЛ 200-16	Задвижка узла переключения	18+65
44	4	ЗКЛ 400-16	Секущая задвижка	18+80
45	5	ЗКЛ 400-16	Секущая задвижка	29+30
46	6	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	46+80
47	7	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	47+40
48	8	ЗКЛ 300-16	Отключающая задвижка	55
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
49	9	ЗКЛ 150-16	Подключающая задвижка	0
50	10	ЗКЛ 300-16	Соединительная задвижка	18
51	11	ЗКЛ 100-16	Задвижка продувочной свечи	18+70
52	12	ЗКЛ 100-16	Газ на "ЧУРС"	21+30
53	13	ЗКЛ 80-16	Газ на "Лукойл-Бурение-Пермь"	29+30
54	14	ЗКЛ 250-16	Газ на "Чернушкастройкерамику"	42+50
55	15	ЗКЛ 150-16	Газ на "ДОРОС"	48+50
56	16а	ЗКЛ 50-16	Влагоконденсатосборник	16+80
Природный газ "ГКС "Павловка" - г. Чернушка"
Линейные отключающие устройства
57	1	ЗКЛ 300-40	Секущая задвижка	0
58	2	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	82
59	3	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	82
60	4	ЗКЛ 300-16	Секущая задвижка	121+30
61	5	ЗКЛ 300-16	Отключающая задвижка	132+50
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
62	6	ЗКЛ 100-16	Газ на д. Трун	7+40
63	7	ЗКЛ 200-16	Газ на УППН	6+20
64	8	ЗКЛ 50-16	Влагоконденсатосборник	28
65	9	ЗКЛ 50-16	Влагоконденсатосборник	107
66	10	ЗКЛ 100-16	Газ на "ЧУРС"	84*
67	11	ЗКЛ 80-16	Газ на "Лукойл-Бурение-Пермь"	92*
68	12	ЗКЛ 200-16	Газ на "Чернушкастройкерамику"	107
69	13	ЗКЛ 150-16	Газ на "ДОРОС"	110
70	14	ЗКЛ 50-16	Газ на газонаполнительную станцию	115
71	15	ЗКЛ 80-16	Газ на "АПИС"	124+50
72	16	ЗКЛ 100-16	Газ на "MACКО"	125
Природный газ "ГКС "Павловка" - г. Чернушка" (быт)
Линейные отключающие устройства
73	1	ЗКЛ 200-16	Секущая задвижка	0
74	2	11С273БК 200-64	Секущий безколодезный кран	113
Отключающие устройства на отпайках газопроводов
75	3	ЗКЛ 100-16	Газ на д. Дмитревка	19
76	4	ЗКЛ 100-16	Газ на совхоз Дружный	27
		Влагоконденсатосборники
77	5	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	18
78	6	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	26
79	7	ЗКЛ 50-16	Запорная арматура	89

Таблица 14 Данные по установкам катодной защиты, установленным на газопроводах

№№	№ на схеме	Типоразмер установки	Место установки, ПК	Потенциал на трубе, В, (не менее -0,85)
"Чернушка - Пермь"*
1	1	УКЗВ 6/4	11+60	-1,1
2	2	УКЗВ 6/4	40+30	-1,1
3	3	ПТА-3,0	70+50	-0,95
4	4	УКЗВ 10/4	140	-1,2
5	5	ПТА-3,0	210+70	-0,95
6	6	КСС-1200	300	-1,4
7	7	КСС-1200	410	-0,95
8	8	ПТА-3,0	450+70	-1,0
9	9	УКЗВ 6/4	560	-1,0
10	10	КСС-1200	800	-1,05
Природный газ ТКС "Павловка" - г. Чернушка"**
11	11	УКЗВ-6	12+80	-1,0
12	12	ПТА-3,0	28+50***	-0,9
13	13	ПСК-3,0	50+80	-0,85
14	14	ПТА-3,0	29+30***	-1,1
15	15	УКЗВ-10	47+60***	-0,85
16	16	АРТЗ-3,0	52***	-0,9
17	17	УКЗВ-10	120	-1,0

Примечание:

1.* Совместно с газопроводом ГКС "Павловка" - г. Чернушка"/

2.** Попутный и природный газ.

3.*** Пикеты приведены по их значениям на газопроводе попутного газа.

Характеристика транспортируемого газа

Попутный газ, транспортируемый по промысловым газопроводам "Чернушка - Пермь" и ГКС "Павловка" - г. Чернушка" представляет собой продукт I и II ступеней сепарации нефти на ДНС Павловской группы месторождений.

Природный газ, транспортируемый по промысловым газопроводам ГКС "Павловка" - г. Чернушка" и ГКС "Павловка" - г. Чернушка" (быт) представляет собой газ с Григорьевской и Павловской площадей верейской газовой залежи Павловского месторождения (газ и газоконденсат под действием пластового давления (8,4 МПа) по НКТ поступает на поверхность. На устьях скважин с помощью дроссельных шайб давление газа редуцируется с 8,4 МПа до 1,7 МПа и происходит низкотемпературная сепарация газа и газоконденсата. Затем газ по шлейфам скважин и газосборным коллекторам поступает на ГКС).

4.2 Требования по эксплуатации и техническому обслуживанию газопроводов систем транспортировки газа

Требования по контролю за проходным давлением в различных точках систем транспортировки газа.

Проходное давление в каждой точке системы транспортировки газа не должно превышать величины рабочего давления для каждого конкретного трубопровода. Величины рабочих давлений представлены в таблицах. Если давление в любой точке системы транспортировки газа превышает рабочее давление, то это свидетельствует или о произведенных несанкционированных переключениях запорной арматуры или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах, появившихся в результате образования гидратов, скоплений газоконденсата, неисправности или перекрытия запорной арматуры. Если во время транспортировки газа происходит скачкообразное падение давления, то это свидетельствует или о выполненных несанкционированных переключениях запорной арматуры или о потере герметичности трубопроводов.

На выкидах нагнетательных установок (компрессоров 7 ВКГ-50/7) на ГКС должны быть установлены электроконтактные манометры, отключающие компрессорные агрегаты при превышении давления транспортируемого газа величины рабочего давления в трубопроводах, а также при падении давления транспортируемого газа ниже величины, установленной регламентами по эксплуатации ГКС. Показания манометров на насосных агрегатах должны контролироваться машинистами ГКС.

На выкидных линиях компрессорных агрегатов, узлах запорной арматуры, в местах установки конденсатосборников для контроля за проходными давлениями должны быть установлены манометры. Показания этих манометров должны ежесменно контролироваться линейными обходчиками с обязательной фиксацией в вахтенном журнале. По результатам контроля должны строиться эмпирические графики изменения давлений во всех точках транспортировки газа, оборудованных манометрами, в зависимости от времени перекачки (зима, весна, лето, осень). При невозможности постоянного отслеживания давлений по манометрам, установленным в труднодоступных местах трасс газопроводов, на этих точках должны быть установлены манометры, оборудованные блоками памяти. Во всех случаях превышения давления в любой точке системы транспортировки величины рабочего давления, а также в случае скачкообразного падения давления обслуживающий персонал должен немедленно доложить о случившемся диспетчеру предприятия, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.

4.3 Требования по очистке внутренних полостей газопроводов от скоплений газоконденсата и гидратов

Организация и проведение очистки полостей газопроводов от газоконденсата и гидратов должны включать в себя следующие основные технологические операции:

оценку состояния внутренней полости трубопроводов и определение необходимости очистки;

определение вида отложений;

обоснование периодичности очисток трубопроводов, а также метода очистки (механической, химической, термической и комбинированной);

производство работ по очистке трубопроводов;

оценку и регистрацию результатов очистки.

Оценка состояния внутренней полости трубопроводов, определение вида отложений в трубопроводах, обоснование периодичности очисток трубопроводов проводятся на основании данных контрольной очистки, которая проводится перед введением в практику эксплуатации трубопроводов периодической очистки. Оценка состояния внутренней полости трубопровода, определение вида отложений должны проводиться также и при ревизиях трубопроводов.

Для удаления воды и конденсата газопроводы должны быть оборудованны дреннажными устройствами и влагоконденсатосборниками, устанавливаемыми в местах регулярного их скопления.

Влагоконденсатосборники должны периодически освобождаться от конденсата в передвижные емкости. Наземная часть влагоконденсатосборника должна помещаться в кожухе или в ограждении с запирающимся устройством для исключения доступа посторонних лиц. На ограждениях должны вывешиваться предупредительные плакаты и знаки.

Очистка полостей газопроводов должна выполняться в соответствии с "Инструкцией по очистке полостей газопроводов". Инструкция на проведение очистки полостей трубопроводов должна предусматривать:

организацию очистных работ;

технологию очистки (включая переключение запорной арматуры);

методы и средства устранения отказов оборудования;

требования промышленной безопасности и противопожарные мероприятия;

вопросы утилизации вынесенных при очистке продуктов.

Все технологические операции по очистке внутренних полостей газопроводов выполняются эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в очистке внутренних полостей газопроводов. Очистку внутренних полостей газопроводов разрешается проводить при наличии наряда-допуска, устойчивой связи между постами, диспетчерской службой, журнала регистрации данных по проведению работ.

Во время проведения очистных работ категорически запрещаются:

проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне очищаемого газопровода;

присутствие на площадках линейных задвижек или кранов очищаемого участка газопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;

переезд трассы очищаемого газопровода транспортом и механизмами.

Все виды очистки трубопроводов сопровождаются составлением соответствующих актов и вкладываются в паспорта ответственных газопроводов.

Методика определения конкретных условий конденсации, расчет выпадения конденсата и влаги (в зависимости от технологических и климатических особенностей), определение области выпадения конденсата и влаги на трассах газопроводов внешнего транспорта, должны быть изложены в отдельно разработанном документе "Выпадение конденсата углеводородных газов на газопроводах внешнего транспорта.

4.4 Требования по защите от внешней и внутренней коррозии

Комплекс мероприятий по защите от коррозии разрабатывается научно-исследовательскими организациями и в общем случае включает:

технологические методы - мероприятия, направленные на предупреждение увеличения коррозионной активности среды или ее уменьшение; специальные методы защиты, включающие применение покрытий, футеровок, химических реагентов (ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода), электрохимическую защиту;

контроль коррозионной активности и физико-химических свойств среды.

Контроль за коррозионным состоянием оборудования помимо визуального осмотра должен осуществляться методом ультразвуковой и магнитной толщинометрией, или другими эффективными методами.

Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого вида оборудования и трубопроводов устанавливаются в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских и проектных организаций.

Мероприятия по защите от внутренней коррозии газопроводов должны планироваться и осуществляться при перекачке по трубопроводам газа, содержащего влагу, сероводород и (или) двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точки росы для воды. Для выявления данных факторов необходимо проведение специальных исследований и организация коррозионного мониторинга.

Защита трубопроводов систем транспортировки газа должна предусматривать технологические методы борьбы с коррозией, а также ингибиторную защиту. Защита газопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата. Необходимость в применении ингибиторной защиты от внутренней коррозии трубопроводов систем внешнего транспорта газа должна быть определена на основании результатов коррозионного мониторинга, выполняемого специализированной организацией. Для его осуществления трубопроводы должны быть оснащены оборудованием для коррозионного мониторинга, имеющего разрешение Ростехнадзора на применение. Если результаты коррозионного мониторинга покажут необходимость в применении ингибитора коррозии, то системы транспортировки газа должны быть оснащены установками для подачи реагента БР-2,5, БР-10 (ОСТ 26-02-376-72). Конкретная марка ингибитора определяется путем проведения лабораторных испытаний. Для оперативного контроля за изменением свойств транспортируемого газа необходимо ежегодно обновлять информацию по ее физико-химическим свойствам и компонентному составу.

Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, разработанной для каждого ингибитора. Ингибиторы коррозии в защищаемый газопровод или систему газопроводов подаются в соответствии с технологическим регламентом, разработанным на основании инструкции по применению ингибитора.

Контроль за соблюдением технологии применения ингибиторов осуществляется в следующей последовательности:

проверить исправность технических средств закачки ингибиторов и узлов контроля за скоростью коррозии;

установить фактический удельный расход ингибитора и его соответствие режиму закачки, рекомендованному инструкцией по применению и технологическим регламентом;

оценить защитное действие ингибитора путем сравнения скоростей коррозии образцов-свидетелей, установленных на контрольных точках трубопровода до и при подаче в систему ингибитора.

Защитный эффект на конечном участке трубопровода должен быть не менее 80%.

Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии осуществляется в соответствии с РД 39-0147103-362-86[33] по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора коррозии в систему, а также методом линейной поляризации.

Защита газопроводов от внешней коррозии должна осуществляться с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты.

Все трубопроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите. ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений.

В процессе эксплуатации трубопроводов необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормальным функционированием средств ЭХЗ. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится методами, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, или осмотром изоляционного покрытия и поверхности металла труб в шурфах, отрываемых в наиболее опасных местах.

Эффективность работы средств ЭХЗ обеспечивается их периодическими осмотрами и контрольными замерами. Замер потенциалов на контактных устройствах должен производиться не реже одного раза в месяц. По результатам должен быть составлен соответствующий акт и вложен в паспорт трубопровода. Контроль состояния электрохимической защиты в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в ГОСТ Р 51164-98. Ремонт средств ЭХЗ должен проводиться по графику ППР, составленному в соответствии с РД 39-30-142-79[34] "Основные положения о планово-предупредительном ремонте средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов".

4.5 Требования по уходу за трассами газопроводов

Трассы газопроводов через каждый километр и в местах поворота должны быть закреплены на местности постоянными знаками высотой 1,5-2 м. Знак должен содержать следующую информацию:

перекачиваемая среда;

наименование трубопровода;

пикетаж трассы;

диаметр и толщина стенки, мм;

номер телефона диспетчерской службы предприятия;

величина охранной зоны (расстояние от оси по обе стороны трубопровода), м;

глубина залегания трубопровода до верхней образующей, м.

Знак устанавливается с правой стороны от трубопровода по ходу движения среды, перпендикулярно к трубопроводу, на расстоянии 1 м от него.

Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками, по одному с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

пересечения автомобильных дорог I, II, III категорий;

переходы через крупные овраги при ширине более 50 м;

переходы через каналы;

переходы через реки с шириной зеркала воды в межень более 10 м.

Исходя из условий обслуживания, арматура на трубопроводах должна

иметь площадки, ограждения и надписи с номерами согласно технологической схемы, указатели направления вращения на закрытие и открытие, а также указатели положений с надписями: "Закрыто" и "Открыто".

К любой точке трассы любого трубопровода должна быть обеспечена возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом должны максимально использоваться дороги общего пользования. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего трубопровод, должны находиться не ближе 10 м от оси трубопровода. Трассы несельскохозяйственного назначения в пределах 3 м от оси трубопроводов должны периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии. При наличии ЛЭП вдоль трассы, ширина последней определяется "Правилами устройства электроустановок".

Для защиты трубопроводов от размыва и оголения необходимо предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин. Развивающиеся овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трасс трубопроводов, которые при своем развитии могут достичь трубопроводов, должны укрепляться. При пересечении трубопроводами крутых склонов, промоин, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншеям и размыв трубопроводов. Переходы трубопроводов через автомобильные дороги должны выполняться в защитных футлярах.

По всем трассам в процессе эксплуатации должны поддерживаться глубины заложения трубопроводов, измеряемые от поверхности земли до верхней образующей трубопроводов, не менее:

На непахотных землях вне постоянных проездов при условном диаметре 300 мм и менее - 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм - 0,8 м.

0,6 м - для всех диаметров, на непахотных землях вне постоянных проездов, в болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин;

1,0 м - на пахотных и орошаемых землях;

1,1м- при пересечении местных (промысловых) автомобильных дорог.

Фактическая глубина заложения должна контролироваться:

визуально - 2 раза в год (весной, осенью);

трассоискателем или шурфованием - 1 раз в 3 года.

Уход за трассами, периодический осмотр трасс и сооружений трубопроводов, выявление утечек газа, газоконденсата и других нарушений и неисправностей, контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды должны осуществлять линейные обходчики дежурной смены. Обо всех неполадках на трассах персонал, обслуживающий трубопроводы, должен немедленно сообщать мастеру, посредством носимой или мобильной радиостанций.

4.6 Требования по установке охранных зон и знаков безопасности

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопровода должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов:

вдоль трассы трубопровода - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м от оси трубопровода с каждой стороны;

на землях сельскохозяйственного назначения охранная зона ограничивается условными линиями, проходящими в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны;

вдоль трасс многониточных трубопроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

вдоль подводных переходов трубопровода - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от оси трубопровода на 100 м с каждой стороны.

В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, в том числе запрещающие:

перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных приборов;

открывать двери и калитки ограждений узлов запорной арматуры, других линейных устройств, открывать и закрывать задвижки;

устраивать всякого рода свалки, выливать растворы солей, кислот и щелочей;

разрушать берегоукрепительные сооружения, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию от аварийного разлива транспортируемого продукта;

производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

В охранных зонах трубопроводов сторонними организациями без письменного согласия организации, их эксплуатирующей, запрещается:

возводить любые постройки и сооружения;

высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;

сооружать проезды и переезды через трассы трубопроводов, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды.

На территориях охранных зон трубопроводов не допускается:

устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом;

производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем;

производство всякого рода горных, строительных, монтажных, взрывных работ, планировка грунта;

производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательских работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта.

Приказом по предприятию назначаются лица, ответственные за эксплуатацию трубопроводов, в обязанности которых входит внесение всех изменений, касающихся строительства объектов в охранной зоне, пересечений с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивных изменений объектов трубопроводов в процессе ремонта и реконструкции в эксплуатационную документацию.

На трассах трубопроводов должны быть установлены знаки безопасности, сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.

Места расположения знаков безопасности, их номера и размеры, а также порядок применения поясняющих надписей к знакам безопасности устанавливает руководство предприятия по согласования с соответствующими органами государственного надзора. Знаки безопасности должны контрастно выделяться на окружающем их фоне и находиться в поле зрения людей, для которых они предназначены.

Знаки безопасности должны быть расположены с таким расчетом, чтобы они были хорошо видны, не отвлекая внимания работающих, и сами по себе не представляли опасности.

Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, должны быть установлены в местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с УСиР дорог - владельцем дороги:

на переходах через реки - на границе охранной зоны трубопровода, но не ближе 100 м от оси;

на пересечениях с автодорогами I, II, III класса -- на расстоянии 300м от оси трубопровода;

на пересечениях с проселочными и прочими дорогами - на расстоянии 100 м от оси.

Предупредительные знаки, означающие: "Остановка транспорта запрещена", и другие подобного содержания должны применяться для ограждения мест утечки продукта, ремонтируемых участков, мест размыва и т. п.

4.7 Требования по ревизиям и диагностике газопроводов

Основным методом контроля за надежной и безопасной работой газопроводов являются периодические ревизии, при которых проверяется техническое состояние трубопроводов, их элементов и деталей. Ревизии проводит отдел технического надзора предприятия совместно с начальниками и мастерами цехов. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния газопроводов и возможности их дальнейшей эксплуатации.

Сроки проведения ревизий газопроводов устанавливаются администрацией Общества посредством графика контрольных осмотров, ревизий и диагностики, в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации газопроводов, результатов наружных осмотров предыдущих ревизий и диагностики, от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трасс, а также экономической целесообразности и должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию газопроводов в период между ревизиями. При этом участки газопроводов 1 категории на расстоянии более и менее 200 м от мест обслуживания людьми должны ревизироваться не реже 1 раза в год, участки газопроводов 2 категории на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми должны ревизироваться не реже 1 раза в год, более 200 м от мест обслуживания людьми не реже 1 раза в два года, участки газопроводов 3 категории на расстоянии менее 200 м от мест обслуживания людьми (УППН, ГКС, узлы запорной арматуры и т.п.) должны ревизироваться не реже 1 раза в 2 года. Остальные участки - не реже 1 раза в 4 года. Ревизии должны быть приурочены к планово-предупредительным ремонтам отдельных участков и узлов газопроводов.

Выбор и согласование с начальником цеха, участков для ревизии и диагностики осуществляет отдел технического надзора, а утверждает главный инженер предприятия. При этом следует выбирать участки минимальной протяженности, работающие в наиболее тяжелых условиях (наличие скоплений пластовой воды, газоконденсата, гидратов, наличие эрозийных материалов, осадков, вибрации и др.), а также тупиковые и временно не работающие участки.

При ревизии намеченного участка газопровода необходимо:

освободить (по возможности) газопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;

провести тщательный наружный осмотр;

провести (по возможности) внутренний осмотр газопровода (демонтаж трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и других разъемных соединений осуществляется посредством разборки этих соединений; при их отсутствии производят вырезку участка газопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желательно со сварным швом);

простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерить ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких местах, наиболее подверженных износу;

при возникновении сомнений в качестве сварных швов произвести вырезку образцов для металлографического испытания или проверить их магнитографическим методом или методом просвечивания гамма-лучами;

проверить состояние фланцевых соединений, их воротников, привалочных поверхностей, прокладок, крепежа, а также фасонных частей и арматуры, если таковые имеются на ревизируемом участке;

проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно - прокладок;

испытать газопровод на прочность и плотность в случаях производства на нем ремонтных работ;

проверяются механические свойства металла труб, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.

Результаты ревизии заносят в паспорта (эксплуатационные журналы) трубопроводов и сопоставляют с результатами предыдущей ревизии, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки.

При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка трубопровода дополнительно ревизии подвергается другой участок. Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина стенки трубы или другой детали под воздействием коррозии или эрозии уменьшилась, возможность дальнейшей работы трубопровода должна быть проверена расчетом. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков должна быть проведена генеральная ревизия трубопровода с ревизией пяти участков, расположенных равномерно по всей длине трубопровода. Все обнаруженные в результате ревизии дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали трубопроводов заменены новыми. При неудовлетворительных результатах генеральной ревизии трубопровод выбраковывается.

Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с требованиями действующих нормам и правил безопасности. Все участки трубопровода, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность.

Объемы работ при ревизиях газопроводов определяет отдел технического надзора.

Оценка состояния контролируемого участка газопровода должна осуществляться с обязательным использованием методов технической диагностики с учетом конкретных условий и требуемой надежности контроля.

Основными методами контроля газопроводов являются:

традиционные (ультразвуковой, радиографический, акустический, магнитопорошковый);

акустико-эмиссионный;

внутритрубная диагностика;

метод магнитной памяти металла;

твердометрия;

электрометрия;

комбинация предыдущих методов.

Оптимальные сочетания, выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться специализированной диагностической организацией имеющей аттестованную лабораторию и соответствующую лицензию на выполнение данного вида работ в каждом конкретном случае с учетом разрешающей способности, выявляемости дефектов и производительности контроля.

Результаты контроля должны быть зафиксированы в паспортах газопроводов и соответствующих заключениях (актах) диагностической организации. Форма заключения (акта) устанавливается отделом технического надзора предприятия.

В заключении диагностической организации должны фиксироваться следующие сведения:

паспортно-эксплуатационные данные о трубопроводе (наименование, назначение, категория, протяженность, диаметр и толщина стенки, рабочее и технологическое давления, марка стали и ГОСТ, тип изоляции, год ввода в эксплуатацию);

план и профиль трассы с расположением трубопровода на местности и нанесенными потенциально опасными участками трубопровода, местами расположения шурфов (с привязкой к пикетам);

заключение о глубине заложения трубопровода с пикетажем наземных и оголенных участков;

заключения по электрометрическим измерениям: заключение о качестве и сплошности изоляционного покрытия с указанием пикетажа обнаруженных дефектов и заключение о эффективности работы ЭХЗ трубопровода с указанием пикетажа зон, не защищенных ЭХЗ;

заключения о результатах визуального осмотра наземных, оголенных участков и участков в шурфах; перечень и пикетаж выявленных одиночных коррозионных повреждений и мест коррозионного и водородного растрескивания металла трубы трубопровода;

заключение о результатах ультразвуковой толщинометрии стенок трубопровода;

заключение о результатах контроля механических (прочностных) характеристик металла трубы трубопровода;

заключение о результатах исследования напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков трубопровода;

заключение акустико-эмиссионного контроля потенциально опасных участков трубопровода;

заключение о качестве проверенных сварных швов;

расчет скорости коррозии стенки трубы трубопровода;

расчет на прочность;

расчет оценки остаточного ресурса характерных участков трубопровода.

Заключение прикладывается к паспорту газопровода.

Ремонтные и сварные работы должны производиться в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности. Трубы, используемые для замены поврежденных участков трубопроводов при ремонтно-восстановительных работах, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам. Все участки трубопровода, подвергавшиеся разборке, резке и сварке, после сборки подвергаются испытаниям на прочность и плотность с составлением акта. Акт заносится в паспорт газопровода вместе с сертификатами качества на трубы и электроды.

4.8 Требования по периодическим испытаниям газопроводов

Надежность работы газопроводов должна проверяться путем периодических испытаний на прочность и плотность. Периодические испытания газопроводов должны выполняться в соответствии с инструкцией и планом производства работ, утверждаемыми начальником цеха предприятия. Периодичность проведения испытаний должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, но не реже одного раза в 8 лет.

Газопроводы испытываются на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления в течение 24 часов. После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов. Периодические испытания трубопроводов проводятся под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актами. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газопровода, на основании соответствующих актов делает записи о результатах испытаний и назначает сроки следующих испытаний в паспортах газопроводов. Акты испытаний прикладываются к паспортам газопроводов.

4.9 Требования по плановым и аварийным ремонтам газопроводов

Объемы ремонтных работ на газопроводах и сроки их выполнения определяются по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, актов-предписаний представителей ПМУ по экологическому и технологическому надзору, отдела технического надзора промышленно-экологической безопасности и охраны труда предприятия, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности.

Ремонт трубопроводов подразделяется на планово-предупредительный и аварийный.

Планово-предупредительный ремонт выполняется в соответствии с годовым графиком ППР утверждаемым главным инженером предприятия.

Текущий ремонт - минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей.

Текущий ремонт подразделяется на:

профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;

непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.

К текущему ремонту газопроводов относятся:

ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводами;

устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;

очистка внутренней полости газопровода от скоплений воды, газоконденсата и гидратов;

проверка состояния и ремонт изоляции трубопроводов шурфованием;

ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и смазки;

ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;

проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец;

замер толщин стенок трубопроводов ультразвуковым толщиномером;

подготовка линейных объектов трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;

окраска линейных сооружений.

Мероприятия по текущему ремонту газопроводов проводятся в основном без остановки перекачки.

Капитальный ремонт - наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части газопроводов относятся:

все работы, выполняемые при текущем ремонте;

вскрытие траншей трубопроводов, осмотр и частичная замена изоляции;

ремонт или замена дефектных участков трубопроводов и запорной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;

замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;

просвечивание сварных швов;

продувка или промывка, испытание трубопроводов на прочность и плотность;

окраска надземных частей трубопроводов;

ремонт колодцев и ограждений;

берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах трубопроводов через водные преграды;

сооружение защитных кожухов на пересечениях с автомобильными дорогами;

ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.

Техническое обслуживание и текущий ремонт газопроводов осуществляются силами предприятия с привлечением, по необходимости, специализированных сервисных организаций, согласно составленных и утвержденных месячных планов работ.

План организации ремонтных работ составляется в произвольной форме и включает в себя:

наименование объекта, места проведения работ, даты, время их начала и окончания;

краткие технические и конструктивные требования к ремонтируемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводного объекта;

указания о материальном обеспечении работ;

расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охранных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный состав персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий и должностей лиц, ответственных за проведение работ;

порядок и последовательность осуществляемых переключений (отключений, включений) участков трубопровода, технологического оборудования средств электрохимической защиты и др.;

подробную схему подлежащих ремонту узлов (участков трубопровода);

параметры испытаний отремонтированных узлов (участков трубопровода).

Капитальный ремонт газопроводов выполняется силами сторонних специализированных организаций. Капитальный ремонт газопроводов выполняется в соответствии с проектом на капитальный ремонт (по необходимости) и планом организации ремонтных работ, аналогичным плану, составляемому для текущего ремонта.

Ремонты газопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. На используемые для выполнения ремонтных работ материалы и изделия должны быть документы (паспорта, сертификаты), удостоверяющие их качество и соответствие условиям применения.

Работы по ликвидации аварий и инцидентов на газопроводах выполняются силами аварийно-восстановительных бригад цеха по ПЛА. В цехе должен быть разработан и утвержден главным инженером предприятия план ликвидации аварий на газопроводах в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации. В плане должен быть указан порядок оповещения и сбора должностных лиц, организации и производства аварийных работ.

В оперативной части плана ликвидации аварий предусматриваются:

вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей и окружающей среды, расчет выхода газа и газоконденсата с поврежденного участка;

мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды, по локализации выхода газа и газоконденсата, отключению поврежденного участка, ликвидации аварий;

действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожарной безопасности;

мероприятия по тушению газа и газоконденсата в случае их загорания;

места нахождения служб и средства для ликвидации аварий;

распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

список должностных лиц и учреждений, которые должны быть оповещены об аварии, и порядок оповещения;

вызов бригады оперативно-ремонтных работ;

очередность выезда специальных машин;

перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

Все работники подразделений на своих рабочих местах должны быть ознакомлены с планом ликвидации аварий.

При возникновении аварии (инцидента) первый, заметивший аварийную ситуацию должен немедленно сообщить об этом руководству цеха, начальник цеха должен проинформировать диспетчера предприятия, руководство службы охраны нефтяного района (пожарная часть и ГСС), проконтролировать действия бригады оперативно-ремонтных работ по отключению поврежденного участка и принять меры по ликвидации возникшей аварии в соответствии с планом ликвидации аварий, затем проинформировать руководство предприятия о принятых мерах по ликвидации аварии и сделать краткую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) журнале, фиксируя место, сущность, причину аварии, принятые меры.

Прибывший первым к месту аварии (инцидента) на газопровод руководитель работ обязан:

установить предупредительные знаки для ограждения места аварии;

принять меры к предупреждению дальнейшего растекания газоконденсата, исключив попадание его в водоемы и населенные пункты;